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BUCRF72VH5RBN7X3VL35 2022-12-31 ifrs-full:RelatedPartiesMember iso4217:EUR iso4217:EUR xbrli:shares Relazione Finanziaria Annuale Eni Relazione Finanziaria Annuale 2023 *00297* Siamo un’impresa dell’energia. Sosteniamo concretamente una transizione energetica socialmente equa, con l’obiettivo di preservare il nostro pianeta e promuovere l’accesso alle risorse energetiche in maniera efficiente e sostenibile per tutti. Fondiamo il nostro lavoro sulla passione e l’innovazione. Sulla forza e lo sviluppo delle nostre competenze. Sulle pari dignità delle persone, riconoscendo la diversità come risorsa fondamentale per lo sviluppo dell’umanità. Sulla responsabilità, integrità e trasparenza del nostro agire. Crediamo nella partnership di lungo termine con i Paesi e le comunità che ci ospitano per creare valore condiviso duraturo. La nostra Mission Obiettivi globali per lo sviluppo sostenibile L’agenda 2030 per lo Sviluppo Sostenibile delle Nazioni Unite, presentata a settembre 2015, identifica i 17 Sustainable Development Goals (SDGs) che rappresentano obiettivi comuni di sviluppo sostenibile sulle complesse sfide sociali attuali. Tali obiettivi costituiscono un riferimento importante per la comunità internazionale e per Eni nel condurre le proprie attività nei Paesi in cui opera. Eni Relazione Finanziaria Annuale 2023 RELAZIONE SULLA GESTIONE 5 Attività 6 Modello di business 10 Principali eventi dell’anno 12 Eni in sintesi 14 Attività di stakeholder engagement 20 Strategia 22 Risk Management Integrato 26 Governance 32 ANDAMENTO OPERATIVO NATURAL RESOURCES 44 Exploration & Production 46 Global Gas & LNG Portfolio 66 CCUS, iniziative di carbon offset e agri-feedstock 72 ENERGY EVOLUTION 76 Enilive, Refining e Chimica 78 Plenitude & Power 86 Attività ambientali 92 COMMENTO AI RISULTATI E ALTRE INFORMAZIONI Commento ai risultati economico-finanziari 96 Commento ai risultati economico-finanziari di Eni SpA 121 Fattori di rischio e incertezza 130 Evoluzione prevedibile della gestione 151 DICHIARAZIONE CONSOLIDATA DI CARATTERE NON FINANZIARIO (DNF) 152 Altre informazioni 238 Glossario 239 Lettera agli azionisti Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario La presente Relazione sulla gestione include la Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario (DNF) in adempi- mento ai requisiti del Decreto Legislativo n. 254/2016 in materia di informazioni non finanziarie, relativa ai temi ambientali, sociali, attinenti al personale, al rispetto dei diritti umani e alla lotta alla corruzione. La rendicontazione di tali temi e gli in- dicatori illustrati sono definiti in conformità ai “Sustainability Reporting Standards” pubblicati dal Global Reporting Initiative (GRI Standards), su cui la DNF è sottoposta a limited assurance. Inoltre, sono state considerate le raccomandazioni della Task force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) e le metriche Core del World Economic Forum (WEF). Bilancio integrato La Relazione sulla gestione integrata 2023 è redatta secondo proprie linee guida interne di reporting anche facendo riferimento ai principi contenuti nell’International Framework dell’IIRC, con l’obiettivo di fornire agli investitori e agli altri stakeholders una visione globale del modello di business, delle strategie industriali e in ambito Corporate Social Responsability e delle performance economiche e di sostenibilità dell’azienda. La mission di Eni rappresenta in maniera più esplicita il cammino che Eni ha intrapreso per rispondere alle sfide universali, contribuendo al raggiungimento degli Obiettivi per lo Sviluppo Sostenibile (SDGs) che l’Organizzazione delle Nazioni Unite ha fissato al fine di indirizzare chiara- mente le azioni che tutti gli attori devono intraprendere. Adempimenti ESEF (European Single Electronic Format). Questo documento non è stato predisposto ai sensi del Regolamento Delegato UE 2019/815 (Regolamento ESEF), adottato in attuazione della Direttiva Transparency. Il documento redatto ai sensi del Regolamento ESEF è disponibile (solo in italia- no) nell’apposita sezione del sito internet della Società (www.eni.com, sezione Documentazione) e sul meccanismo di stoccaggio centralizzato autorizzato da Consob denominato “1Info” – consultabile all’indirizzo www.1info.it BILANCIO CONSOLIDATO 243 Schemi di bilancio 244 Note al bilancio consolidato 252 Informazioni supplementari sull’attività Oil & Gas previste dalla SEC 366 Attestazione a norma dell’art. 154-bis, comma 5 del D.lgs. 58/1998 387 BILANCIO DI ESERCIZIO 389 Schemi di bilancio 390 Note al bilancio di esercizio 396 Proposte del Consiglio di Amministrazione all’Assemblea degli Azionisti 462 Attestazione a norma dell’art. 154-bis, comma 5 del D.lgs. 58/1998 463 ALLEGATI 465 Allegati alle note del bilancio consolidato di Eni SpA al 31 dicembre 2023 466 Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2023 466 Variazioni dell’area di consolidamento verificatesi nell’esercizio 506 Corrispettivi di revisione legale dei conti e dei servizi diversi dalla revisione 510 Disclaimer La Relazione Finanziaria Annuale contiene dichiarazioni previsionali (forward-looking statements), in particolare nella sezione “Evoluzione prevedibile della gestione”, relative a: piani di investimento, dividendi, acquisto di azioni pro- prie, allocazione dei flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future, obiettivi di crescita delle produzioni e delle vendite ed esecuzione dei progetti. I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza perché dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui l’avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità del management nell’esecuzione dei piani industriali e il successo nelle trattative commerciali, l’evoluzione futura della domanda, dell’offerta e dei prezzi del petrolio, del gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni internazionali e l’insta- bilità socio-politica e i mutamenti del quadro economico e normativo in molti dei Paesi nei quali Eni opera, l’impatto delle regolamentazioni dell’industria degli idrocarburi, del settore dell’energia elettrica e in materia ambientale, il suc- cesso nello sviluppo e nell’applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l’azione della concorrenza. Per Eni si intende Eni SpA e le imprese incluse nell’area di consolidamento. Cari azionisti, nel 2023 Eni ha realizzato ottimi risultati operativi e finanziari in uno scenario energetico particolarmente volatile. È stato un anno chiave per l’esecuzione strategica perché sono giunti a maturazione gran par- te dei progetti legati al nostro piano di transizione. Il forte incremento del valore di borsa del titolo Eni nel 2023 (+23% il Total Shareholder Return), la migliore performance a livello di peer group, conferma il riconoscimento, da parte degli investitori, del nostro percorso di tran- sizione e delle nostre capacità esecutive. Stiamo affrontando la triplice sfida di assicurare forniture energeti- che convenienti, affidabili e sempre più sostenibili, essenziali per il funzionamento dell’economia e della società, mediante un approc- cio pragmatico e sostenibile fondato sulla centralità del gas, sulle sinergie tra business tradizionali e business della transizione, sul modello satellitare con la creazione di società specializzate per ac- celerare la decarbonizzazione dei clienti finali, mentre lavoriamo su tecnologie break-through in grado di cambiare il paradigma energe- tico nel lungo termine, quali la fusione nucleare. Nel 2023 il settore E&P ha registrato una significativa crescita. Il giacimento Baleine in Costa d’Avorio, primo progetto dell’Africa a emissioni nette zero (Scope 1 e 2) è stato avviato in produzione a meno di due anni dalla scoperta, facendo leva sul nostro modello fast-track che consente di ridurre il time-to-market delle riserve. Il progetto “Congo Floating LNG” ha consegnato il primo carico a fine febbraio 2024, grazie all'utilizzo di tecnologie che ci hanno permes- Lettera agli azionisti so uno sviluppo GNL modulare di tipo "small-scale", mai utilizzato in Africa, consentendoci di raggiungere lo start-up in tempi record. In Mozambico, il progetto Coral South, primo esempio al mondo di Flo- ating LNG in acque ultra-profonde, ha raggiunto il plateau produttivo. L’esplorazione ha vissuto un altro anno di successi con 900 milioni di boe di nuove risorse, prevalentemente a gas, trainate dalla straordi- naria scoperta di Geng in Indonesia, la maggiore del settore nel 2023, nonché dalle attività “near field” in Egitto, Congo e Messico. La produzione di idrocarburi è aumentata del 3% a 1,65 mln boe/g, in un contesto in cui permane la forte selettività degli investimenti ed il focus sugli sviluppi a gas. L’attività di M&A ha dato un contributo fondamentale al rafforza- mento del portafoglio upstream. L’acquisizione di Neptune Ener- gy, perfezionata a gennaio 2024, è fortemente sinergica al nostro portafoglio di asset a gas e ci avvicina in modo significativo ai no- stri obiettivi di incrementarne la quota di produzione al 60% entro il 2030 e di decarbonizzazione dell’upstream, essendo gli asset acquisiti caratterizzati da bassa intensità emissiva. Con i circa 4 mld mc/anno di gas per il mercato europeo espandiamo e diversi- fichiamo il portafoglio di forniture, mentre consolidiamo la nostra posizione in Indonesia dove grazie agli asset Neptune, alla recente scoperta di Geng e all’acquisto delle partecipazioni nei campi della cosiddetta area IDD abbiamo implementato un potenziale minera- rio di oltre 280 mld mc nella regione che rappresenterà una delle maggiori aree di crescita del nostro upstream. Da ultimo, sempre nell’ottica di assicurare stabili forniture energetiche per l’Europa, abbiamo rafforzato la nostra strategica presenza in Algeria attra- verso l’acquisizione degli asset a gas di bp nel paese. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023 ENI Il settore GGP ha ottenuto una performance record grazie alla con- tinua ottimizzazione del portafoglio di gas naturale e GNL e ai be- nefici per rinegoziazioni contrattuali. Il business ha sostanzialmen- te cessato gli acquisti di gas russo, in anticipo di due anni rispetto ai programmi, senza compromettere la continuità delle forniture e senza ripercussioni finanziarie, mentre ha continuato a espandere il portafoglio di GNL contrattualizzato grazie agli accordi di lungo ter- mine in Congo, Indonesia e Qatar che assicureranno a regime tra il 2025/2026 fino a 6,8 mld mc/anno al servizio dei piani commerciali e in linea con la strategia di integrazione upstream-midstream. Plenitude ed Enilive, i due satelliti di Eni focalizzati sulla commer- cializzazione di prodotti energetici decarbonizzati e sull’abbatti- mento delle emissioni Scope 3 nel nostro percorso di transizione energetica, hanno registrato una rilevante crescita ed eccellenti performance finanziarie. Plenitude ha raggiunto l’obiettivo di 3GW di capacità rinnovabile, in- crementato la rete di punti di ricarica per veicoli elettrici a 19 mila unità e consolidato una base clienti di oltre 10 milioni di utenze. L’accordo con Energy Infrastructure Partners (EIP) che ha consen- tito l’ingresso del partner finanziario nel capitale sociale di Plenitu- de per il 7,6% con un incasso di €0,6 mld, dà visibilità al valore di questo business attualmente stimato in €10 mld, consentendoci di accedere a mezzi finanziari incrementali a sostegno dei nostri piani di crescita. Enilive, la società Eni di bioraffinazione e mobilità sostenibile, ha avviato il programma di espansione internazionale con l’acquisizio- ne del 50% della bioraffineria di Chalmette in Louisiana (USA) che ha consentito di incrementare fino a 1,65 mln di tonnellate/anno la capacità di lavorazione. Sono allo studio iniziative strategiche nel Sud-est asiatico con LG Chem e Petronas, e in Italia prosegue la ri- strutturazione delle raffinerie tradizionali con il previsto avvio della conversione del sito di Livorno, sul modello di quanto già realizzato a Porto Marghera e a Gela. Nel settore Chimica, che nel 2023 ha sofferto una congiuntura non favorevole, la piena acquisizione di Novamont, leader nel campo della bioeconomia circolare e nel mercato per lo sviluppo e produ- zione di bioplastiche e biochemicals biodegradabili e compostabili, rappresenta una grande opportunità di accelerazione della strategia attraverso l’integrazione di una piattaforma tecnologica unica e com- plementare, fornendo un rilevante contributo alla decarbonizzazione del portafoglio prodotti. Nel nuovo business dello stoccaggio geologico permanente della CO 2 “CCS”, abbiamo affermato la nostra leadership nei progetti eu- ropei. Nel Regno Unito, l’hub HyNet North West, dove Eni è operato- re del trasporto e dello stoccaggio, avanza verso l’operatività grazie all’accordo di massima con le competenti autorità britanniche sulle condizioni economiche e sul rendimento del capitale investito, con- figurando il progetto come il primo business regolato al mondo in ambito CCS. Inoltre, Eni ha ottenuto una seconda licenza di stoc- caggio per il giacimento esaurito di Hewett. I due progetti hanno una capacità di stoccaggio totale di 500 mln di tonnellate di CO 2 . In Italia, il progetto integrato Callisto per la realizzazione di un hub di CCS nell’offshore ravennate in sinergia con gli asset upstream esauriti di Eni è stato ammesso alla lista europea dei Progetti di Interesse Comune. Le tecnologie sono alla base del percorso di transizione di Eni. Il nostro approccio fa leva sia sulle tecnologie derivate dai business tradizionali, sia sulla ricerca e applicazione di tecnologie break-through in grado di ridisegnare il modello energetico futuro. Ad esempio, la bioraffinazione è stata sviluppata a partire dai processi di raffinazione tradizionale, e il business nascente della CCS fa leva sulle tecnologie di giacimento e sul nostro know-how nello stoccag- gio del gas naturale. La società spin-out del MIT, CFS, di cui Eni è investitore strategico e con la quale abbiamo stabilito un accordo di cooperazione tecnologi- ca, sta lavorando per la realizzazione del progetto pilota relativo alla fusione a confinamento magnetico che andrà a contribuire in ma- niera rivoluzionaria alla transizione energetica. Versalis ha avviato la costruzione dell’impianto dimostrativo della tecnologia Hoop ® per il riciclo chimico dei rifiuti in plastica mista, e sta sviluppando il bioe- tanolo sostenibile da zuccheri di seconda generazione per la produ- zione di carburanti. Sosteniamo la ricerca e l’innovazione sia nella cattura/stoccaggio di CO 2 sia nel riutilizzo economico attraverso una tecnologia in fase sperimentale di mineralizzazione per il riciclo nella produzione di materiale cementizio. ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE La nostra strategia e la nostra azione industriale sono imperniate sulla sostenibilità e sulla conduzione responsabile del business. Il nostro processo di trasformazione è irreversibile e ci consentirà di traguardare la Neutralità carbonica al 2050 con l’azzeramento delle emissioni di processo e di prodotto (Scope 1, 2 & 3) in linea con le aspettative della società civile e degli obiettivi internazionali di de- carbonizzazione. Nel 2023 Eni ha ricevuto dalle Nazioni Unite il ri- conoscimento “Gold Standard” nell’ambito del programma “Oil and Gas Methane Partnership 2.0” a conferma dell’efficacia della sua strategia di decarbonizzazione, con particolare riferimento alla ridu- zione delle emissioni di metano, tema che ha assunto un ruolo cen- trale nel dibattito climatico internazionale. In occasione della Cop28, Eni ha annunciato la propria adesione all’Oil & Gas Decarbonisation Accelerator, piattaforma lanciata dalla Presidenza della Cop28 per dimostrare il concreto contributo del settore energetico al processo di decarbonizzazione. Nell’ambito del framework di finanza sosteni- bile, abbiamo collocato con successo nel 2023 un prestito obbliga- zionario convertibile del valore di €1 mld. Lavoriamo per una “just transition” nei Paesi africani nostri partner attraverso lo sviluppo del nostro originale modello di agri-business integrato verticalmente con la bioraffinazione, dando un positivo contributo all’economia e all’occupazione locale. Queste iniziative si riflettono negli elevati rating ESG/Climatici che ci sono attribuiti: Climate Action 100+ Net Zero Benchmark ci ha valu- tato tra i primi nel settore per numero di metriche soddisfatte, grazie alla completezza della metodologia emissiva GHG, dei target inter- medi di medio-lungo termine e del perimetro emissivo esteso a tutta la Compagnia. Carbon Tracker ci ha classificato, per il 4° anno con- secutivo, unica società fra le 25 maggiori aziende del settore O&G, grazie alla completezza della metodologia emissiva e all'ambizione dei target di medio-lungo termine. Nel 2023 abbiamo ottenuto eccellenti risultati economico-finanziari. L’utile operativo proforma adjusted, che include il contributo in quota Eni delle nostre affiliate, è stato di circa €18 mld; l’utile netto adjusted è stato pari a €8,3 mld. La generazione di cassa è stata robusta con €16,5 mld di flusso operativo prima della variazione del capitale cir- colante, che al netto di capex organici di €9,2 mld esprime un FCF organico di €7,3 mld, superiore al significativo cash return dell’anno agli azionisti di €4,8 mld tra dividendi per €3 mld e buy-back di €1,8 mld. Questi risultati hanno consentito al Gruppo di mantenere una solida struttura patrimoniale con leverage del 20%. STRATEGIA e PIANO 2024-2027 Confermiamo la strategia di transizione basata sulla crescita organi- ca sia nei business tradizionali sia nei nuovi settori, sul modello satel- litare e sulla disciplina finanziaria con l’obiettivo di Neutralità carboni- ca al 2050 e gli obiettivi intermedi di zero emissioni nette Scope 1 e 2 dell’upstream al 2030 e di tutti i business Eni al 2035. In linea con tale strategia e capitalizzando i successi del 2023, il piano 2024-2027 prevede la crescita/high-grading del settore E&P con focus sui paesi OCSE, sul gas/GNL e sullo sviluppo di proget- ti in modalità fast-track, nonché la riduzione dell’impatto emissivo; investimenti a sostegno della sicurezza energetica; la crescita del valore delle nuove catene di business associate alla transizione e la gestione attiva del portafoglio. La produzione E&P è prevista crescere a un tasso del 3-4% annuo fino al 2027, in media del 2% dopo le operazioni di dismissioni previ- ste, trainata dagli avvii/ramp-up di nuovi progetti e dall’integrazione di Neptune. L’esplorazione sarà focalizzata su temi a gas in aree near-field in linea con gli obiettivi di mix produttivo, profilo emis- sivo e contenimento del costo unitario di scoperta e sviluppo, con mirate iniziative a elevato potenziale, supportata da una spesa per investimenti di oltre €1,5 mld nel quadriennio. La capacità rinno- vabile installata è prevista crescere a oltre 8 GW entro il 2027 e la capacità di bioraffinazione a oltre 3 mln di tonnellate/anno entro il 2026\. Sarà potenziata e migliorata la rete di Enilive per aumenta- re l’offerta di prodotti e servizi per la mobilità sostenibile e la rete Plenitude di ricarica per veicoli elettrici raddoppierà il numero di co- lonnine tra il 2023 e il 2027. La ristrutturazione e trasformazione di Versalis, attraverso il riposizionamento del proprio business verso prodotti specializzati quali chimica bio-based e circolarità, porte- ranno l'EBITDA nel 2025 a livello di breakeven e l'EBIT positivo entro il 2026\. Tale sviluppo dei business sarà finanziato da un program- ma di spending selettivo con investimenti netti pari a €27 mld nel quadriennio, circa €7 mld all'anno. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023 ENI A livello di risultati consolidati si prevede di generare un CFFO ante capitale circolante nel 2024 di €13,5 mld, in crescita al 2027 a sce- nario costante di oltre il 30% o del 45% per azione. Tale crescita sarà guidata da tutti i settori, con Plenitude ed Enilive, principali business legati alla transizione energetica, che insieme rappresenteranno cir- ca il 20% di tale aumento, a conferma della diversificazione delle at- tività di Eni ad elevato valore. Nel piano si prevede di realizzare €1,8 mld di riduzione dei costi corporate, in linea con l'evoluzione della strategia e con le opportunità derivanti dallo sviluppo del modello satellitare. L’esecuzione di una strategia di crescita e di transizione con sfidan- ti obiettivi operativi e reddituali sarà bilanciata a livello finanziario dalla gestione attiva del portafoglio attraverso l’applicazione del “dual exploration model” a importanti asset E&P mantenendo l’o- peratorship, la dismissione di asset tradizionali non strategici e la valorizzazione dei satelliti, in particolare dei business di transizione con l’obiettivo di generare incassi netti di circa €8 mld nell'arco di piano e contribuire al mantenimento di una solida posizione finan- ziaria con il leverage atteso nell'arco di piano al 15-25%. L'outlook della Compagnia ci consente di potenziare la remunerazione agli azionisti distribuendo un ammontare pari al 30-35% del CFFO sotto forma di dividendi e di buy-back. In presenza di upside si prevede di destinare al buy-back fino al 60% dei flussi di cassa incrementali. In definitiva, capitalizzando sui successi del 2023, il piano 2024-2027 proietta Eni verso obiettivi di crescita sfidanti, ma realistici poiché ba- sati sugli asset e sulle opzioni del nostro portafoglio, ponendo le basi per un forte incremento di redditività e per una rapida generazione di cassa che garantiranno agli azionisti ritorni superiori alla media, accelerando al contempo la transizione del business e tutelando la sicurezza degli approvvigionamenti. Eni si presenta con solidi fonda- mentali e una chiara e credibile strategia per affrontare le sfide del futuro legate al cambiamento del paradigma energetico. Per concludere, a nome di tutto il top management, intendiamo esprimere il nostro ringraziamento a tutte le persone di Eni che con il loro impegno, dedizione e spirito di attaccamento alla Compagnia hanno reso possibili gli straordinari risultati del 2023, ponendo le basi per i futuri successi di Eni. Roma, 13 marzo 2024 Giuseppe Zafarana Il Presidente del Consiglio di Amministrazione Claudio Descalzi L’ Amministratore Delegato Per il Consiglio di Amministrazione ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE RELAZIONE SULLA GESTIONE Attività 6 Modello di business 10 Principali eventi dell’anno 12 Eni in sintesi 14 Attività di stakeholder engagement 20 Strategia 22 Risk Management Integrato 26 Governance 32 ANDAMENTO OPERATIVO NATURAL RESOURCES 44 Exploration & Production 46 Global Gas & LNG Portfolio 66 CCUS, iniziative di carbon offset e agri-feedstock 72 ENERGY EVOLUTION 76 Enilive, Refining e Chimica 78 Plenitude & Power 86 Attività ambientali 92 COMMENTO AI RISULTATI E ALTRE INFORMAZIONI Commento ai risultati economico-finanziari 96 Commento ai risultati economico-finanziari di Eni SpA 121 Fattori di rischio e incertezza 130 Evoluzione prevedibile della gestione 151 DICHIARAZIONE CONSOLIDATA DI CARATTERE NON FINANZIARIO (DNF) 152 Altre informazioni 238 Glossario 239 Attività Eni è una energy tech company, presente lungo tutta la catena del valore: dall’esplorazione, sviluppo ed estrazione di petrolio e gas naturale, alla generazione di energia elettrica da gas e da fonti rinnovabili, alla raffinazione e alla chimica tradizionali e bio, fino allo sviluppo di processi di economia circolare. Eni estende il proprio raggio d’azione fino ai mercati finali, commercializzando gas, energia elettrica e prodotti ai mercati locali e ai clienti retail e business, a cui offre anche servizi di efficienza energetica e mobilità sostenibile. Competenze consolidate, tecnologie, diversificazione geografica e delle fonti, alleanze per lo sviluppo e innovativi modelli di business e finanziari sono le leve di Eni per continuare a generare valore, rispondendo in maniera efficace alla sfida di perseguire una transizione energetica equa, bilanciata ed economicamente sostenibile. In particolare, Eni è impegnata a diventare una compagnia leader nella produzione e vendita di prodotti e servizi energetici progressivamente decarbonizzati, sempre più orientata al cliente. La strategia di Neutralità Carbonica al 2050 di Eni si basa su un piano di trasformazione industriale che prevede l’utilizzo di soluzioni tecnologiche disponibili ed economicamente sostenibili in grado di contribuire fin da subito alla riduzione delle emissioni, quali: • l’utilizzo del gas quale fonte energetica ponte nella transizione, affiancata da investimenti per la riduzione delle emissioni di CO 2 e metano; 33.142 i nostri dipendenti 61 Paesi di presenza Eni nel mondo ACQUISTO MATERIE PRIME, SCARTI E RESIDUI BIO E RINNOVABILI SVILUPPO FILIERA AGRI-FEEDSTOCK ACQUISTO GAS DA TERZI PRODUZIONE DA FONTI RINNOVABILI PRODUZIONE OLIO & GAS ESPLORAZIONE E SVILUPPO RETE DI TRASPORTO TRADING & SHIPPING CATTURA, STOCCAGGIO E UTILIZZO DELLA CO ² CARBON OFFSETS OLIO & GAS GENERAZIONE ELETTRICA PRODOTTI CHIMICI TRADIZIONALI, DA RICICLO E BIO ENERGIA ELETTRICA E VAPORE FOTOVOLTAICO MOBILITÀ SOSTENIBILE EFFICIENZA ENERGETICA E-MOBILITY FOOD LUBRIFICANTI MERCATI RETAIL PAESI OSPITANTI MERCATI BUSINESS SERVICES CARBURANTI BIOCARBURANTI BONIFICHE, GESTIONE ACQUE & RIFIUTI E RIQUALIFICAZIONE RAFFINAZIONE E CHIMICA TRADIZIONALE E BIO PRODOTTI SERVIZI THIRD PARTY INDUSTRY CCUS SERVIZI DI RETE LA CATENA DEL VALORE RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 20236 ENI • lo sviluppo di biocarburanti e di biometano, prodotti con un apporto crescente di materia prima proveniente da rifiuti e scarti e da una filiera integrata di produzione di agri-feedstock non in competizione con la filiera alimentare, per contribuire alla decarbonizzazione dei trasporti senza repentini mutamenti alle infrastrutture esistenti; • le rinnovabili attraverso l’incremento della capacità di generazione installata e l’integrazione con il business retail, facendo leva su un’ampia base di clienti; • la Carbon Capture Utilization e/o Storage (CCUS), in grado di fornire un contributo concreto alla riduzione delle emissioni, in particolare di cluster industriali hard-to-abate, grazie allo sviluppo di hub dedicati allo stoccaggio della CO 2 per le emissioni da siti di Eni e di terzi; • il progressivo sviluppo di nuovi vettori energetici, tra cui l’idrogeno low-carbon e rinnovabile. All’utilizzo su scala di tali soluzioni, si affianca la ricerca e sviluppo di tecnologie breakthrough, quali la fusione a confinamento magnetico, che possono contribuire a rivoluzionare il settore dell’energia. Le emissioni residue, cioè quelle che non possono essere ridotte a causa di vincoli tecnici ed economici, verranno compensate attraverso l’utilizzo di carbon offset di alta qualità. ACQUISTO MATERIE PRIME, SCARTI E RESIDUI BIO E RINNOVABILI SVILUPPO FILIERA AGRI-FEEDSTOCK ACQUISTO GAS DA TERZI PRODUZIONE DA FONTI RINNOVABILI PRODUZIONE OLIO & GAS ESPLORAZIONE E SVILUPPO RETE DI TRASPORTO TRADING & SHIPPING CATTURA, STOCCAGGIO E UTILIZZO DELLA CO ² CARBON OFFSETS OLIO & GAS GENERAZIONE ELETTRICA PRODOTTI CHIMICI TRADIZIONALI, DA RICICLO E BIO ENERGIA ELETTRICA E VAPORE FOTOVOLTAICO MOBILITÀ SOSTENIBILE EFFICIENZA ENERGETICA E-MOBILITY FOOD LUBRIFICANTI MERCATI RETAIL PAESI OSPITANTI MERCATI BUSINESS SERVICES CARBURANTI BIOCARBURANTI BONIFICHE, GESTIONE ACQUE & RIFIUTI E RIQUALIFICAZIONE RAFFINAZIONE E CHIMICA TRADIZIONALE E BIO PRODOTTI SERVIZI THIRD PARTY INDUSTRY CCUS SERVIZI DI RETE 7ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE ENILIVE, REFINING E CHIMICA PLENITUDE & POWER PAESI DI PRESENZA ENI GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO EXPLORATION & PRODUCTION EUROPA ALBANIA AUSTRIA BELGIO CIPRO FRANCIA GERMANIA GRECIA ITALIA NORVEGIA PAESI BASSI POLONIA PORTOGALLO REGNO UNITO REPUBBLICA CECA REPUBBLICA SLOVACCA ROMANIA SLOVENIA SPAGNA SVEZIA SVIZZERA TURCHIA UNGHERIA AFRICA ALGERIA ANGOLA CONGO COSTA D'AVORIO EGITTO GHANA KENYA LIBIA MAROCCO MOZAMBICO NIGERIA TUNISIA ASIA E OCEANIA ARABIA SAUDITA AUSTRALIA BAHRAIN CINA COREA DEL SUD EMIRATI ARABI UNITI INDIA INDONESIA IRAQ KAZAKHSTAN LIBANO OMAN PAKISTAN QATAR RUSSIA SINGAPORE TIMOR LESTE TURKMENISTAN VIETNAM AMERICA ARGENTINA BRASILE CANADA COLOMBIA ECUADOR MESSICO STATI UNITI VENEZUELA 5 2 6 AMERICA 8 AFRICA 12 3 7 12 ASIA E OCEANIA 13 3 9 2 19 EUROPA 5 10 12 18 22 LA PRESENZA DI ENI NEL MONDO 61 Paesi di presenza Eni nel mondo RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 20238 ENI ENILIVE, REFINING E CHIMICA PLENITUDE & POWER PAESI DI PRESENZA ENI GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO EXPLORATION & PRODUCTION EUROPA ALBANIA AUSTRIA BELGIO CIPRO FRANCIA GERMANIA GRECIA ITALIA NORVEGIA PAESI BASSI POLONIA PORTOGALLO REGNO UNITO REPUBBLICA CECA REPUBBLICA SLOVACCA ROMANIA SLOVENIA SPAGNA SVEZIA SVIZZERA TURCHIA UNGHERIA AFRICA ALGERIA ANGOLA CONGO COSTA D'AVORIO EGITTO GHANA KENYA LIBIA MAROCCO MOZAMBICO NIGERIA TUNISIA ASIA E OCEANIA ARABIA SAUDITA AUSTRALIA BAHRAIN CINA COREA DEL SUD EMIRATI ARABI UNITI INDIA INDONESIA IRAQ KAZAKHSTAN LIBANO OMAN PAKISTAN QATAR RUSSIA SINGAPORE TIMOR LESTE TURKMENISTAN VIETNAM AMERICA ARGENTINA BRASILE CANADA COLOMBIA ECUADOR MESSICO STATI UNITI VENEZUELA 5 2 6 AMERICA 8 AFRICA 12 3 7 12 ASIA E OCEANIA 13 3 9 2 19 EUROPA 5 10 12 18 22 9ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Modello di business Siamo una società integrata dell’energia impegnata nella transizione energetica socialmente equa che, con soluzioni concrete ed economicamente sostenibili, mira a far fronte alle sfide cruciali del nostro tempo: contra- stare il cambiamento climatico e dare accesso all’energia in maniera efficiente e sostenibile per tutti. Il nostro modello di business è volto alla creazione di valore di lungo termine per gli stakeholder principali attraverso una consolidata presenza lungo la catena del valore dell’energia. La nostra mission aziendale in- tegra gli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) dell’Agenda 2030 delle Nazioni Unite, e il nostro approccio distintivo permea tutte le nostre attività. Eni prosegue nel suo impegno ad assicurare la sicurezza energetica, continuando a garantire la creazione di valore e avanzando, al contempo, nella propria strategia di transizione con un approccio tecnologicamente neutrale e pragmatico, volto al mantenimento della competitività del si- stema produttivo e alla sostenibilità sociale. Tali obiettivi fanno leva su una diversificata presenza geografica e su un portafoglio di soluzioni tecnologiche che consentiranno di creare un mix energetico sempre più decar- bonizzato. Essenziali al raggiungimento di tali obiettivi sono le partnership e le alleanze con gli stakeholder per assicurare un coinvolgimento attivo nella definizione delle attività di Eni e nella trasformazione del sistema energetico. Il nostro modello coniuga l’utilizzo di tecnologie proprietarie con lo sviluppo di un innovativo mo- dello satellitare, che prevede la creazione di società dedicate in grado di accedere autonomamente al mercato dei capitali per finanziare la propria crescita e al contempo di far emergere il valore reale di ogni business. A supporto di questo modello integrato si inseriscono il sistema di Corporate Governance, basato sui principi di trasparenza e integrità, il processo di Risk Management Integrato funzionale per assicurare, attraverso la va- lutazione e l’analisi dei rischi e delle opportunità del contesto di riferimento, decisioni consapevoli e strategiche e l’analisi di materialità che approfondisce gli impatti più significativi generati da Eni su economia, ambiente e persone, inclusi quelli sui diritti umani. Il funzionamento del modello di business si basa sul miglior utilizzo possibile di tutte le risorse (input) di cui l’organizzazione dispone e sulla loro trasformazione in output, median- te l’attuazione della propria strategia. Eni, inoltre, combina in maniera organica il proprio piano industriale con i principi di sostenibilità ambientale e sociale, articolando le proprie azioni lungo tre leve: NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050: Eni ha intrapreso un percorso che porterà alla decarbonizzazione dei processi e dei prodotti entro il 2050, considerando le emissioni generate lungo l’intero ciclo di vita dei pro- dotti energetici. Questo percorso, conseguito attraverso tecnologie già esistenti e in evoluzione, consentirà ad Eni di abbattere la propria impronta di carbonio, sia in termini di emissioni nette che di intensità carbonica netta. In questo contesto, Eni ritiene che il gas naturale abbia un ruolo di fonte energetica ponte nella tran- sizione in virtù della sua accessibilità, affidabilità, versatilità e ridotto contenuto carbonico rispetto ad altri combustibili fossili. ECCELLENZA OPERATIVA: Il business di Eni ambisce all’eccellenza operativa attraverso un impegno conti- nuo per la valorizzazione, la salute e la sicurezza delle persone, l’integrità degli asset, la tutela dell’ambiente, il rispetto dei diritti umani, la resilienza e la diversificazione delle attività e la solidità finanziaria. Questi ele- menti consentono ad Eni di cogliere le opportunità legate alle possibili evoluzioni del mercato dell’energia e di continuare nel proprio percorso di trasformazione. ALLEANZE PER LO SVILUPPO: Eni mira alla riduzione della povertà energetica nei Paesi in cui opera attra- verso lo sviluppo di infrastrutture legate al business tradizionale ma anche alle nuove frontiere delle rinno- vabili con l’obiettivo di generare valore nel lungo periodo, trasferendo il proprio know-how e competenze ai partner locali (c.d. approccio “Dual Flag”). In tali Paesi Eni promuove iniziative a sostegno delle comunità locali per favorire, oltre all’accesso all’energia, la diversificazione economica, la formazione, la salute delle comunità, l’accesso all’acqua e ai servizi igienici e la tutela del territorio, in collaborazione con attori interna- zionali e in linea con i Piani di Sviluppo Nazionali e l’Agenda 2030. Siamo una società integrata dell’energia impegnata nella transizione energetica socialmente equa che, con soluzioni concrete ed economicamente sostenibili, mira a far fronte alle cruciali sfide del nostro tempo: contrastare il cambiamento climatico e dare accesso all’energia in maniera efficiente e sostenibile per tutti RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202310 ENI CREAZIONE DI VALORE PER TUTTI GLI STAKEHOLDER Attraverso la presenza integrata nell'intera catena del valore dell’energia Creazione di valore condiviso con i Paesi di presenza ALLEANZE PER LO SVILUPPO STRATEGIA E TARGET INPUT (*) OUTPUT (*) 516,2 mln di GJ consumo totale di energia 33.142 dipendenti oltre 300.000 km 2 di permessi exp/sviluppo oil & gas Agri-feedstock da 7 Paesi 10,1 mln clienti €70 mld capitale investito ~9.900 brevetti in vita Acquisizioni strategiche €95 mln investimenti per lo sviluppo locale €9,2 mld investimenti -10% Net carbon footprint upstream (Scope 1+2) 0,40 TRIR (infortuni registrabili/ore lavorate) ~900 mln boe risorse esplorative 3,1 GW capacità da fonti rinnovabili di Gruppo 1,65 mln ton/a capacità di bioraffinazione €4,8 mld remunerazione degli azionisti €16,5 mld flusso di cassa adjusted €17,8 mld EBIT pro-forma adj 1,66 mln boe/g produzione idrocarburi ~450 mila persone raggiunte con progetti di sviluppo locale (**) Approccio per accompagnare la trasformazione ECCELLENZA OPERATIVA Decarbonizzazione dei prodotti e dei processi NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050 R I S K M A N A G E M E N T C O R P O R A T E G O V E R N A N C E MISSION ENERGY EVOLUTION NATURAL RESOURCES TECNOLOGIE PROPRIETARIE E BREAKTHROUGH MODELLO SATELLITARE AMPIO PORTAFOGLIO DI OPPORTUNITÀ DIVERSIFICAZIONE DELLE FONTI ENERGETICHE V A L U E C H A I N I N T E G R A T A D I S C I P L I N A F I N A N Z I A R I A (*) Al 31 dicembre 2023 e/o nel 2023, salvo diversa indicazione. (**) Le persone raggiunte potrebbero aver beneficiato di più di una iniziativa in diversi settori di intervento. 11ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Principali eventi dell’anno GENNAIO Costituita Enilive, la nuova società di Eni per la transizione della mobilità FEBBRAIO Raggiunto un accordo di partnership strategica con PBF per la bioraffineria St. Bernard Renewables negli Stati Uniti Avviata la produzione dell’impianto fotovoltaico Golden Buckle Solar Project in Texas MARZO Siglato con CFS un accordo di cooperazione per supportare lo sviluppo dell’energia da fusione Firmato un accordo strategico con ADNOC per accelerare la riduzione delle emissioni e rafforzare la cooperazione nei settori dell’energia pulita e della sostenibilità Avviato il primo impianto al mondo di produzione di energia elettrica rinnovabile dal moto ondoso ISWEC (Inertial Sea Wave Energy Converter), al largo di Pantelleria APRILE Inaugurato Congo LNG, il primo progetto di liquefazione di gas naturale della Repubblica del Congo MAGGIO Lanciato ROAD, polo di ricerca tecnologica dedicato alle nuove filiere dell’energia Firmato un accordo con Sonangol per ampliare la collaborazione nei settori della decarbonizzazione e della transizione energetica per la produzione di carburanti a basso contenuto di carbonio e la valorizzazione delle biomasse per applicazioni agroindustriali e materiali critici GIUGNO Raggiunto con Vår Energi un accordo per l’acquisizione di Neptune, società indipendente leader nell’esplorazione e produzione di gas a livello globale, a basse emissioni, nonchè diversi progetti nella cattura della CO 2 , consentendo ad Eni di disporre di un portafoglio di attività e sinergico ai propri asset in Nord Europa LUGLIO Acquisiti gli asset di Chevron in Indonesia che consentiranno di accelerare lo sviluppo dei progetti e l’integrazione con gli asset di Neptune Energy, in linea con l’obiettivo di aumentare la quota gas al 2030 Siglato un accordo con la National Oil Corporation (NOC) per l’avvio dello sviluppo delle “Strutture A&E” in Libia, finalizzate all’incremento della produzione di gas per rifornire il mercato interno e a garantire l’esportazione di volumi in Europa Firmati accordi strategici con Sonatrach per accelerare la riduzione delle emissioni e rafforzare la sicurezza energetica Costituita Enilive, la nuova società di Eni per la transizione della mobilità RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202312 ENI AGOSTO Conseguito lo start up produttivo di Baleine in Costa d’Avorio SETTEMBRE Aperto a Roma ALT stazione del Gusto: il primo ristorante di Enilive in collaborazione con Accademia Niko Romito Annunciata l’assegnazione della licenza per lo stoccaggio di CO 2 per il giacimento a gas depletato di Hewett, nell’offshore di Bacton nel Regno Unito Avviato il primo impianto fotovoltaico da 50 MW in Kazakhstan OTTOBRE Annunciata l’importante scoperta a gas effettuata dal pozzo Geng North 1 nel bacino del Kutei in Indonesia Completato il closing per l’acquisizione di Novamont, società leader mondiale nella produzione di bioplastiche e nello sviluppo di biochemical e bioprodotti Firmato un contratto a lungo termine di forniture di GNL con QatarEnergy NOVEMBRE Selezionato dalla commissione Europea il progetto CCS integrato Callisto che fa perno sull’hub CCS di Ravenna e incluso nella lista dei Progetti di Interesse Comune (PCI) DICEMBRE Annunciata nell’ambito della Cop28 l’adesione al fondo fiduciario Global Flaring and Methane Reduction (GFMR), per l’impegno nei Paesi in via di sviluppo, contribuendo al processo di decarbonizzazione dell’industria oil & gas Firmato accordo tra Plenitude ed Energy Infrastructure Partners (EIP) che ha consentito a EIP di entrare, a marzo 2024, nel capitale sociale di Plenitude attraverso un aumento di capitale di €0,6 mld pari al 7,6% del capitale sociale della Società Avviato il processo di espansione del Track-1 per un ampliamento degli emettitori industriali nel consorzio HyNet nel Regno Unito. L’iniziativa è parte della strategia “CCUS Vision” del Dipartimento per la Sicurezza Energetica e Net Zero del Regno Unito (DESNZ) Definita l’acquisizione dell’80% di impianti fotovoltaici negli Stati Uniti, Cattlemen (Texas), Timber Road e Blue Harvest (Ohio), con una capacità complessiva installata di 0,38 GW in quota Plenitude Inoltre siglato un accordo per l’ingresso di Plenitude in una partnership strategica per lo sviluppo di progetti eolici offshore in Spagna 13ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Eni in sintesi HIGHLIGHT FINANZIARI PROFILO DELL’ANNO Nel 2023 Eni ha conseguito solidi risultati economico-finanzia- ri, grazie alla gestione industriale che, facendo leva sull’asset integrity, ha garantito la sostenibilità degli obiettivi produttivi, non- ché alla disciplina finanziaria. Nonostante l’incertezza e la volatilità dello scenario caratterizzato dal- la flessione dei prezzi del petrolio Brent (-18% rispetto al 2022) e del gas (diminuiti del 65% nel mercato europeo) l’utile operativo proforma adjusted di €17,8 miliardi raggiunge un livello molto significativo gra- zie alla solidità del contributo E&P sostenuto dalla crescita produttiva del 3% a 1,65 mln boe/g, al top della guidance, e dai risultati record di GGP per effetto delle ottimizzazioni e rinegoziazioni. Eccellenti risul- tati sono stati conseguiti dai due satelliti Enilive e Plenitude, con circa €1 miliardo di Ebitda adjusted ciascuno; mentre la raffinazione tradi- zionale ha ottenuto un utile molto positivo in un contesto complesso. Versalis è stata penalizzata dal calo della domanda, dalla pressione competitiva e dagli elevati costi energetici europei. La gestione finanziaria e delle partecipazioni ha beneficiato dei contenuti costi dell’indebitamento finanziario Eni a tassi fissi, mentre gli attivi hanno realizzato significativi proventi grazie alla €16,5 mld CFFO adj. forte generazione di cassa €8,3 mld UTILE NETTO adj. seconda migliore performance degli ultimi dieci anni €9,2 mld INVESTIMENTI rigorosa disciplina finanziaria €1,7mld CONTRIBUTO DA PARTECIPAZIONI importante contributo del modello satellitare €17,8 mld EBIT PROFORMA adj. solida performance 20% LEVERAGE solidità patrimoniale crescita dei rendimenti; le entità non consolidate hanno contribui- to con proventi di €1,7 miliardi. Utile netto adjusted di Gruppo pari a €8,3 miliardi, avendo scontato un tax rate consolidato del 44%. La generazione di cassa è stata robusta con un flusso di cassa adjusted di €16,5 miliardi, superiore ai fabbisogni per investimenti pari a €9,2 miliardi, generando un free cash flow organico di circa €7,3 miliardi ampiamente superiore alla remunerazione agli azioni- sti attraverso il pagamento dei dividendi (€3 miliardi) e il program- ma 2023 di acquisto azioni proprie (€1,8 miliardi). Questi risultati hanno consentito di perseguire strategiche opportunità di portafo- glio per accelerare la crescita nel business della decarbonizzazione (€2,4 miliardi), inclusa l’acquisizione di Chalmette negli Stati Uniti, l’incremento della partecipazione in Novamont ottenendone il con- trollo, e l’acquisto di asset a gas in Algeria e Indonesia. Confermata la solidità della struttura patrimoniale del Gruppo con un leverage pari a 0,2. Dividendo 2023 pari a €0,94 per azione; programma di buy-back 2023 dell’azione Eni dell’importo di €2,2 miliardi completato nel marzo 2024. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202314 ENI ALLEANZE PER LO SVILUPPO INNOVAZIONE TECNOLOGICA Definite e consolidate alleanze con partner autorevoli in ambito socio-economico, di salute e innovazione supportate da solide relazioni coi Paesi ospitanti e dal modello di business definito da Eni Rafforzata la leadership tecnologica e l’impegno in innovazione e digitalizzazione, attraverso la realizzazione di un nuovo sistema di super calcolo HPC6 e lo sviluppo di tecnologie per la valorizzazione del business CCUS, tra cui il progetto Callisto inserito nell’elenco europeo dei Progetti di interesse comune SDG: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 13 15 17 SDG: 7 9 12 13 16 €95 mln investimenti per lo sviluppo locale 35.500 studenti supportati nell’accesso all’educazione ~9.900 brevetti €166 mln spesa in R&S NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050 Nel 2023 sono state portate a termine azioni strategiche per la trasformazione industriale di Eni verso il Net Zero, tra cui l’acquisizione di Neptune Energy, l’avvio dell’impianto di biocarburanti di Chalmette e il raggiungimento del target di capacità rinnovabile installata di Plenitude SDG: 7 9 12 13 15 17 8,9 mln ton CO 2 eq. Net carbon footprint Upstream 65,6 g CO 2 eq./MJ Net carbon Intensity ECCELLENZA OPERATIVA Nonostante la volatilità dello scenario energetico abbiamo conseguito importanti performance operative, continuando a perseguire i nostri obiettivi strategici SDG: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 3 GW di capacità rinnovabile installata di Plenitude ~900 mln/boe di nuove risorse scoperte 15ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 0 2023 2022 2021 20 40 60 80 100 120 PREZZO MEDIO DEL GREGGIO BRENT DATED ($/BL) CAMBIO MEDIO EUR/USD STANDARD ENI REFINING MARGIN (SERM) ($/BL) PSV (€/MWh) 101,19 82,62 70,73 0,95 2023 2022 2021 2023 2022 20212023 2022 2021 1,00 1,05 1,10 1,15 1,20 1,053 1,081 1,183 0 20 40 60 80 140 120 100 42 122 46 -2 0 2 4 6 10 12 8 8,5 10,1 -0,9 MILESTONE STRATEGICHE La valorizzazione del nostro portafoglio di asset rappresenta un ele- mento chiave nell’implementazione della nostra strategia. Nel corso del 2023, progredendo nella strategia di creazione di valo- re e di decarbonizzazione sono state finalizzate importanti acquisi- zioni, tra cui maggior rilievo assume Neptune, nonché definiti alcuni disinvestimenti che hanno riguardato asset non strategici. Il nostro modello satellitare distintivo ha contributo alla nostra performance in modo sostanziale, confermandosi efficace leva nell’accelerazione della crescita di valore. In particolare: • acquisita Neptune, società indipendente leader nell’esplorazione e produzione di gas a livello globale, con attività focalizzate sul gas a contenute emissioni, nonché diversi progetti nella cattura della CO 2 . Eni ha integrato un portafoglio di attività che presenta una for- te complementarità a livello operativo e strategico con il proprio, rafforzando la presenza in aree geografiche chiave, come Regno Unito, Algeria, Indonesia e Australia; • acquisiti asset in produzione e sviluppo di Chevron nell’offshore dell’Indonesia che consentono l’accesso a un enorme volume di risorse nell’offshore del bacino di Kutei nonché gli asset di bp in Algeria. Queste acquisizioni sono in linea con la strategia di transi- zione energetica di Eni, per aumentare la quota di produzione di gas naturale al 60% entro il 2030; • finalizzata la joint venture paritetica (Enilive SpA e PBF Energy Inc. \- PBF) in St. Bernard Renewables LLC (SBR), una bioraffineria ope- rativa co-locata con la Raffineria di Chalmette di PBF in Louisiana (USA) che rappresenta un importante progresso nella leadership internazionale di Eni nel business integrato della bioraffinazione. L’impianto di Chalmette ha una capacità di lavorazione di circa 1,1 mln di tonnellate/anno di materie prime; • firmato un accordo di joint venture tra Enilive e LG Chem che rap- presenta un ulteriore passo avanti verso la decisione finale di inve- stimento per la costruzione di una nuova bioraffineria in Corea del Sud. L’obiettivo è di completare l’impianto entro il 2026 e trattare circa 400.000 tonnellate/anno di materie prime biogeniche utiliz- zando la tecnologia Ecofining™ di Eni; • acquisita dalla società EDP Renováveis, S.A. un’interessenza dell’80% di impianti fotovoltaici situati negli Stati Uniti, Cattlemen, (Texas), Timber Road e Blue Harvest (Ohio), con una capacità com- plessiva installata di circa 0,48 GW, 0,38 GW in quota Plenitude; RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202316 ENI UTILE NETTO ADJUSTED (€ mld) FLUSSI FINANZIARI VARIAZIONE INDEBITAMENTO (€ mld) REMUNERAZIONE AZIONISTI (€ mld) 0 2023 2021 2022 2019 2020 1 2 3 4 5 6 LEVA FINANZIARIA E INDEBITAMENTO 8 4 0 2 6 10 12 2019 2020 2021 2022 2023 14 202320212020 20222019 0 2 -2 4 6 8 10 12 14 -0,8 13,3 24 31 20 13 20 11,5 11,6 9,0 7,0 10,9 4,8 5,4 3,4 1,3 3,5 4,3 8,3 Indebitamento finanziario netto (€ mld) Dividendi Buy-back Leverage (%) 2,9 16,5 7,3 (3,9) CFFO Capex Capitale circolante Portafoglio Dividendi Rate di leasing Buy-back Altro FREE CASH FLOW ORGANICO VARIAZIONE POSIZIONE FINANZIARIA • perfezionato l’acquisto del 64% della partecipazione in Novamont posseduta dall’azionista Mater-Bi, acquisendo il controllo totalita- rio, al fine di accelerare la strategia di trasformazione e di crescita di Versalis nella chimica da fonti rinnovabili; • concordati con Oando PLC, la principale società petrolifera privata nigeriana, i termini per la cessione di Nigerian Agip Oil Company Ltd (NAOC Ltd), società interamente controllata da Eni e attiva in Nigeria nell’esplorazione e produzione di idrocarburi onshore e nel- la generazione di energia elettrica. L’accordo prevede lo scorporo della partecipazione di Eni nella JV SPDC; • finalizzato nel marzo 2024 l’accordo tra Plenitude ed Energy Infra- structure Partners (EIP) che ha consentito a EIP di entrare nel capi- tale sociale di Plenitude attraverso un aumento di capitale di €0,6 miliardi pari al 7,6% del capitale sociale della Società. L’operazione implica un enterprise value di Plenitude di circa €10 miliardi e raffor - zerà la struttura finanziaria consolidata di Eni. SVILUPPI DI BUSINESS Anche la performance operativa ha conseguito risultati eccellenti in tutti i business: • grazie agli straordinari successi esplorativi in Indonesia e in altre geografie che hanno consentito di incrementare il portafoglio risor- se di circa 900 mln di boe, è stata confermata la leadership di Eni nel settore upstream. Conseguito il massimo livello di produzione rispetto all’intervallo obiettivo annunciato per il 2023, raggiungendo 1,66 mln di boe/g; • garantite forniture stabili e affidabili di gas naturale ai mercati eu- ropei, nonostante una massiccia contrazione dei flussi di impor- tazione dalla Russia, facendo leva sulla qualità del portafoglio di contratti long-term, azioni di ottimizzazione e favorevoli accordi contrattuali, tra cui l’accordo con Open EP per garantire il flusso di gas dalla Francia alla Svizzera e all’Italia anche in caso di interruzio- ni o significative riduzioni dei flussi di gas dalla Germania; • capacità installata da fonti rinnovabili di 3 GW al 31 dicembre 2023, principalmente grazie alle acquisizioni effettuate in Spagna e negli Stati Uniti, allo sviluppo organico dei progetti in Italia, Spa- gna e Kazakhstan; • incrementata la capacità della bioraffinazione a 1,65 MTPA, con volumi di lavorazioni bio di 866 mila tonnellate nell’anno, +59,5% rispetto al 2022. 17ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 2023 2022 2021 PRINCIPALI DATI ECONOMICI E FINANZIARI Ricavi della gestione caratteristica (€ milioni) 93.717 132.512 76.575 Utile (perdita) operativo 8.257 17.510 12.341 Utile (perdita) operativo adjusted (a) 13.805 20.386 9.664 Exploration & Production 9.934 16.469 9.340 Global Gas & LNG Portfolio 3.247 2.063 580 Enilive, Refining e Chimica 555 1.929 152 Plenitude & Power 681 615 476 Utile (perdita) netto adjusted (a)(b) 8.322 13.301 4.330 Utile (perdita) netto (b) 4.771 13.887 5.821 Flusso di cassa netto da attività operativa 15.119 17.460 12.861 Investimenti tecnici 9.215 8.056 5.234 di cui: ricerca esplorativa 784 708 391 sviluppo riserve di idrocarburi 6.293 5.238 3.364 Dividendi per esercizio di competenza (c) 3.106 2.972 3.055 Dividendi pagati nell'esercizio 3.046 3.009 2.358 Totale attività a fine periodo 142.606 152.130 137.765 Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi 53.644 55.230 44.519 Indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 10.899 7.026 8.987 Indebitamento finanziario netto post IFRS 16 16.235 11.977 14.324 Capitale investito netto 69.879 67.207 58.843 di cui: Exploration & Production 51.534 50.732 47.949 Global Gas & LNG Portfolio 1.119 672 (823) Enilive, Refining e Chimica 9.627 9.302 9.815 Plenitude & Power 7.728 7.486 5.474 Prezzo delle azioni a fine periodo (€) 15,4 13,3 12,2 Numero medio ponderato di azioni in circolazione (milioni) 3.303,8 3.483,6 3.566,0 Capitalizzazione di borsa (d) (€ miliardi) 50 48 44 2023 2022 2021 PRINCIPALI INDICATORI REDDITUALI E FINANZIARI Utile (perdita) netto per azione (a) (€) 1,40 3,95 1,60 per ADR (a)(b) ($) 3,03 8,32 3,78 Utile (perdita) netto adjusted per azione (a) (€) 2,47 3,78 1,19 per ADR (a)(b) ($) 5,34 7,96 2,81 Cash flow per azione (a) (€) 4,58 5,01 3,61 per ADR (a)(b) ($) 9,90 10,55 8,54 Return on average capital employed (ROACE) adjusted (%) 12,3 22,0 8,4 Leverage ante IFRS 16 20 13 20 Leverage post IFRS 16 30 22 32 Gearing 23 18 24 Coverage 17,5 18,9 15,7 Current ratio 1,3 1,3 1,3 Debt coverage 93,1 145,8 89,8 Net Debt/EBITDA adjusted 74,4 43,0 83,7 Dividendo di competenza (€ per azione) 0,94 0,88 0,86 Total Shareholder Return (TSR) (%) 23 16 52 Dividend yield (c) 6,2 6,5 7,1 2023 2022 2021 DIPENDENTI Exploration & Production (numero) 8.785 8.689 9.409 Global Gas & LNG Portfolio 669 870 847 Enilive, Refining e Chimica 14.092 13.132 13.072 Plenitude & Power 3.018 2.794 2.464 Corporate e altre attività 6.578 6.703 6.897 Gruppo 33.142 32.188 32.689 (a) Misure di risultato Non-GAAP. (b) Di competenza azionisti Eni. (c) L'importo 2023 (relativamente al saldo del dividendo) è stimato. (d) Prodotto del numero delle azioni in circolazione per il prezzo di riferimento di borsa di fine periodo. (a) Interamente diluito. Calcolato come rapporto tra l'utile netto/cash flow e il numero medio di azioni in circolazione nell'esercizio. L'ammontare in dollari è convertito sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla Reuters (WMR). (b) Un ADR rappresenta due azioni. (c) Rapporto tra dividendo di competenza e media delle quotazioni del mese di dicembre. 2023 2022 2021 INNOVAZIONE Spesa in R&S (€ milioni) 166 164 177 Domande di primo deposito brevettuale (numero) 28 23 30 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202318 ENI 2023 2022 2021 CLIMA (a) Net carbon footprint upstream (Scope 1+2) (b) (milioni di tonnellate di CO 2 eq.) 8,9 9,9 11,0 Net carbon footprint Eni (Scope 1+2) (b) 26,1 29,9 33,6 Emissioni indirette di GHG (Scope 3) da utilizzo di prodotti venduti (c) 174 164 176 Net GHG Emissions (Scope 1+2+3) (b) 200 194 210 Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3) (b) 398 419 456 Net Carbon Intensity (Scope 1+2+3) (b) (grammi di CO 2 eq./MJ) 65,6 66,3 66,5 Emissioni dirette di GHG (Scope 1) (milioni di tonnellate di CO 2 eq.) 38,69 39,39 40,08 Emissioni indirette di GHG (Scope 2) (milioni di tonnellate di CO 2 eq.) 0,73 0,79 0,81 Emissioni dirette di metano (Scope 1) (migliaia di tonnellate di CH 4 ) 39,1 49,6 54,5 2023 2022 2021 SALUTE, SICUREZZA E AMBIENTE (a) TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 0,40 0,41 0,34 dipendenti 0,45 0,29 0,40 contrattisti 0,38 0,47 0,32 Volumi totali oil spill (>1 barile) (barili) 12.822 6.139 4.408 di cui: da atti di sabotaggio 5.094 5.253 3.053 operativi 7.728 886 1.355 Prelievi idrici di acqua dolce (milioni di metri cubi) 124 116 117 Acqua di produzione reiniettata (%) 60 59 58 (a) Ove non diversamente indicato, i KPI fanno riferimento a dati 100% degli asset operati/cooperati. (b) KPI calcolati su base equity. (c) Categoria 11 del GHG Protocol - Corporate Value Chain (Scope 3) Standard. Stimate sulla base della produzione upstream in quota Eni in linea con le metodologie IPIECA. (a) Ove non diversamente indicato, i KPI fanno riferimento a dati 100% degli asset operati. 2023 2022 2021 DATI OPERATIVI EXPLORATION & PRODUCTION Produzione di idrocarburi (migliaia di boe/giorno) 1.655 1.610 1.682 Riserve certe di idrocarburi (milioni di boe) 6.414 6.614 6.628 Vita utile residua delle riserve certe (anni) 10,6 11,3 10,8 Tasso di rimpiazzo organico delle riserve (%) 69 47 55 Profit per boe (a)(c) ($/boe) 14,5 9,8 4,8 Opex per boe (b) 8,6 8,4 7,5 Finding & Development cost per boe (c) 26,3 24,3 20,4 GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO Vendite gas naturale (miliardi di metri cubi) 50,51 60,52 70,45 di cui: in Italia 24,40 30,67 36,88 internazionali 26,11 29,85 33,57 Vendite GNL 9,6 9,4 10,9 ENILIVE, REFINING E CHIMICA Capacità di bioraffinazione (milioni di tonnellate/anno) 1,65 1,10 1,10 Produzioni vendute di biocarburanti (migliaia di tonnellate) 635 428 585 Tasso di utilizzo medio bioraffinerie (d) (%) 72 58 65 Quota di mercato rete in Italia 21,4 21,7 22,2 Vendite di prodotti petroliferi rete Europa (milioni di tonnellate) 7,5 7,5 7,2 Stazioni di servizio rete Europa a fine periodo (numero) 5.267 5.243 5.314 Erogato medio per stazione di servizio rete Europa (migliaia di litri) 1.645 1.587 1.521 Tasso di utilizzo medio degli impianti di raffinazione tradizionale (%) 77 79 76 Produzioni di prodotti chimici (migliaia di tonnellate) 5.663 6.856 8.496 Tasso di utilizzo medio degli impianti chimici (%) 51 59 66 PLENITUDE & POWER Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo (gigawatt) 3,0 2,2 1,1 Produzione di energia da fonti rinnovabili (terawattora) 3,98 2,55 0,99 Vendite retail e business gas (miliardi di metri cubi) 6,06 6,84 7,85 Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali (terawattora) 17,98 18,77 16,49 Clienti retail/business a fine periodo (milioni di pdf) 10,11 10,07 10,04 Punti di ricarica veicoli elettrici (migliaia) 19,0 13,1 6,2 Produzione termoelettrica (terawattora) 20,66 21,37 22,31 Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi 19,88 22,37 28,54 (a) Relativo alle società consolidate. (b) Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto. (c) Media triennale. (d) Per il 2023 e 2022 il tasso è calcolato sulla base della capacità effettiva dell’impianto. 19ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Attività di stakeholder engagement CATEGORIE PRINCIPALI ATTIVITÀ DI ENGAGEMENT NEL 2023 TEMI RILEVANTI PERSONE DI ENI E SINDACATI NAZIONALI E INTERNAZIONALI Percorsi professionali e formativi sulle competenze emergenti legate alle strategie di business e allo sviluppo dell’imprenditorialità // Iniziative formative e di sensibilizzazione a supporto dell’inclusione, del riconoscimento del valore di ogni tipo di diversità e sulla “zero tolerance” // Iniziative a supporto del team building e mobilità per favorire l’internazionalità // Iniziative per la valorizzazione delle risorse giovani under 36 // Nuova campagna sui Principi e le Regole d’Oro della Sicurezza con particolare focus sulla Stop Work Authority // Finalizzazione e/o sottoscrizione di accordi con le organizzazioni sindacali tra cui Smart Working in Italia e sua progressiva estensione all’estero COMUNITÀ FINANZIARIA Capital Markets Day (piano strategico 2023-26 e di lungo termine al 2050) e Road-Show virtuale nelle principali piazze finanziarie // Road-Shows con investitori e proxy advisor sulla remunerazione degli executive // Conference call sui risultati trimestrali // Partecipazione del Top Management alle conferenze tematiche bancarie // Partecipazione alle conferenze tematiche e ingaggio continuo con investitori istituzionali e principali agenzie di rating in ambito ESG // Si segnala che “Strategia e performance econimico-finanziaria” è un tema rilevante che si aggiunge a quelli di sostenibilità riportati sulla destra COMUNITÀ LOCALI E COMMUNITY BASED ORGANIZATION Consultazioni delle Autorità e comunità locali per nuove attività esplorative e/o nuovi progetti di business e di sviluppo locale // Gestione di richieste e grievance delle comunità locali // Comunicazioni periodiche su avanzamento progetti // Campagne di sensibilizzazione delle comunità locali su temi di salute e sull’uso dei fornelli migliorati CONTRATTISTI, FORNITORI E PARTNER COMMERCIALI Iniziative di sensibilizzazione, coinvolgimento e formazione dei fornitori e workshop di settore per favorire la consapevolezza della sostenibilità lungo l’intera supply chain // Ampliamento della community di Open-es e rafforzamento dell’iniziativa con più strumenti e servizi (es. programmi formativi sulle tematiche ESG) // Estensione dell’applicazione del modello di due diligence risk- based sui Diritti Umani per prevenire e mitigare i rischi lungo l’intera supply chain // Programma “Sustainable Supply Chain Finance” CLIENTI E CONSUMATORI Regolari interazioni con Associazioni dei Consumatori (AdC) per: presentare risultati, obiettivi e strategie future; incontri e workshop con Presidenti, Segretari Generali e Responsabili Energia delle AdC nazionali e locali su tematiche legate alla sostenibilità, transizione energetica, economia circolare, digitalizzazione e iniziative commerciali; condividere risultati sul monitoraggio del protocollo per la prevenzione delle attivazioni non richieste; migliorare la soddisfazione dei clienti e la qualità del servizio, anche attraverso canali dedicati ed area web riservata ISTITUZIONI NAZIONALI, EUROPEE E INTERNAZIONALI Partecipazione a iniziative di promozione economica, incontri e tavoli di lavoro sui temi connessi ad attività di business, scenari geopolitici ed energetici, sviluppo sostenibile e nuove tecnologie // Rappresentazione del posizionamento Eni su transizione energetica e decarbonizzazione in eventi pubblici e nei principali consessi multilaterali internazionali (es. G20, B20, COP28) // Ingaggio e dialogo istituzionale, anche nel contesto di partnership e membership, con think tank, organismi associativi e internazionali su transizione energetica ed ecologica, innovazione e mobilità sostenibile // Presentazione di progetti, visite di associazioni, delegazioni istituzionali e politiche presso impianti industriali, siti operativi e centri di ricerca UNIVERSITÀ, CENTRI DI RICERCA E HUB DI INNOVAZIONE Collaborazione con: a) Università italiane: Politecnico di Milano e di Torino, Università di Bologna, Bicocca, Federico II, Pavia, Padova, Pisa, Consorzio Interuniversitario INSTM; b) Centri di ricerca: CNR, ENEA e INGV c) il MIT; d) in qualità di socio fondatore nell’ambito del PNRR, 4 Centri Nazionali per la Ricerca, 2 Ecosistemi dell’Innovazione, 2 Partenariati Estesi // Avviato ROAD – Rome Advanced District, polo di ricerca tecnologica dedicato alle nuove filiere dell’energia // Lanciati nuovi progetti di alternanza scuola lavoro per il contrasto all’abbandono scolastico // Presenza nei principali hub di innovazione nazionale e internazionale, accordi con innovation broker, incubatori e acceleratori di start up ORGANIZZAZIONI DI ADVOCACY E DI CATEGORIA, ASSOCIAZIONI CONFINDUSTRIALI Adesione e partecipazione a OGCI, IETA, WEF, IPIECA, WBCSD, UN GLOBAL COMPACT, EITI, The Council for Inclusive Capitalism, UN Energy Compact e collaborazioni con istituzioni internazionali sui diritti umani // Convegni, dibattiti, eventi e iniziative di formazione su temi di sostenibilità; realizzazione di linee guida e condivisione di best practice, capacity building per la generazione e l’utilizzo dei crediti di carbonio // Incontri con associazioni imprenditoriali territoriali e di categoria per la supply chain sostenibile, le tematiche energetiche e a supporto del business tramite analisi di posizionamenti e studi per la transizione energetica ORGANIZZAZIONI PER LA COOPERAZIONE ALLO SVILUPPO Accordi di collaborazione/partenariato con organismi di cooperazione per consolidare le attività di sviluppo nei Paesi. Accordi con agenzie delle Nazioni Unite (UNIDO, UNESCO e IOM) e organismi della società civile (ADPP, AVSI, Banco Alimentare e Oikos) // Collaborazioni con agenzie di cooperazione nazionali (AICS e USAID), organismi del settore privato (CNH Industrial ed IVECO Group), ministeri dei Paesi ospitanti e organismi della società civile Il coinvolgimento degli stakeholder è per Eni un tema centrale per perseguire una transizione equa e giusta, poiché tale partecipazione aiuta a massimizzare la creazione di valore di lungo periodo ridu- cendo al contempo i rischi di impresa. Anche in linea con il Codice Etico, Eni intrattiene rapporti basati su principi di correttezza, legalità, trasparenza, tracciabilità, rispetto dei diritti umani, inclusione, parità di genere e tutela dell’ambiente e delle comunità. La partecipazione e la condivisione di scelte, obiettivi e risultati aziendali favorisce rap- porti solidi e di reciproca fiducia, che sono anche parte integrante del processo di definizione della materialità. Eni ha tra i suoi cardini l’attenzione alle relazioni con gli stakeholder di interesse, presenti in tutti i paesi dove opera (61) garantendo un dialogo attivo e costante, tenendo conto delle loro necessità, tracciando le richieste ed i recla- mi in modo strutturato e trasparente. A supporto della relazione con gli stakeholder locali, Eni utilizza l’applicativo aziendale “Stakeholder Management System”, in cui sono mappati oltre 5.800 stakeholder e che permette una gestione costante e puntuale dei grievance, delle richieste e delle criticità emerse. Nella tabella di seguito, sono rappresentati i temi più rilevanti per le categorie di stakeholder di ri- ferimento di Eni, emersi dall’analisi di materialità (si veda pag. 222) nonché eventuali temi aggiuntivi segnalati dalle funzioni aziendali responsabili della relazione con quella specifica categoria. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202320 ENI CATEGORIE PRINCIPALI ATTIVITÀ DI ENGAGEMENT NEL 2023 TEMI RILEVANTI PERSONE DI ENI E SINDACATI NAZIONALI E INTERNAZIONALI Percorsi professionali e formativi sulle competenze emergenti legate alle strategie di business e allo sviluppo dell’imprenditorialità // Iniziative formative e di sensibilizzazione a supporto dell’inclusione, del riconoscimento del valore di ogni tipo di diversità e sulla “zero tolerance” // Iniziative a supporto del team building e mobilità per favorire l’internazionalità // Iniziative per la valorizzazione delle risorse giovani under 36 // Nuova campagna sui Principi e le Regole d’Oro della Sicurezza con particolare focus sulla Stop Work Authority // Finalizzazione e/o sottoscrizione di accordi con le organizzazioni sindacali tra cui Smart Working in Italia e sua progressiva estensione all’estero COMUNITÀ FINANZIARIA Capital Markets Day (piano strategico 2023-26 e di lungo termine al 2050) e Road-Show virtuale nelle principali piazze finanziarie // Road-Shows con investitori e proxy advisor sulla remunerazione degli executive // Conference call sui risultati trimestrali // Partecipazione del Top Management alle conferenze tematiche bancarie // Partecipazione alle conferenze tematiche e ingaggio continuo con investitori istituzionali e principali agenzie di rating in ambito ESG // Si segnala che “Strategia e performance econimico-finanziaria” è un tema rilevante che si aggiunge a quelli di sostenibilità riportati sulla destra COMUNITÀ LOCALI E COMMUNITY BASED ORGANIZATION Consultazioni delle Autorità e comunità locali per nuove attività esplorative e/o nuovi progetti di business e di sviluppo locale // Gestione di richieste e grievance delle comunità locali // Comunicazioni periodiche su avanzamento progetti // Campagne di sensibilizzazione delle comunità locali su temi di salute e sull’uso dei fornelli migliorati CONTRATTISTI, FORNITORI E PARTNER COMMERCIALI Iniziative di sensibilizzazione, coinvolgimento e formazione dei fornitori e workshop di settore per favorire la consapevolezza della sostenibilità lungo l’intera supply chain // Ampliamento della community di Open-es e rafforzamento dell’iniziativa con più strumenti e servizi (es. programmi formativi sulle tematiche ESG) // Estensione dell’applicazione del modello di due diligence risk- based sui Diritti Umani per prevenire e mitigare i rischi lungo l’intera supply chain // Programma “Sustainable Supply Chain Finance” CLIENTI E CONSUMATORI Regolari interazioni con Associazioni dei Consumatori (AdC) per: presentare risultati, obiettivi e strategie future; incontri e workshop con Presidenti, Segretari Generali e Responsabili Energia delle AdC nazionali e locali su tematiche legate alla sostenibilità, transizione energetica, economia circolare, digitalizzazione e iniziative commerciali; condividere risultati sul monitoraggio del protocollo per la prevenzione delle attivazioni non richieste; migliorare la soddisfazione dei clienti e la qualità del servizio, anche attraverso canali dedicati ed area web riservata ISTITUZIONI NAZIONALI, EUROPEE E INTERNAZIONALI Partecipazione a iniziative di promozione economica, incontri e tavoli di lavoro sui temi connessi ad attività di business, scenari geopolitici ed energetici, sviluppo sostenibile e nuove tecnologie // Rappresentazione del posizionamento Eni su transizione energetica e decarbonizzazione in eventi pubblici e nei principali consessi multilaterali internazionali (es. G20, B20, COP28) // Ingaggio e dialogo istituzionale, anche nel contesto di partnership e membership, con think tank, organismi associativi e internazionali su transizione energetica ed ecologica, innovazione e mobilità sostenibile // Presentazione di progetti, visite di associazioni, delegazioni istituzionali e politiche presso impianti industriali, siti operativi e centri di ricerca UNIVERSITÀ, CENTRI DI RICERCA E HUB DI INNOVAZIONE Collaborazione con: a) Università italiane: Politecnico di Milano e di Torino, Università di Bologna, Bicocca, Federico II, Pavia, Padova, Pisa, Consorzio Interuniversitario INSTM; b) Centri di ricerca: CNR, ENEA e INGV c) il MIT; d) in qualità di socio fondatore nell’ambito del PNRR, 4 Centri Nazionali per la Ricerca, 2 Ecosistemi dell’Innovazione, 2 Partenariati Estesi // Avviato ROAD – Rome Advanced District, polo di ricerca tecnologica dedicato alle nuove filiere dell’energia // Lanciati nuovi progetti di alternanza scuola lavoro per il contrasto all’abbandono scolastico // Presenza nei principali hub di innovazione nazionale e internazionale, accordi con innovation broker, incubatori e acceleratori di start up ORGANIZZAZIONI DI ADVOCACY E DI CATEGORIA, ASSOCIAZIONI CONFINDUSTRIALI Adesione e partecipazione a OGCI, IETA, WEF, IPIECA, WBCSD, UN GLOBAL COMPACT, EITI, The Council for Inclusive Capitalism, UN Energy Compact e collaborazioni con istituzioni internazionali sui diritti umani // Convegni, dibattiti, eventi e iniziative di formazione su temi di sostenibilità; realizzazione di linee guida e condivisione di best practice, capacity building per la generazione e l’utilizzo dei crediti di carbonio // Incontri con associazioni imprenditoriali territoriali e di categoria per la supply chain sostenibile, le tematiche energetiche e a supporto del business tramite analisi di posizionamenti e studi per la transizione energetica ORGANIZZAZIONI PER LA COOPERAZIONE ALLO SVILUPPO Accordi di collaborazione/partenariato con organismi di cooperazione per consolidare le attività di sviluppo nei Paesi. Accordi con agenzie delle Nazioni Unite (UNIDO, UNESCO e IOM) e organismi della società civile (ADPP, AVSI, Banco Alimentare e Oikos) // Collaborazioni con agenzie di cooperazione nazionali (AICS e USAID), organismi del settore privato (CNH Industrial ed IVECO Group), ministeri dei Paesi ospitanti e organismi della società civile NUMERI DELL’ANNO ~300 iniziative di supporto all’internazionalizzazione delle risorse Eni ~5.000 persone invitate all’Engagement Survey di valorizzazione risorse Under 36 ~670 fondi incontrati ~270 incontri/call con investitori e agenzie 139 grievance gestiti 782 comunità locali (indigene incluse) mappate >15.000 imprese aderenti a Open-es 500 rappresentanti delle Associazioni dei consumatori incontrati 75 Borse di studio per dottorati di ricerca finanziate/co-finanziate 6 Centri Congiunti di ricerca in Italia con 28 progetti attivi 8 hub di sviluppo imprenditoriale attivi in Italia e 2 all’estero (Kenya e Congo) >100 start-up innovative incubate/accelerate 28 accordi firmati per iniziative di sviluppo socioeconomico e di salute Salute e sicurezza sul lavoro e di processo Gestione responsabile della catena di fornitura Inquinamento Cambiamento climatico Economia circolare e gestione dei rifiuti Capitale umano Parità di trattamento e di opportunità per tutti Relazioni con i clienti Biodiversità ed ecosistemi Innovazione, digitalizzazione e cyber security Diritti umani Condotta delle imprese Risorse idriche Chiusura e ripristino Sviluppo locale e accesso all’energia 21ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE PIANO STRATEGICO Eni nel piano 2024-2027 continua a progredire nella esecuzione della sua strate- gia distintiva di creazione del valore, di decarbonizzazione e di contestuale garan- zia di stabilità nelle forniture energetiche. Il Piano si fonda su: • la massimizzazione del valore dei business tradizionali accompagnata alla ridu- zione delle emissioni; • lo sviluppo di nuove attività, ad alta redditività ed elevata crescita, relative alla transizione energetica; • un ecosistema di innovazione e di rapida implementazione delle proprie tecnologie, allo scopo di rendere efficace ed efficiente l’accesso alle nuove risorse energetiche, migliorare l’utilizzo di quelle esistenti e ridurre l’impatto carbonico sull’ambiente; • il raggiungimento di solidi risultati finanziari attraverso investimenti organici, ope- razioni selettive di portafoglio e iniziative di efficienza della struttura corporate; • la gestione attiva del portafoglio attraverso dismissioni mirate con conseguente riduzione dei capex netti e rafforzamento della struttura patrimoniale; • il potenziamento della remunerazione degli azionisti. GRUPPO Il Piano 2024-2027 prevede: • di generare un flusso di cassa da attività operativa prima del capitale circolante di circa €13,5 miliardi nel 2024 e di €62 miliardi nell’arco del piano quadriennale, in crescita del 30% a scenario costante; • Investimenti netti (al netto della cassa derivante dalle operazioni di portafoglio) nel quadriennio 2024-2027 pari a €27 miliardi, corrispondenti ad una media an - nua di €7 miliardi, inferiori di oltre il 20% rispetto al piano dello scorso anno, grazie all’ottimizzazione della spesa, al miglioramento della qualità dei progetti e al maggiore contributo del portafoglio; • incassi netti da operazioni di portafoglio pari a circa €8 miliardi nel quadriennio e focalizzati sullo sviluppo del modello satellitare, sull’applicazione del dual explo- ration model – che consente di valorizzare anticipatamente le risorse esplorative scoperte – e sul ribilanciamento geografico delle produzioni di idrocarburi; • di realizzare €1,8 miliardi di riduzione dei costi corporate nel quadriennio, in linea con l’evoluzione della strategia e con le opportunità derivanti dallo sviluppo del modello satellitare; • un livello di leverage pari al 15-25%; • potenziamento della remunerazione degli azionisti; Eni intende distribuire tra il 30%-35% del flusso di cassa da attività operativa annuale attraverso dividendi e buy-back, in aumento rispetto al precedente 25%-30%. Il dividendo proposto per il 2024 è pari a €1,00 per azione, in aumento di oltre il 6% e il buy-back è fissato a €1,1 miliardi. In presenza di upside si prevede di destinare fino al 60% dei flussi di cassa incrementali rispetto al Piano, in aumento rispetto al precedente 35%. Strategia RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202322 ENI NATURAL RESOURCES EXPLORATION & PRODUCTION Eni prevede, nel rispetto dell’obiettivo di riduzione dell’impronta carbonica, la massimizzazione dei ritorni e della genera- zione di cassa facendo leva sull’eccellenza operativa nell’attività di esplorazione e sullo sviluppo fast track dei progetti. Il Piano 2024-2027 prevede: • la crescita del cash flow upstream per barile di oltre il 30% tra il 2023 e il 2027 a scenario costante, grazie alla qualità dei nuovi progetti fast track in particolare Congo, Costa d’Avorio, Indonesia e Libia; • un tasso medio annuo di crescita delle produzioni del 3-4% fino al 2027, in media del 2% dopo le operazioni di di- smissioni previste, grazie all’accelerazione delle attività di gestione del portafoglio. Eni ha un numero significativo di Final Investment Decision (FID) programmate e di opzionalità, in molti casi con una elevata quota di partecipazione, che offrono un’eccellente visibilità del business oltre il periodo di piano e attestano la significativa materialità del suo portafoglio di progetti; • la spesa netta upstream per investimenti, inclusa l’attività di portafoglio, sarà di circa €5 miliardi in media all’anno, -20% rispetto al precedente piano riflettendo la qualità dei progetti, l’ottimizzazione degli investimenti e l’accelerazione delle dismissioni; • l’anticipazione della generazione di valore per il business riducendo la propria presenza nei progetti ad elevata parteci- pazione, in linea con l’applicazione del dual exploration model. Eni continuerà a ribilanciare il proprio portafoglio di asset attraverso la dismissione delle attività marginali. Complessivamente, si prevede che gli asset upstream rappresentino oltre la metà del valore totale delle dismissioni di Gruppo; • l’esplorazione quale elemento altamente distintivo del business model di Eni che continuerà a essere un importante motore di creazione di valore, investendo oltre €1,5 miliardi nel corso del piano. GLOBAL GAS LNG PORTFOLIO GGP continuerà a massimizzare il valore del gas prodotto, ampliando al contempo le attività di trading esistenti, prose- guendo nella strategia di massimizzare i ritorni economici attraverso azioni di ottimizzazione e rinegoziazione, facendo leva sulle flessibilità del suo portafoglio e continuerà a creare valore attraverso lo sviluppo di nuovo supply GNL, potendo contare sulla sinergica integrazione con il business upstream. L’Ebit proforma di GGP è previsto a circa €800 milioni nel 2024. Tale risultato riflette l’ipotesi Eni di normalizzazione del mercato del gas con prezzi più bassi e, soprattutto, una volatilità significativamente inferiore. Tuttavia, attualmente il mercato rimane molto esposto ai cambiamenti di contesto quali eventi geopolitici, problemi di approvvigionamento, condizioni meteo e livelli della domanda. Qualora tali eventi si verificassero, Eni ha dimostrato di poter generare signi- ficativi upside fino a oltre €1 miliardo, facendo leva sul portafoglio di gas in approvvigionamento e sulla disponibilità di infrastrutture e logistica. CCUS La CCS è una leva fondamentale per ridurre le emissioni nette e guidare la transizione energetica. Eni ha acquisito una posizione di leadership, in particolare nel Regno Unito e in Italia, e si sta espandendo in Nord Africa, Olanda e Norvegia. La CCS diventerà quindi una delle piattaforme chiave del portafoglio di Eni orientato alla transizione energetica, sia per la decarbonizzazione delle proprie operazioni che come servizio per le industrie terze. La capacità di stoccaggio gross unri- sked è di circa 3 GigaTon. Eni si pone l’obiettivo di raggiungere una capacità gross di reiniezione di CO 2 di oltre 15 milioni di tonnellate/anno prima del 2030 e in aumento fino a circa 40 milioni di tonnellate/anno dopo il 2030. La fase 1 del progetto CCS di Ravenna sarà avviata quest’anno mentre lo sviluppo della fase 2 è previsto per il 2027, e sono possibili ulteriori fasi di sviluppo. Nel Regno Unito, il progetto HyNet si prevede sarà approvato entro quest’anno contemporaneamente a quello degli emettitori. 23ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE ENERGY EVOLUTION Enilive, Plenitude e Versalis rappresentano business in transizione con prospettive di forte crescita e creazione di valore. Enilive si è affermata come leader nel settore della bioraffinazione a livello globale, differenziandosi attraverso la tecnologia proprietaria e l’integrazione verticale grazie all’approvvigionamento da agri-hub. Per Plenitude la fornitura di energia low and zero carbon emission a tutti i clienti ha consentito una crescita operativa e finanziaria eccezionale e traccia un trend di continuo sviluppo. Per Versalis si prevede che i risultati ritornino profittevoli a seguito del piano di ristrutturazione e trasformazione. Di seguito le leve per la crescita di valore nel corso del Piano e negli anni futuri: ENILIVE • Bioraffinazione: si prevede una capacità di oltre 3 milioni di tonnellate/anno al 2026 e di oltre 5 milioni di tonnellate/anno al 2030, con un tasso di crescita di circa il 20%. Recentemente Eni ha approvato il terzo progetto di conversione bio della raf- fineria di Livorno, mentre un quarto progetto è attualmente in fase di studio in Italia. Due ulteriori FID internazionali in Corea del Sud e Malesia sono previste per il 2024. Entro il 2026 si prevede di raggiungere un’opzionalità SAF di oltre 1 milione di tonnellate/anno – pari a due volte l’obiettivo definito in precedenza – con un potenziale raddoppio entro il 2030. L’approv- vigionamento di feedstock dagli agri-hub, aspetto distintivo della strategia di Eni, raggiungerà oltre 700.000 tonnellate nel 2027 che corrisponde a oltre il 35% del feedstock processato nelle bioraffinerie italiane di Eni. • Risultati e investimenti: previsto un EBITDA proforma di €1 miliardo nel 2024 e superiore a €1,6 miliardi nel 2027\. Ciò riflette la crescita della capacità di bioraffinazione, le attività di rebranding delle stazioni di servizio e l’aumento del contri- buto dei servizi non-oil, che si prevede sarà pari a circa il 40% dei risultati totali delle attività retail entro la fine del Piano. Gli investimenti saranno in media di €0,5 miliardi all’anno nel quadriennio. PLENITUDE • Capacità installata: la capacità installata di energia rinnovabile sarà pari a 4 GW nel 2024, e più che raddoppierà a oltre 8 GW nel 2027\. Raggiungerà gli oltre 15 GW entro il 2030 registrando una significativa tendenza di crescita, sostenuta da una pipeline di 2 GW di progetti in esecuzione, 4 GW a maturità elevata/media e ulteriori 15 GW a bassa maturità. I punti di ricarica per veicoli elettrici saranno circa 24 mila nel 2024 e si prevede che raddoppieranno tra il 2023 e il 2027. • Risultati e investimenti: si prevede l’EBITDA pro forma di €1 miliardo nel 2024, in aumento fino a €2 miliardi nel 2027. Gli investimenti di Plenitude saranno in media circa €1,4 miliardi all’anno nel quadriennio. VERSALIS A seguito delle perdite registrate nel 2023, determinate dallo scenario negativo del mercato globale della chimica, particolar- mente deteriorato in Europa, Eni intende realizzare un piano di ristrutturazione. Versalis, anche attraverso l’acquisizione del controllo di Novamont nel 2023 è impegnata in una trasformazione e in un riposizionamento del proprio business verso pro- dotti specializzati quali chimica bio-based e circolarità, in linea con l’evoluzione del contesto strategico del business. Queste misure consentiranno di raggiungere il pareggio dell’EBITDA nel 2025 e un EBIT positivo entro il 2026, con un miglioramento significativo di oltre €600 milioni per il Gruppo. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202324 ENI (1) Per maggiori dettagli si veda la sezione “Approccio responsabile e sostenibile” della Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario di Eni. ALTRI IMPEGNI E TARGET SULLE TEMATICHE ESG 1 CLIMA Confermati gli obiettivi di Net Zero per le emissioni Upstream Scope 1 e 2 entro il 2030, quello di Net Zero per tutte le attività di Eni Scope 1 e 2 entro il 2035. Le emissioni Scope 1, 2 e 3 sono previste in riduzione del 35% entro il 2030, 80% entro il 2040 e Net Zero entro il 2050. SALUTE E SICUREZZA Garantire la costante e continua attenzione alle persone, tutelandone la sicurezza (mantenimento del TRIR ≤0,40 nel quadriennio) e la salute (€279 milioni per attività Salute nel quadriennio, incluse le spese per iniziative di Salute delle Comunità). CAPITALE UMANO Sviluppare le competenze professionali (+20% ore di formazione al 2027 rispetto al 2023) e comportamentali di tutte le persone Eni, favoren- do la valorizzazione dei talenti e promuovendo un ambiente di lavoro inclusivo ed aperto alla diversità (+4 p.p. di popolazione femminile al 2030 rispetto al 2020 e +3,8 p.p. di personale femminile in posizioni di responsabilità al 2030 rispetto al 2020); sviluppare ulteriormente so- luzioni di lavoro innovative e agili potenziando l’offerta Welfare e favorendo il work-life balance; gestire gli impatti della transizione energetica sulle risorse umane e sulle comunità nell’ottica della Just Transition. AMBIENTE Garantire il costante impegno alla prevenzione degli impatti sull’ambiente e alla conservazione/uso efficiente delle risorse naturali. DIRITTI UMANI, TRASPARENZA E INTEGRITÀ Garantire la massima attenzione alla pari dignità delle persone e al rispetto dei diritti umani (100% dei nuovi progetti valutati a rischio DU soggetti ad analisi specifiche) e preservare la solidità della catena di approvvigionamento. SVILUPPO LOCALE Implementare oltre 100 Progetti di Sviluppo Locale nei Paesi di presenza con un impegno complessivo di €350 milioni in quota Eni nel quadrien- nio 2024-2027, attraverso iniziative di accesso all’energia; all’educazione; all’acqua; diversificazione economica, salute e tutela del territorio. 25ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE IL MODELLO DI RISK MANAGEMENT INTEGRATO Eni ha sviluppato e adottato un Modello di Risk Management Inte- grato (di seguito Modello RMI) finalizzato ad assicurare che il ma- nagement assuma decisioni consapevoli (risk-informed), attraverso la valutazione e l’analisi dei rischi, di breve, medio e lungo termine, attuata con una visione integrata, complessiva e prospettica. Il Modello RMI si avvale di un sistema metodologico e di competenze che fa leva su criteri che assicurano la consistenza delle valutazioni (qualità del dato, oggettività della rilevazione e quantificazione delle mitigazioni) per migliorare l’efficacia delle analisi, assicurare un ade- guato supporto ai principali processi decisionali (quali la definizione del Piano Strategico quadriennale) e garantire l’informativa agli orga- ni di amministrazione e controllo. Il Modello è caratterizzato da un approccio strutturato, ispirato alle best practice internazionali e definito sulla base degli indirizzi del Si- stema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi, che prevede una governance declinata su tre livelli di controllo. La Risk Governance attribuisce un ruolo centrale al Consiglio di Amministrazione (CdA), il quale definisce la natura e il livello di rischio compatibile con gli obiettivi strategici, includendo nelle proprie valutazioni tutti gli ele- menti che possono assumere rilievo nell’ottica del successo soste- nibile della Società. Con il supporto del Comitato Controllo e Rischi, il CdA definisce le linee guida per la gestione dei rischi, affinché i principali rischi di Eni siano correttamente identificati, valutati, gestiti e monitorati, determinando il grado di compatibilità con una gestione dell’impresa coerente con gli obiettivi strategici. L’Amministratore Delegato (AD) di Eni dà esecuzione agli indirizzi del CdA; in particolare, avvalendosi del processo RMI, assicura l’identifica- zione, la valutazione, la gestione e il monitoraggio dei principali rischi, che sottopone trimestralmente all’esame del CdA, tenendo in consi- derazione l’operatività e i profili di rischio specifici di ciascuna linea di business e dei singoli processi, per una politica di governo dei rischi in- tegrata. L’AD assicura, inoltre, che il processo RMI si evolva in coerenza con le dinamiche di business e di contesto normativo. Infine, il Comitato Rischi, presieduto dall’AD, svolge funzioni consultive nei suoi confronti in merito ai principali rischi: a tal fine, esamina ed esprime pareri, su ri- chiesta dell’AD, in relazione alle principali risultanze del processo RMI. Risk Management Integrato LEGENDA: ORGANI E ORGANISMI DELLA GOVERNANCE (a) ASSURANCE PROVIDERS ESTERNI INTERNAL AUDIT SUPPORTO AL PRIMO LIVELLO ADVICE A PRIMO E SECONDO LIVELLO PRIMO LIVELLO Identificazione e gestione dei rischi di competenza e relativi controlli SECONDO LIVELLO Monitoraggio principali categorie di rischio e adeguatezza controlli MANAGEMENT DI LINEA/ RISK OWNER (BUSINESS & SUPPORT PROCESS) TERZO LIVELLO Assurance e advice indipendente sul primo e secondo livello di controllo e sul SCIGR (b) nel suo compesso FUNZIONE INTERNAL AUDIT FUNZIONI SPECIALISTICHE Compliance Integrata Risk Management Integrato Dirigente Preposto Affari Societari e Governance Funzioni Dedicate/Risk specialist o funzioni da Modelli di Compliance (e.g. Security, Asset Integrity, Cyber, Salute, Data Protection Officer, Organizzazione) HSE Process Owner Pianificazione e Controllo MANAGEMENT Direzione, delega, supervisione, risorse Accountability, reporting, assurance Comunicazione, coordinamento, collaborazione (a) Si intendono: Consiglio di Amministrazione, Comitato Controllo e Rischi, Collegio Sindacale, Organismo di Vigilanza, Presidente del CdA e Amministratore Delegato. (b) SCIGR - Sistema di controllo interno e di gestione dei rischi. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202326 ENI IL PROCESSO DI RISK MANAGEMENT INTEGRATO Il processo RMI, caratterizzato da un approccio strutturato e sistema- tico, prevede che tutti i principali rischi di Eni siano rilevati, analizzati e consolidati, al fine di supportare da un lato il processo decisionale del management, rafforzando la consapevolezza sui rischi e sulle relati- ve azioni di trattamento ad ogni livello dell’organizzazione, e, dall’altro lato, la supervisione sui rischi da parte degli organi di amministrazio- ne e controllo di Eni. Il processo, regolato dalla “Management System Guideline (MSG) Risk Management Integrato” è continuo e dinamico e prevede i seguenti sottoprocessi: (i) Risk Governance, metodologie e strumenti (ii) Risk Strategy, (iii) Integrated Risk Management, (iv) Risk Knowledge, formazione e comunicazione. Il processo RMI parte dal contributo specialistico all’elaborazione del Piano Strategico quadriennale (sottoprocesso Risk Strategy”) con riferimento al quale supporta la valutazione da parte del Consi- glio di Amministrazione della compatibilità del profilo di rischio con gli obiettivi strategici della Società, attraverso l’analisi del profilo di rischio aziendale sotteso alla proposta di Piano e l’individuazione delle principali azioni con efficacia de-risking dei top risk strategici dell’azienda. Le risultanze delle attività sono presentate agli Organi di Amministrazione e Controllo in tempi coerenti con il processo di Pianificazione Strategica. Il sottoprocesso “Integrated Risk Management” prevede attività pe- riodiche di assessment e monitoring finalizzate ad assicurare un’a- nalisi organica e integrata del profilo di rischio associato agli obiettivi del Piano Strategico quadriennale, anche in ottica di medio-lungo ter- mine, attraverso l’identificazione la valutazione e il monitoraggio dei principali rischi aziendali e delle relative azioni di trattamento; analisi e gestione dei rischi contrattuali (Contract Risk Mgmt) finalizzata alla migliore allocazione delle responsabilità contrattuali con il fornitore e alla loro adeguata gestione nella fase operativa; analisi integrata dei rischi esistenti nei Paesi di presenza o di potenziale interesse che costituisce un riferimento per le attività di risk strategy, risk asses- sment e analisi dei rischi di progetto; supporto al processo decisio- nale per l’autorizzazione dei progetti d’investimento e operazioni di portafoglio in ambito (Integrated Project Risk Mgmt e M&A). I rischi sono valutati considerando sia la probabilità di accadimento sia gli impatti sugli obiettivi quantitativi e qualitativi di Eni che si ver- rebbero a determinare in un dato orizzonte temporale al verificarsi del rischio. La valutazione è espressa sia a livello inerente sia a livello residuo (tenendo conto dell’efficacia delle azioni di mitigazione) e permet- te di misurare l’impatto rispetto al raggiungimento degli obiettivi del Piano Strategico quadriennale e a vita intera per quanto riguarda i progetti di business. I rischi sono rappresentati in base alla probabili- tà di accadimento e all’impatto su matrici che ne consentono il con- fronto e la classificazione per rilevanza. I rischi con impatto econo- mico/finanziario sono analizzati anche in ottica integrata sulla base di modelli quantitativi che consentono di definire su basi statistiche la distribuzione dei flussi a rischio nonché di simulare l’impatto ag- gregato dei rischi a fronte di ipotetici scenari futuri (what if analysis o stress test). Nel corso del 2023 sono stati effettuati due cicli di assessment: nel primo semestre è stato svolto l’Annual Risk Assessment, che ha coinvolto 136 società e 47 Paesi, mentre nel secondo semestre è stato svolto l’Interim Top Risk Assessment che ha riguardato l’ag- giornamento dei top risk emersi dal Risk Assessment Annuale 2023, anche alla luce della proposta di Piano Strategico 2024-2027. 1 RISK GOVERNANCE, METODOLOGIE E STRUMENTI 4 RISK KNOWLEDGE, FORMAZIONE E COMUNICAZIONE 2 RISK STRATEGY 3 INTEGRATED RISK MANAGEMENT RMI - RISK MANAGEMENT INTEGRATORMI - RISK MANAGEMENT INTEGRATO Processo risk-based 1 2 3 4 RISK GOVERNANCE, METODOLOGIE E STRUMENTI RISK STRATEGY INTEGRATED RISK MANAGEMENT RISK KNOWLEDGE, FORMAZIONE E COMUNICAZIONE RMI \- RISK MANAGEMENT INTEGRATORMI \- RISK MANAGEMENT INTEGRATO 27ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Le risultanze relative ai due cicli di assessment sono state presenta- te agli Organi di Amministrazione e Controllo a luglio 2023 e gennaio 2024\. Sono stati effettuati tre cicli di monitoraggio sui top risk di Eni. Il monitoraggio dei rischi e dei relativi piani di trattamento consente di analizzare l’andamento dei rischi (attraverso l’aggiornamento di opportuni indicatori) e lo stato di attuazione delle azioni di trattamen- to attuate dal management. Le risultanze relative al monitoraggio dei top risk sono state presentate agli Organi di Amministrazione e Con- trollo a marzo, luglio e ottobre 2023. Il sottoprocesso risk knowledge, formazione e comunicazione è volto ad accrescere la diffusione della cultura del rischio, a raffor- zare un linguaggio comune tra le risorse che operano in ambito risk management, trasversalmente ai diversi business di Eni, nonché la condivisione delle informazioni e delle esperienze anche attraverso lo sviluppo di una Comunità di Pratica. Il portafoglio dei top risk Eni è composto di 19 rischi classificati in: (i) rischi di natura esterna, (ii) rischi di natura strategica e, infine, (iii) rischi di natura operativa. RISCHIO STRATEGICO SCENARIOSCENARIO PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO Scenario Prezzi commodity, visione d’insieme del rischio di fluttuazioni sfavorevoli dei prezzi del Brent, del Gas e delle altre commodity rispetto alle previsioni di piano. AZIONI DI TRATTAMENTO • Focalizzazione su resilienza e flessibilità del portafoglio attraverso: generazione di cassa dei business tradizionali, crescita dei nuovi business, ottimizzazione del portafoglio e manovra investimenti; • diversificazione portafoglio supply gas/LNG attraverso lo sviluppo di iniziative integrate UPS/GGP per la valorizzazione del gas equity e azioni di ottimizzazione del portafoglio; • strategia attiva di hedging del portafoglio in funzione delle condizioni di mercato; • ottimizzazione assetti industriali business tradizionali; • sviluppo capacità di raffinazione bio, mediante conversione circuito produttivo raffinazione tradizionale e selettive partnership in progetti in aree geografiche differenziate; • flessibilizzazione feedstock anche tramite l’integrazione con agribusiness e diversificazione prodotti con sviluppo del segmento Sustainable Aviation Fuel (SAF); • specializzazione del portafoglio della chimica verso prodotti e mercati a maggior valore aggiunto; sviluppo chimica da rinnovabili/bio e riciclo; • massimizzazione del valore da mercato dei servizi power e iniziative per favorire la decarbonizzazione della generazione power; • massimizzazione sinergie tra capacità di generazione elettrica da rinnovabili in sviluppo e portafoglio clienti power (energy management integrato ed hedging con portafoglio clienti) e ulteriore securitizzazione dei ricavi attraverso la partecipazione alle aste e la stipula di Purchase Power Agreement. CONTRAZIONE CONTRAZIONE DOMANDA/ DOMANDA/ CONTESTO CONTESTO COMPETITIVOCOMPETITIVO PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO Contrazione domanda/contesto competitivo, riferito al verificarsi di uno sbilancio domanda e offerta di mercato o di un incremento della competitività tale da: (i) ridurre volumi di vendita, (ii) aumentare le difficoltà nel difendere customer base/ sviluppare iniziative di crescita, (iii) generare dinamiche avverse sui prezzi dei prodotti finiti, (iv) contrazione domanda. AZIONI DI TRATTAMENTO • Diversificazione portafoglio supply gas/LNG attraverso lo sviluppo di iniziative integrate UPS/GGP per la valorizzazione del gas equity e azioni di ottimizzazione del portafoglio; • strategia attiva di hedging del portafoglio in funzione delle condizioni di mercato; • crescita del business della mobilità sostenibile e sviluppo selettivo della rete; • differenziazione del portafoglio della chimica verso prodotti a maggiore valore aggiunto ed estensione filiera a valle verso compounding; • sviluppo chimica da rinnovabili e riciclo; • crescita organica clienti retail gas e luce con progressiva integrazione con la capacità di generazione energie rinnovabili e con lo sviluppo dei servizi di generazione distribuita e di efficienza energetica e di e-mobility; • consolidamento posizione sul mercato renewables in particolare nei Paesi di presenza retail attraverso lo sviluppo della pipeline di progetti acquisiti, con particolare focus su Spagna e Italia. OBIETTIVI, PRINCIPALI RISCHI E AZIONI DI TRATTAMENTO Obiettivi aziendali: REDDITIVITÀ AZIENDALE CORPORATE REPUTATION RAPPORTI CON STAKEHOLDER, SVILUPPO LOCALE RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202328 ENI CLIMATECLIMATE CHANGECHANGE PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO Climate change, riferito alla possibilità che si verifichino modifiche di scenario/condizioni climatiche che possano generare rischi legati alla transizione energetica (normativi, di mercato, tecnologici e reputazionali) e rischi fisici sui business di Eni nel breve, medio e lungo periodo. AZIONI DI TRATTAMENTO • Governance strutturata con ruolo centrale del CdA nella gestione dei principali aspetti legati al climate change e comitati specifici a supporto; • Piano Strategico con definizione di azioni operative per ciascun business a sostegno della trasformazione industriale e per il raggiungimento degli obiettivi di breve, medio e lungo termine; • politica di remunerazione con piani di incentivazione a breve e lungo termine che includono obiettivi legati alla “climate strategy” coerenti con il Piano Strategico; • resilienza tramite flessibilità della strategia, diversificazione del portfolio con lo sviluppo di linee di business/prodotti low carbon e verifica del portafoglio attraverso stress test di scenari; • sviluppo tecnologico con piano triennale, o anticipato in caso di rilevanti discontinuità tecnologiche, e partecipazione attiva negli ecosistemi di innovazione nazionali e internazionali; • trasparenza nella disclosure climatica, dialogo proattivo con gli stakeholder e adesione alle iniziative internazionali e monitoraggio dei trend legislativi e giurisprudenziali (v. anche rischio indagini e contenziosi HSE); • processo di risk management per l’individuazione e l’analisi degli asset esposti a variazioni potenziali prospettiche di eventi naturali che possano impattare operabilità e sicurezza degli asset di Eni. RISCHIO ESTERNO RISCHIORISCHIO CREDITOCREDITO COMMERCIALECOMMERCIALE PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO Rischio Credito Commerciale, riferito al possibile mancato adempimento delle obbligazioni assunte da una controparte, con ricadute sulla situazione economica/finanziaria e sul raggiungimento degli obiettivi aziendali. AZIONI DI TRATTAMENTO • Modello del credito accentrato e coordinamento operativo nella gestione dei clienti multi-business; • azioni gestionali a mitigazione del rischio: garanzie, factoring, coperture assicurative; • monitoraggio sistematico degli indicatori di rischiosità delle controparti affidate e meccanismi tempestivi di alerting. BIOLOGICOBIOLOGICO PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO Biologico - diffusione di pandemie ed epidemie, riferito alla diffusione di pandemie ed epidemie con potenziali impatti sulle persone e sui sistemi sanitari nonché sul business. AZIONI DI TRATTAMENTO • Costante indirizzo e monitoraggio da parte dell’Unità di crisi Eni per allineamento, coordinamento e identificazione azioni di risposta; • predisposizione e implementazione, per tutte le consociate e linee datoriali di Eni, di un piano per la preparazione e risposta delle emergenze sanitarie (Medical Emergency Response Plan \- MERP) finalizzato anche alla definizione di un business continuity plan; • campagne di informazione e formazione del personale; • attività di indirizzo tecnico-scientifico delle funzioni centrali per definire le misure di prevenzione e di trattamento da declinare e implementare a livello di business. GEOPOLITICOGEOPOLITICO PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO Geopolitico, riferito all’impatto di tematiche geopolitiche sulle scelte strategiche e operative del business. AZIONI DI TRATTAMENTO • Attività istituzionali con interlocutori nazionali e internazionali di riferimento per il superamento delle situazioni di crisi; • monitoraggio del contesto, con focus su situazioni politico-istituzionali critiche e su aspetti normativi con potenziali impatti sul business; • valorizzazione della presenza Eni, anche per il tramite di iniziative di sostenibilità, con attenzione a tematiche economiche e sociali dei Paesi. Obiettivi aziendali: REDDITIVITÀ AZIENDALE CORPORATE REPUTATION RAPPORTI CON STAKEHOLDER, SVILUPPO LOCALE 29ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE PAESEPAESE PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO Global security risk, riferito ad azioni o eventi dolosi che possono arrecare danni alle persone e agli asset materiali e immateriali. Instabilità politica e sociale, riferito sia all’instabilità politica e sociale, sia a eventi criminali/bunkering all’interno del Paese verso Eni e consociate, con potenziali ricadute in termini di minori produzioni, ritardi nei progetti, potenziali danni a persone e asset. Credit & Financing Risk, relativo a difficoltà finanziarie dei partner, ritardo nell’incasso dei crediti e nel recupero dei costi sostenuti. AZIONI DI TRATTAMENTO • Diversificazione geografica del portafoglio; • ingaggio in tavoli nazionali e internazionali per la realizzazione di piani di collaborazione e risposta a potenziali minacce con coinvolgimento delle imprese; • interventi di mitigazione per i rischi security mediante progetti e programmi specifici per alcune aree/siti maggiormente sensibili; • presenza di un sistema di gestione dei rischi di security con analisi di misure preventive specifiche per Paese e per sito e implementazione di piani di emergenza finalizzati alla massima sicurezza delle persone e della gestione di attività ed asset; • stipula di piani di rientro specifici per Paese con utilizzo di strumenti già collaudati di tipo contrattuale e/o finanziario; • richiesta di garanzie sovrane e lettere di credito a tutela delle posizioni creditorie. NORMATIVANORMATIVA SETTORE SETTORE ENERGYENERGY PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO Normativa Settore Energy, riferito agli impatti su operatività e competitività dei business legati all’evoluzione della normativa del settore energy. AZIONI DI TRATTAMENTO • Presidio delle dinamiche legislative e regolatorie; advocacy nell’ambito dei processi istituzionali di definizione di nuove direttive o regolamenti finalizzati alla decarbonizzazione e alla sicurezza energetica; • definizione azioni strategiche e operative in linea con l’evoluzione normativa: - diversificazione geografica della capacità bio, flessibilizzazione feedstock e ampliamento gamma prodotti (sviluppo agro biofeedstock, produzione biojet); - sviluppo chimica da fonti rinnovabili, sviluppo riciclo meccanico e chimico. RAPPORTI RAPPORTI CON GLI CON GLI STAKEHOLDER STAKEHOLDER LOCALILOCALI PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO Rapporti con gli stakeholder locali del settore energy. AZIONI DI TRATTAMENTO • Integrazione degli obiettivi e dei progetti di sostenibilità (es. Community Investment) all’interno del Piano Strategico e dei piani di incentivazione del management; • continuo dialogo con gli stakeholders per comunicare l’approccio sostenibile Eni alle attività, anche tramite progetti di sviluppo sociale e territoriale e di valorizzazione del local content; • realizzazione di accordi di collaborazione con enti nazionali e internazionali nella direzione del Partenariato Pubblico Privato (FAO, UNDP, UNESCO, UNIDO…); • rispetto e promozione Diritti Umani attraverso operatività del Modello di gestione dei Diritti Umani, analisi di impatto ed integrazione della vista sui diritti umani nei processi di business. PERMITTINGPERMITTING PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO Permitting, riferito al verificarsi di possibili ritardi o mancato rilascio di autorizzazioni, rinnovi o permessi da parte della Pubblica Amministrazione con impatti su tempi e costi di progetto nonché ricadute in termini sociali, ambientali e di immagine e reputazione. AZIONI DI TRATTAMENTO • Dialogo costante con le Istituzioni e audizioni presso le commissioni parlamentari; • coinvolgimento continuo fin dalle prime fasi delle autorità e degli stakeholder su obiettivi e progress di progetto; • trasferimento e condivisione del know-how con gli enti coinvolti, anche attraverso un maggior coinvolgimento degli organi tecnici; • presidio e monitoraggio degli iter autorizzativi; • visite/sopralluoghi dei rappresentanti delle istituzioni nei siti interessati; • piattaforma centrale Eni funzionale alla gestione del processo di Permitting e Compliance Ambientale dei siti operativi. Obiettivi aziendali: REDDITIVITÀ AZIENDALE CORPORATE REPUTATION RAPPORTI CON STAKEHOLDER, SVILUPPO LOCALE RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202330 ENI RISCHIO OPERATIVO INCIDENTIINCIDENTI PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO Rischi di blowout e altri incidenti agli asset upstream, alle raffinerie e agli stabilimenti petrolchimici, nonché nel trasporto degli idrocarburi e prodotti derivati via mare e via terra (es. incendi, esplosioni, ecc.), con danni alle persone e agli asset ed impatti sulla redditività e sulla reputazione aziendale. AZIONI DI TRATTAMENTO • Coperture assicurative; • attenta azione di prevenzione (applicazione nuove tecnologie) e real time monitoring per i pozzi; • monitoraggio proattivo degli eventi incidentali con identificazione dei weak signals in ambito Process Safety e completamento delle azioni scaturite da Audit e Risk Assessment relativi a tematiche di Process Safety; • improvement tecnologici e operativi e continuo miglioramento nella implementazione del sistema di gestione Asset Integrity Management a prevenzione di incidenti insieme all’incremento dell’affidabilità impianti; • vetting: gestione e coordinamento delle attività rilevanti per la valutazione, l’ispezione e la selezione tecnica delle navi, l’assegnazione di un rating agli operatori; • specifiche contrattuali standard nel trasporto marittimo; • Contract Risk Management (Pre/Post award); • formazione continua. CYBER SECURITYCYBER SECURITY PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO Cyber Security & Spionaggio industriale, riferito al verificarsi di attacchi informatici capaci di compromettere i sistemi informativi gestionali (ICT) e i sistemi industriali (ICS), nonché di favorire la sottrazione di informazioni sensibili per Eni. AZIONI DI TRATTAMENTO • Modello di governance centralizzato della Cyber Security, con unità dedicate alla cyber intelligence e alla prevenzione, monitoraggio e gestione dei cyber attack; • potenziamento delle infrastrutture e dei servizi di Cyber Security Operation; • rafforzamento dei presidi di sicurezza per le consociate estere e dei siti industriali; • aumento della capacità di detection tramite Implementazione di IoC (Indicatori di Compromissione) specifici pervenuti da fonti Istituzionali e da provider di Cyber Threat Intelligence; • promozione di una cultura della sicurezza informatica anche tramite azioni dedicate (es. simulazioni di Phishing); • innalzamento del livello di monitoraggio degli eventi di sicurezza. INDAGINI INDAGINI E CONTENZIOSI E CONTENZIOSI HSEHSE PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO Indagini e Contenziosi in materia climate change, ambientale e salute e sicurezza. AZIONI DI TRATTAMENTO • Attività di difesa legale in sedi giurisdizionali e non; • presenza di strutture organizzative dedicate all’assistenza legale e al presidio dei rapporti istituzionali nazionali e internazionali su tematiche HSE e climate change; • monitoraggio continuo dell’evoluzione normativa e costante valutazione dell’adeguatezza dei modelli di presidio e controllo esistenti; • rafforzamento del processo di assegnazione e gestione degli incarichi a professionisti esterni mediante nuove modalità volte a garantire trasparenza e tracciabilità; • iniziative di comunicazione mirate. Obiettivi aziendali: REDDITIVITÀ AZIENDALE CORPORATE REPUTATION RAPPORTI CON STAKEHOLDER, SVILUPPO LOCALE 31ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Integrità e trasparenza sono i principi che ispirano Eni nel delineare il proprio si- stema di Corporate Governance, elemento fondante del modello di business della Società. Il sistema di governance, affiancando la strategia d’impresa, è volto a sostenere il rapporto di fiducia fra Eni e i propri stakeholder e a contribuire al raggiungimento dei risultati di business, creando valore sostenibile. Eni è impegnata a realizzare un sistema di Corporate Governance 1 ispirato a criteri di eccellenza nel confronto aperto con il mercato e con tutti gli stakeholder. A partire dal 1° gennaio 2021 Eni applica le raccomandazioni del Codice di Corpo- rate Governance 2020, cui il Consiglio di Amministrazione di Eni ha aderito il 23 dicembre 2020. Il Codice di Corporate Governance individua nel “successo sostenibile” l’obiettivo che deve guidare l’azione dell’organo di amministrazione e che si sostanzia nella crea- zione di valore nel lungo termine a beneficio degli azionisti, tenendo conto degli in- teressi degli altri stakeholder rilevanti per la Società. Eni, peraltro, ha considerato fin dal 2006 l’interesse degli stakeholder diversi dagli azionisti come uno dei riferimenti necessari che gli Amministratori devono valutare nel prendere decisioni consapevoli. Ciò trova, in particolare, attuazione nei poteri che il Consiglio di Amministrazione ha deciso di riservarsi, da ultimo aggiornati l’11 maggio 2023, con l’obiettivo di conso- lidarli ulteriormente in linea con il Codice di Corporate Governance, con le migliori prassi nazionali e internazionali e con il processo di trasformazione della Società e del Gruppo conseguente al percorso di transizione intrapreso. Per realizzare un sistema di Corporate Governance ispirato a criteri di eccellenza, una comunicazione continua e trasparente con gli stakeholder è essenziale per comprendere al meglio le loro esigenze e orientare la gestione della Società verso uno sviluppo sostenibile. Con particolare riferimento al confronto con gli azionisti, il Consiglio di Amministra- zione di Eni, su proposta del Presidente, d’intesa con l’Amministratore Delegato, ha adottato una politica per il dialogo in linea con le best practice in materia. (1) Per maggiori approfondimenti sul sistema di Corporate Governance di Eni si rinvia alla Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari di Eni, redatta ai sensi dell’articolo 123-bis del D.lgs. 58/1998, pubblicata anche sul sito internet della Società, nella sezione Governance. Governance RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202332 ENI MODELLO DI GOVERNANCE ENI La Corporate Governance di Eni è articolata secondo il modello tradi- zionale, che − fermi i compiti dell’Assemblea degli Azionisti – attribu- isce la responsabilità della gestione al Consiglio di Amministrazione, le funzioni di vigilanza al Collegio Sindacale e quelle di revisione lega- le dei conti alla Società di revisione. NOMINA E COMPOSIZIONE DEGLI ORGANI SOCIALI Il Consiglio di Amministrazione e il Collegio Sindacale di Eni, così come i rispettivi Presidenti, sono nominati dall’Assemblea degli Azionisti. Per consentire la presenza di Consiglieri e Sindaci desi- gnati dagli azionisti di minoranza, la nomina degli Amministrato- ri avviene attraverso il meccanismo del voto di lista. Il Consiglio di Amministrazione e il Collegio Sindacale in carica, nominati nel maggio 2023 fino all’Assemblea di approvazione del bilancio 2025, sono composti rispettivamente da 9 e 5 componenti. Tre Consiglie- ri e due Sindaci effettivi, fra cui il Presidente del Collegio, sono stati nominati da azionisti diversi da quello di controllo, così garantendo alle minoranze (ossia agli azionisti diversi da quello di controllo) un numero di rappresentanti superiore rispetto a quello previsto dalla legge. Per la composizione del Consiglio, l’Assemblea degli Azioni- sti del 10 maggio 2023, che ha nominato il Consiglio di Amministra- zione in carica, ha potuto tener conto degli orientamenti espressi al mercato prima dell’Assemblea dal Consiglio di Amministrazione uscente sulla composizione quali-quantitativa ritenuta ottimale. Nella formulazione di tali orientamenti, che hanno tenuto conto de- gli esiti dell’autovalutazione, il Consiglio uscente è stato coadiuvato dal Comitato per le Nomine e supportato dallo stesso consulente esterno e indipendente che lo aveva assistito nell’autovalutazione, anche al fine di tener conto del punto di vista di stakeholder esterni, filtrato dall’esperienza del consulente stesso, delle best practice di LA CORPORATE GOVERNANCE DI ENI (2) Ci si riferisce all’indipendenza ai sensi di legge, cui lo Statuto di Eni rinvia, e ai sensi del Codice di Corporate Governance. riferimento e delle indicazioni dei principali proxy advisors e delle organizzazioni di riferimento (in particolare il Comitato per la Cor- porate Governance). Nell’orientamento è stata evidenziata la cen- tralità delle competenze in materia di sostenibilità, ESG e transizio- ne energetica, sottolineando altresì l’importanza di assicurare che gli Amministratori di Eni abbiano una conoscenza delle tematiche relative alla sostenibilità e al controllo dei rischi climatici e ambien- tali, sviluppata in ruoli manageriali o imprenditoriali e acquisita in contesti industriali comparabili a quelli nei quali opera la Società. Ne è risultato, quindi, un Consiglio bilanciato e diversificato, come confermato anche dall'autovalutazione annuale condotta dal Con- siglio, da cui è emerso un giudizio positivo sulle professionalità in seno al Consiglio in termini di conoscenze, esperienze e competen- ze, e sul contributo individuale che i singoli Consiglieri ritengono di poter apportare al CdA, in base alla loro preparazione, motivazione e senso di appartenenza. Anche il Collegio Sindacale ha espresso nel 2023 agli azionisti il pro- prio orientamento fornendo indicazioni sulla composizione dell’orga- no in relazione ai compiti che è chiamato a svolgere. La composizione del Consiglio e del Collegio Sindacale è diversifi- cata anche in relazione al genere, conformemente alle previsioni di legge in materia e dello Statuto, che è stato modificato nel mese di febbraio 2020 perché fosse prontamente adeguato in vista del rin- novo degli organi sociali. In particolare, per 6 mandati consecutivi, gli organi di amministrazione e di controllo devono essere compo- sti da almeno 2/5 del genere meno rappresentato. Inoltre, sulla base delle ultime valutazioni effettuate il 15 febbraio 2024, il numero di Amministratori indipendenti presenti in Consiglio (7 2 dei 9 Amministratori in carica, di cui 8 non esecutivi e tra i quali figura il Presidente) si conferma superiore alle previsioni statutarie e del Codice di Corporate Governance. 33ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE LA STRUTTURA DEL CONSIGLIO Il Consiglio di Amministrazione ha nominato l’11 maggio 2023 un Amministratore Delegato e ha costituito al proprio interno quattro comitati, con funzioni istruttorie, consultive e propositive: il Comi- tato Controllo e Rischi 3 , il Comitato Remunerazione 4 , il Comitato per le Nomine e il Comitato Sostenibilità e Scenari, i quali riferisco- no, tramite i rispettivi Presidenti, in ciascuna riunione del Consiglio sui temi più rilevanti trattati. Il Consiglio ha, inoltre, confermato l’attribuzione al Presidente di un ruolo rilevante nei controlli inter- ni, in particolare con riferimento alla funzione Internal Audit, del cui Responsabile propone al Consiglio di Amministrazione, d’inte- sa con l’Amministratore Delegato, nomina, revoca, remunerazione e risorse – fermo il supporto al Consiglio del Comitato Controllo e Rischi e del Comitato per le Nomine, per quanto di competenza, e sentito il Collegio Sindacale – gestendone direttamente il rappor- to per conto del Consiglio (fatta salva la dipendenza funzionale (3) Con riferimento alla composizione del Comitato Controllo e Rischi, Eni prevede che almeno due componenti possiedano un’adeguata conoscenza ed esperienza in materia contabile, finanziaria o di gestione dei rischi, rafforzando la Raccomandazione del Codice di Corporate Governance che ne raccomanda uno soltanto. A tal proposito, l’11 maggio 2023 il Consiglio di Amministrazione di Eni ha valutato che 3 dei 4 componenti del Comitato, fra cui il Presidente, possiedono l’esperienza sopra indicata. La composizione del Comitato in termini di conoscenza ed esperienza risulta quindi migliorativa rispetto alle previsioni del Codice di Corporate Governance e del proprio Regolamento. (4) Il Regolamento del Comitato Remunerazione prevede, in linea con la Raccomandazione del Codice di Corporate Governance, che almeno un componente possieda un’ade- guata conoscenza ed esperienza in materia finanziaria o di politiche retributive, valutate dal Consiglio al momento della nomina. A tal proposito, l’11 maggio 2023 il Consiglio di Amministrazione di Eni ha valutato che 2 su 3 componenti del Comitato possiedono la conoscenza ed esperienza sopra indicate. La composizione del Comitato in termini di conoscenza ed esperienza risulta quindi migliorativa rispetto alle previsioni del Codice di Corporate Governance e del proprio Regolamento. (5) Lo Statuto del Segretario del Consiglio e Board Counsel, allegato al Regolamento del Consiglio di Amministrazione, è disponibile sul sito internet di Eni, nella sezione Governance. dal Comitato Controllo e Rischi e dall’Amministratore Delegato, incaricato del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi); il Presidente è inoltre coinvolto nei processi di nomina degli altri principali soggetti di Eni incaricati dei controlli interni e gestione dei rischi, quali il Dirigente Preposto alla redazione dei documen- ti contabili societari, i componenti dell’Organismo di Vigilanza, il Responsabile Risk Management Integrato e il Responsabile Com- pliance Integrata. Il Consiglio, infine, su proposta del Presidente, nomina il Segretario del Consiglio, con compiti di assistenza e consulenza nei confronti del Presidente, dei singoli Consiglieri e del Consiglio 5 . In ragione di questo ruolo, il Segretario – che di- pende gerarchicamente e funzionalmente dal Consiglio stesso e, per esso, dal Presidente – deve essere in possesso di requisiti di professionalità, come previsto dal Codice di Corporate Governan- ce, e il Presidente vigila sulla sua indipendenza. Maggioranza 6 Minoranza 3 LISTA DI PROVENIENZA FASCE DI ETÀ (b) 78% 22% 30-50 anni 1 > 50 anni 8 DIVERSITÀ DI GENERE COMPOSIZIONE DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE 5 uomini 4 donne 56% 44% 67% 33% Indipendenti 7 Non indipendenti 2 INDIPENDENZA (a) 78% 22% TENURE 77,8% 11,1%11,1% 1-3 esercizi 7 4-6 esercizi 1 >9 esercizi 1 (a) Ci si riferisce all’indipendenza ai sensi di legge e del Codice di Corporate Governance. (b) Dati al 31 dicembre 2023. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202334 ENI Si fornisce, di seguito, una rappresentazione grafica di sintesi della struttura di Corporate Governance della Società: SOCIETÀ DI REVISIONE PwC SpA CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE MAGISTRATO DELLA CORTE DEI CONTI Giovanni Coppola (i) COLLEGIO SINDACALE DIRETTORI GENERALI Guido Brusco (Natural Resources) Giuseppe Ricci (Energy Evolution) ORGANISMO DI VIGILANZA Raffaele Ferrara (Presidente) (f) Antonella Alfonsi (f) Ugo Lecis (f) Rosalba Casiraghi (g) Gianfranco Cariola (h) SEGRETARIO DEL CONSIGLIO E BOARD COUNSEL Luca Franceschini (e) DIRECTOR INTERNAL AUDIT Gianfranco Cariola Giuseppe Zafarana (a) AMMINISTRATORE DELEGATO DIRIGENTE PREPOSTO ALLA REDAZIONE DEI DOCUMENTI CONTABILI SOCIETARI Francesco Esposito Rosalba Casiraghi (c) CONSIGLIERI NON ESECUTIVI Elisa Baroncini (a) Massimo Belcredi (c) Roberto Ciciani (d) Carolyn Adele Dittmeier (c) Federica Seganti (a) Cristina Sgubin (a) Raphael Louis L. Vermeir (c) LEAD INDEPENDENT DIRECTOR PRESIDENTE P L COMITATO SOSTENIBILITÀ E SCENARI COMITATO PER LE NOMINE COMITATO CONTROLLO E RISCHI P P P COMITATO REMUNERAZIONE P Enrico Maria Bignami (c) Marcella Caradonna (a) Giulio Palazzo (a) Andrea Parolini (a) (a) Eletto/a dalla lista di maggioranza, indipendente ai sensi di legge e del Codice di Corporate Governance. (b) Eletto dalla lista di maggioranza. (c) Eletto/a dalla lista di minoranza, indipendente ai sensi di legge e del Codice di Corporate Governance. (d) Eletto dalla lista di maggioranza, non esecutivo. (e) Anche Director Compliance Integrata. (f) Componente esterno. (g) Presidente del Collegio Sindacale. (h) Director Internal Audit. (i) Dal 1° gennaio 2024. Fino al 31 dicembre 2023, il ruolo di Magistrato della Corte dei Conti è stato ricoperto da Manuela Arrigucci. (*) Non esecutivo. (**) Sindaci supplenti: \- Giulia De Martino, eletta dalla lista di maggioranza; \- Giovanna Villa, eletta dalla lista di minoranza. (Audit Committee SOA) PRESIDENTEPRESIDENTE CDA (*) ASSEMBLEA DEGLI AZIONISTI DI ENI SPA SINDACI EFFETTIVI (**) STRUTTURA DI CORPORATE GOVERNANCE DELLA SOCIETÀ L Claudio Descalzi (b) 35ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Di seguito una rappresentazione grafica della macrostruttura organizzativa di Eni SpA: CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE GIANFRANCO CARIOLA Internal Audit Director (b) OFFICE OF THE CEO GUIDO BRUSCO Natural Resources Direttore Generale Deputy CRISTIAN SIGNORETTO Deputy UMBERTO CARRARA FRANCESCO GATTEI Chief Financial Officer GIUSEPPE RICCI Energy Evolution Direttore Generale (a) ll Segretario del Consiglio di Amministrazione e Board Counsel dipende gerarchicamente e funzionalmente dal Consiglio e, per esso, dal Presidente del CdA. (b) Il Responsabile della Funzione Internal Audit dipende gerarchicamente dal Consiglio e, per esso, dal Presidente del CdA, fatta salva la dipendenza funzionale dello stesso dal Comitato Controllo e Rischi e dal CEO e fermo quanto previsto in relazione alla nomina, revoca, remunerazione e assegnazione risorse. LUCA FRANCESCHINI Segretario del Consiglio di Amministrazione e Board Counsel (a) GIUSEPPE ZAFARANA Presidente Consiglio di Amministrazione CLAUDIO DESCALZI Chief Executive Officer ROBERTO ULISSI Affari Societari e Governance Director LUCA FRANCESCHINI Compliance Integrata Director GRAZIA FIMIANI Risk Management Integrato Director STEFANO SPERONI Affari Legali e Negoziati Commerciali Director CLAUDIO GRANATA Human Capital & Procurement Coordination Director FRANCESCA ZARRI Technology, R&D & Digital Director LAPO PISTELLI Public Affairs Director ERIKA MANDRAFFINO Comunicazione Esterna Director MACROSTRUTTURA ORGANIZZATIVA DI ENI SPA RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202336 ENI I processi decisionali Il Consiglio ha affidato la gestione della Società all’Amministratore Delegato, riservandosi in via esclusiva le attribuzioni strategiche, operative e organizzative più rilevanti, in particolare in materia di go- vernance, sostenibilità 6 , controllo interno e gestione dei rischi. Assetti organizzativi Particolare attenzione, nel corso degli ultimi anni, è stata dedicata dal Consiglio agli assetti organizzativi della Società, inclusi alcuni importanti interventi in materia di sistema di controllo interno e ge- stione dei rischi e di compliance. In particolare, il Consiglio ha de- ciso di porre la funzione di Risk Management Integrato alle dirette dipendenze dell’Amministratore Delegato e di costituire, parimenti, alle dirette dipendenze di quest’ultimo, anche una funzione compe- tente in materia di Compliance Integrata, separata dalla funzione Legale. Inoltre, a giugno 2020, il Consiglio ha ridefinito la struttura or- ganizzativa della Società con la costituzione di due Direzioni Generali (Energy Evolution e Natural Resources), varando un nuovo assetto coerente con la mission aziendale e funzionale al raggiungimento degli obiettivi strategici. Fra i compiti più rilevanti del Consiglio vi è la nomina dei ruoli chiave della gestione e del controllo aziendale, quali il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari e il Responsabile In- ternal Audit, nonché la nomina dell’Organismo di Vigilanza. A tal fine, il Consiglio è supportato dal Comitato per le Nomine. Flussi informativi Affinché il Consiglio possa svolgere in modo efficace il proprio com- pito è necessario che gli Amministratori siano in grado di valutare le scelte che sono chiamati a compiere, disponendo di adeguate com- petenze e informazioni. L’attuale composizione del Consiglio, diversi- ficata in termini di competenze ed esperienze, anche internazionali, consente un esame approfondito delle diverse tematiche da più punti di vista. I Consiglieri sono inoltre informati tempestivamente e com- piutamente sui temi all’ordine del giorno del Consiglio. A tal fine, le riunioni del Consiglio sono oggetto di specifiche procedure che sta- biliscono i tempi minimi per la messa a disposizione della documen- tazione e il Presidente del Consiglio di Amministrazione assicura che ciascun Amministratore possa contribuire proficuamente alla discus- sione collegiale. La stessa documentazione è messa a disposizione dei Sindaci. Questi ultimi, inoltre, oltre a riunirsi per l’espletamento dei compiti attribuiti dalla normativa italiana al Collegio Sindacale, anche quale “Comitato per il controllo interno e la revisione contabile”, e dalla normativa statunitense, quale “Audit Committee”, partecipano anche alle riunioni del Consiglio di Amministrazione e, anche tramite singoli componenti, alle riunioni dei Comitati endoconsiliari tra cui il Comitato Controllo e Rischi, assicurando con quest’ultimo uno scambio tempe- stivo di informazioni rilevanti per l’espletamento dei rispettivi compiti. Il Presidente del Consiglio di Amministrazione, d’intesa con l’Ammini- stratore Delegato con l’ausilio del Segretario del Consiglio, cura che i dirigenti della Società e quelli delle società del Gruppo, responsabili delle funzioni aziendali competenti secondo la materia, intervengano alle riunioni consiliari, anche su richiesta di singoli Amministratori, per fornire gli opportuni approfondimenti sugli argomenti all’ordine del giorno. Infine, l’adeguatezza e tempestività dei flussi informativi verso il Consiglio di Amministrazione è oggetto di periodica valutazione da parte del Consiglio nell’ambito del processo annuale di autovalutazio- ne (cfr. paragrafo successivo). Autovalutazione e formazione Annualmente il Consiglio, supportato da un consulente esterno, effettua la propria autovalutazione (“Board Review”) 7 , di cui costitu- iscono elementi essenziali il confronto con le best practice nazionali e internazionali e una riflessione sulle dinamiche consiliari, anche al fine di proporre agli azionisti orientamenti sui profili per la composi- zione ottimale del futuro Consiglio. A seguito della Board Review, il Consiglio, se necessario, condivide un action plan per migliorare il funzionamento dell’organo e dei suoi comitati. Con riferimento all’esercizio 2023, il processo di autovalutazione si è svolto attraverso questionari ed interviste che hanno riguardato in par- ticolare: (i) la dimensione, il funzionamento e la composizione del Con- siglio e dei Comitati, tenendo anche conto di elementi quali le caratte- ristiche di professionalità, competenze, di conoscenze ed esperienze, anche manageriali, rappresentate in Consiglio, e di diversità, anche di genere, dei suoi componenti, nonché della loro anzianità di carica, e una serie di ulteriori argomenti chiave, quali: (ii) il ruolo del Consiglio nell’individuazione ed esame dei temi strategici e di monitoraggio del Piano; (ii) l’efficace integrazione dei profili di rischio nei processi deci- sionali e di governance, per quanto riguarda in particolare il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi; (iii) le tematiche ESG/di soste- nibilità, in termini di definizione delle priorità, integrazione nei processi decisionali, valutazione degli specifici profili di rischio, collegamento ai sistemi di remunerazione manageriale, svolgimento di adeguate at- tività di formazione. L’attività di autovalutazione svolta per il 2023 si è conclusa nella riunione del 15 febbraio 2024, con la presentazione, da (6) Per approfondimenti in tema di informazioni non finanziarie si rinvia alla sezione della presente Relazione relativa alla Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario ai sensi del D.lgs. n. 254/2016. (7) Per maggiori approfondimenti sul processo di Board Review si rinvia al paragrafo alla stessa dedicato nella Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2023. 37ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE parte del consulente, degli esiti del processo, che hanno in particolar modo evidenziato le seguenti aree di forza del Consiglio: • composizione quali-quantitativa dell’organo appropriata e in linea con le indicazioni dell’orientamento agli azionisti del 2023, rispet- to al mix di conoscenze, esperienze e competenze rappresentate dagli Amministratori; • preparazione, motivazione e senso di appartenenza dei Consiglieri; • dinamiche di Consiglio, partecipazione e coinvolgimento dei Consi- glieri al dibattito; • operatività del Consiglio di Amministrazione e fluidità dei processi; • flussi informativi ottimali, in termini di contenuti, tempistica ade- guata ed esaustività della documentazione; • chiarezza ed efficacia delle presentazioni rese al Consiglio dal management; • centralità della strategia nell’agenda del Consiglio e crescente coin- volgimento del Consiglio nella definizione dei piani strategici; • ruolo del Presidente del Consiglio di Amministrazione in termini di leadership e equilibrio nonché di efficacia nel garantire funzionale programmazione e svolgimento dei lavori consiliari; • ruolo dell’Amministratore Delegato, unanimemente apprezzato per lo stile di leadership, l’autorevolezza e le profonde competenze di business; • rapporto di complementarità e piena sintonia tra l’Amministratore Delegato e il Presidente del Consiglio di Amministrazione; • funzionamento e organizzazione dei Comitati endoconsiliari; • supporto della Segreteria del Consiglio riconosciuto come distinti- vo per il contributo all’organizzazione dei lavori del CdA e per l’alta qualità della verbalizzazione delle riunioni; • qualità del programma di induction, particolarmente importante per accelerare l’inserimento e l’efficacia nel ruolo dei numerosi Con- siglieri di nuova nomina. Inoltre, il Collegio Sindacale anche nel 2023 ha svolto la propria au- tovalutazione. A supporto del Consiglio e del Collegio Sindacale, Eni predispone da diversi anni un programma di Induction, basato sulle presentazioni delle attività e dell’organizzazione di Eni da parte del top manage- ment. A seguito della nomina del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale, Eni ha predisposto un piano di formazione che ha avuto inizio in data 11 maggio 2023, con numerose sessioni di in- duction aperte a Consiglieri e Sindaci, anche nell’ambito delle riunioni dei Comitati consiliari, su tematiche di interesse generale. Il nuovo programma ha avuto inizio, con una presentazione introdut- tiva e generale sulla mission e il modello di business della Società, la macrostruttura organizzativa, con un focus sulle attività delle due Direzioni Generali e sul Piano strategico e di medio-lungo termine. Sono state svolte specifiche sessioni sul modello e le regole di Cor- porate Governance di Eni, sulla compliance riguardante gli emittenti, sulle regole di condotta degli amministratori, sul sistema normativo Eni, nonché sull’articolazione e gli strumenti del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, sul modello di compliance integrata nonché sull’assetto e le principali attività dell’internal audit. All’atto dell’insediamento dei nuovi membri dei Comitati consiliari, sono state avviate sessioni di induction focalizzate sulle tematiche di specifica competenza degli stessi oltre ad una serie di incontri aperti alla partecipazione di tutti gli Amministratori e Sindaci, su tematiche di interesse generale. In particolare, anche in un’ottica funzionale al coinvolgimento del Consiglio sulle tematiche di crea- zione di valore a medio-lungo termine, sono stati approfonditi: (i) gli elementi chiave del Piano di transizione Eni, che mira alla trasfor- mazione del portafoglio energetico, progressivamente sempre più basato su energie alternative in linea con gli scenari internazionali di decarbonizzazione, e (ii) le strategie perseguite in tema di mobi- lità sostenibile, con illustrazione dell’approccio Eni alla decarboniz- zazione del settore dei trasporti. È stato inoltre illustrato il modello Eni in tema di sostenibilità, caratterizzato dall’integrazione delle te- matiche sociali e ambientali nella propria mission e nei processi di business secondo un approccio sistemico, con uno specifico focus sulla centralità del ruolo svolto dal Consiglio in tale ambito. Sono state infine rappresentate le modalità di reporting adottate, su base obbligatoria e volontaria, con illustrazione delle recenti evoluzioni della normativa di riferimento. Con riferimento, in particolare, alle attività di induction e onboarding, anche in considerazione della valutazione positiva emergente dagli esiti dell’autovalutazione, il Consiglio raccomanda di continuare, anche nel prosieguo del man- dato, l’investimento formativo, per favorire una comprensione sem- pre più approfondita da parte di tutti della complessità del settore energetico, in particolare rispetto ai temi di transizione energetica e agli aspetti più tecnici del business. La governance della sostenibilità La struttura della governance di Eni supporta l’integrazione della sostenibilità, intesa anche nell’accezione di “successo sostenibile”, all’interno del proprio modello di business. Al Consiglio di Amministrazione è riservato un ruolo centrale nella defini- zione, su proposta dell’Amministratore Delegato, delle linee strategiche e degli obiettivi della Società e del Gruppo, perseguendone il successo sostenibile e monitorandone l’attuazione. In particolare, un tema cen- trale su cui il Consiglio di Amministrazione riveste un ruolo chiave è il processo di transizione energetica verso un futuro low carbon 8 . (8) Per approfondimenti sul ruolo del CdA nel processo di transizione energetica e nel perseguimento del successo sostenibile si rinvia alla sezione della presente Relazione relativa alla Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario ai sensi del D.lgs. n. 254/2016. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202338 ENI Al riguardo si segnala che il processo di autovalutazione relativo al 2023, svolto con il supporto di un consulente esterno indipendente e completato a febbraio 2024 ha fornito giudizi estremamente positivi in merito al mix di conoscenze, esperienze e competenze rappresen- tate dagli Amministratori e alla loro preparazione, motivazione e sen- so di appartenenza. Inoltre, nell’ottica del perseguimento del successo sostenibile il Con- siglio di Amministrazione di Eni, in linea con il Codice di Corporate Governance, promuove il dialogo con gli azionisti e gli altri stakehol- ders rilevanti per la Società. In particolare, come già indicato, il Con- siglio, su proposta del Presidente del Consiglio di Amministrazione, formulata d’intesa con l’Amministratore Delegato, ha adottato la poli- tica per la gestione del dialogo con la generalità degli azionisti, anche al fine di assicurare una comunicazione ordinata e coerente. Altro tema centrale che il CdA presidia è il rispetto dei Diritti Umani. Al riguardo, nel mese di settembre 2023, il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato la nuova Policy “Rispetto dei Diritti Umani in Eni”, nella quale è stato rinnovato l’impegno sul tema e sono state poste le basi per aggiornare e rafforzare il modello di gestione della Società finalizzato a garantire lo svolgimento del processo di due diligence se- condo gli United Nations Guiding Principles on Business and Human Rights (UNGP) e le OECD Guidelines for Multinational Enterprises, an- che in considerazione delle future evoluzioni normative sul tema. Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha un ruolo centrale nel siste- ma di controllo interno e di gestione dei rischi, tra i quali assumo- no rilievo anche gli impatti economici, ambientali e sulle persone dell’attività della Società. In particolare, si fa riferimento al ruolo del Consiglio di Amministrazione: nell’approvazione delle operazioni di business che si è riservato e che includono anche gli esiti dell’analisi dei rischi ed eventuali valutazioni sugli impatti ESG associati all’o- perazione; nell’approvazione del piano strategico che include anche la valutazione dei rischi e degli impatti ESG associati; nella promo- zione del dialogo con gli azionisti e gli stakeholder e ai relativi flussi informativi; nell’esame trimestrale dei principali rischi, inclusi i rischi rilevanti in materia ESG; nella definizione delle linee di indirizzo in ma- teria di gestione e controllo dei rischi finanziari; nell’istituzione del Comitato Sostenibilità e Scenari con il compito di supportarlo sulle tematiche di sostenibilità; nell’istituzione del Comitato Controllo e Rischi con il compito di supportarlo sulle tematiche di sistema di controllo interno e gestione dei rischi (SCIGR); nell’approvazione e revisione degli strumenti normativi a presidio dei rischi e nella rice- zione dei flussi informativi (quali ad esempio gli strumenti normativi in materia di operazioni con interessi degli Amministratori e Sindaci e operazioni con parti correlate, di anti-corruzione e di internal audit, nonché le linee di indirizzo del SCIGR). L’Amministratore Delegato e i Direttori Generali, nell’esercizio delle loro deleghe, per l’attuazione delle strategie definite dal Consiglio sono responsabili della gestione dei citati rischi con il supporto delle funzioni specialistiche aziendali responsabili, in particolare, in tema di sviluppo sostenibile, salute, sicurezza, ambiente e ri- sorse umane. Nel suo ruolo di indirizzo strategico, il Consiglio, inoltre, approva il Modello di gestione, vigilanza e controllo dei rischi di Salute, Sicu- rezza e Ambiente, Security e Incolumità pubblica della Società e le sue modifiche sostanziali; esamina annualmente la Relazione HSE, predisposta dal Responsabile della funzione aziendale competente e inclusa nei flussi relativi alla valutazione di adeguatezza del SCIGR. Su tali tematiche il Consiglio si avvale, inoltre, del supporto dei Co- mitati consiliari, ciascuno per quanto di competenza, in virtù delle funzioni istruttorie, propositive e consultive a essi attribuite. In particolare: • il Comitato Controllo e Rischi di Eni valuta l’idoneità dell’informa- zione periodica, finanziaria e non finanziaria, a rappresentare cor- rettamente il modello di business, le strategie della Società, l’im- patto della sua attività e le performance conseguite, esprimendo al riguardo un parere al Consiglio e coordinandosi con il Comitato Sostenibilità e Scenari per quanto concerne l’informativa perio- dica non finanziaria. Inoltre, in tale ambito, esamina il contenuto dell’informazione periodica a carattere non finanziario rilevante ai fini del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi. Anche in relazione a tali compiti, incontra con adeguata periodicità il ma- nagement aziendale competente per tali materie, approfondendo tra l’altro: (i) i principali temi nella prospettiva di redazione delle Relazioni Finanziarie annuale e semestrale nonché le loro conno- tazioni essenziali e i contenuti della Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario; (ii) i principali risultati conseguiti da Eni in ambito sicurezza, salute e ambiente, e le iniziative sviluppate per il continuo miglioramento delle relative performance, anche tramite il ricorso a nuove tecnologie; (iii) le tematiche di security e cyber security; (iv) le attività a presidio dell’Asset Integrity; (v) il rischio climate change e specifici aspetti a esso correlati; • il Comitato Sostenibilità e Scenari svolge funzioni istruttorie, con- sultive e propositive nei confronti del Consiglio di Amministrazione in materia di scenari e sostenibilità, per tale intendendo i processi, le iniziative e le attività tese a presidiare l’impegno della Società per lo sviluppo sostenibile lungo la catena del valore, con particolare riferimento a: tematiche di transizione climatica e innovazione tec- nologica; accesso all’energia e sostenibilità energetica; ambiente ed efficienza energetica; sviluppo locale, in particolare diversifica- zione economica, salute, benessere e sicurezza delle persone e delle comunità; rispetto e tutela dei diritti, in particolare dei diritti umani; integrità e trasparenza; e Diversity & Inclusion. A tal fine ri- ceve informative dai responsabili delle funzioni aziendali coinvolte in detti processi, che possono essere invitati a partecipare alle riu- nioni del Comitato. 39ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Il Comitato Sostenibilità e Scenari si coordina altresì con il Comita- to Controllo e Rischi nella valutazione dell’idoneità dell’informazione periodica non finanziaria, come sopra indicato. Grazie al crescente impegno nella trasparenza e al modello di business costruito da Eni negli ultimi anni per creare valore so- stenibile, il titolo Eni ha conseguito le prime posizioni nei più dif- fusi rating ESG e confermato la propria presenza nei principali indici ESG 9 . In particolare, si segnala che nel 2023 Eni è stata confermata nell’in- dice MIB ® ESG di Borsa Italiana, l’indice quotato delle blue-chip per l’Italia dedicato alle best practice ESG. Con riferimento alla parità di genere, anche nel 2023 Eni è stata inclusa nel Bloomberg Gender Equality Index 2023 e nella Top 100 del Gender Equality Ranking 2023 di Equileap. Inoltre, Eni si è collocata nel range di punteggio più alto (a pari merito con una sola altra azienda, su un campione di oltre 1000 imprese globali) del Gender Assessment 2023 pubblicato dalla World Benchmar- king Alliance (WBA). Inoltre, Eni ha ottenuto risultati di eccellenza in indici specializzati nell’analisi e valutazione della qualità della Corporate Governance 10 , confermando il proprio impegno per una governance in grado di orientare tutte le funzioni strategiche, in modo integrato, verso la cre- azione di valore sostenibile. Il Comitato Sostenibilità e Scenari Nello svolgimento dei propri compiti in materia di scenari e sosteni- bilità, il Consiglio è supportato dal Comitato Sostenibilità e Scenari, istituito per la prima volta nel 2014 dal Consiglio stesso, con funzioni propositive, consultive e istruttorie in materia. Il Comitato rappresen- ta un importante presidio delle tematiche di sostenibilità integrate nel modello di business della Società 11 . STRATEGIA FINANZIARIA DI SOSTENIBILITÀ E REPORTISTICA DI SOSTENIBILITÀ 2023 RISULTATI HSE 2022 PIANO QUADRIENNALE E DI LUNGO TERMINE (CHE INCLUDE OBIETTIVI SUI TEMI NON FINANZIARI) AGGIORNAMENTO DICHIARAZIONE AI SENSI DELLO UK “MODERN SLAVERY ACT” E DELL’AUSTRALIAN “MODERN SLAVERY ACT” POLICY “RISPETTO DEI DIRITTI UMANI IN ENI” RELAZIONE FINANZIARIA 2022, INCLUSA LA DICHIARAZIONE CONSOLIDATA DI CARATTERE NON FINANZIARIO (DNF) RENDICONTAZIONE DI SOSTENIBILITÀ 2022: “ENI FOR” RELAZIONE SULLA REMUNERAZIONE, CHE INCLUDE OBIETTIVI DI SOSTENIBILITÀ NELLA DEFINIZIONE DEI PIANI DI PERFORMANCE I PRINCIPALI TEMI DI SOSTENIBILITÀ AFFRONTATI DAL CONSIGLIO NEL 2023 (9) Si rimanda al paragrafo “Rapporti con gli azionisti e il mercato” della Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2023 e alla pagina Investitori del sito per gli aggiornamenti puntuali su indici e rating ESG di rilevanza per i mercati finanziari. (10) Si rimanda al paragrafo “Le iniziative di Corporate Governance di Eni” della Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2023 e alla sezione Governance del sito per gli aggiornamenti sui riconoscimenti alla governance di Eni. (11) Per maggiori approfondimenti sulle attività svolte dal Comitato nel corso del 2023 si rinvia al paragrafo allo stesso dedicato nella Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2023. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202340 ENI La Politica di Remunerazione La Politica sulla Remunerazione Eni è definita in coerenza con il modello di governo societario adottato dalla Società e con le racco- mandazioni del Codice di Corporate Governance, prevedendo che la remunerazione degli Amministratori, dei componenti del Collegio Sindacale, dei Direttori Generali e degli altri Dirigenti con respon- sabilità strategica sia funzionale al perseguimento del successo sostenibile della Società, tenendo conto della necessità di disporre, trattenere e motivare persone dotate della competenza e della pro- fessionalità richieste dal ruolo ricoperto (Principio XV del Codice di Corporate Governance). A tal fine, la remunerazione del top management è definita con- siderando i riferimenti di mercato applicabili per cariche o ruoli di analogo livello di responsabilità e complessità, nell'ambito di panel di aziende nazionali e internazionali comparabili, anche in relazione al settore di riferimento e alle dimensioni aziendali. La Politica sulla Remunerazione degli Amministratori e del top management contribuisce inoltre alla strategia aziendale, at- traverso la definizione di sistemi di incentivazione connessi al raggiungimento di obiettivi predeterminati, misurabili e tra loro complementari, tenendo conto delle prospettive di interesse de- gli azionisti e degli altri stakeholder, allo scopo di promuovere un forte orientamento ai risultati e di coniugare la solidità operativa, economica e finanziaria con la sostenibilità sociale e ambientale, in coerenza con la natura a lungo termine del business esercitato e con i connessi profili di rischio. In particolare, per quanto riguar- da la sostenibilità sociale e ambientale, la Politica definita per il 2024 prevede pertanto il mantenimento: • nel Piano di Incentivazione di Breve Termine con differimento, di un obiettivo di sostenibilità ambientale e capitale umano (peso 25%), focalizzato sui temi di sicurezza e di riduzione delle emis- sioni nette GHG (Scope 1+2) Upstream, nonché di uno specifico indicatore relativo all'incremento della capacità installata nell'am- bito delle fonti rinnovabili (peso 12,5%); • nel Piano di Incentivazione di Lungo Termine di tipo azionario 2023-2025, di un obiettivo relativo ai temi di sostenibilità ambien- tale e transizione energetica (peso complessivo 35%), articolato su una serie di traguardi connessi ai processi di decarbonizzazio- ne e transizione energetica e all'economia circolare. La Politica sulla Remunerazione per il 2024, mantiene invariati i livelli retributivi definiti nella precedente Politica e prevede quale principale novità l'introduzione di un Piano di Azionariato Diffuso (PAD) per tutti i dipendenti Eni, rispondente alle seguenti finalità: (i) rafforzamento nelle persone Eni del senso di appartenenza e parte- cipazione agli obiettivi e alla crescita del valore aziendale, promuo- vendone l'allineamento agli interessi degli shareholders e una cul- tura dell'investimento finanziario anche utilizzando meccanismi di co-investimento; (ii) sostegno al reddito, in relazione all'erosione del potere di acquisto degli stipendi dovuta all'inflazione. Per l'Ammini- stratore Delegato, i Direttori Generali, per i Dirigenti con Responsa- bilità Strategiche e per i Dirigenti partecipanti al Piano ILT azionario l'assegnazione avrà un valore puramente simbolico. La Politica sulla Remunerazione descritta nella prima sezione della “Relazione sulla politica in materia di remunerazione e sui compen- si corrisposti”, disponibile sul sito internet della Società, è predi- sposta tenendo conto degli orientamenti degli azionisti e investitori istituzionali, attraverso l'implementazione di piani di engagement annuali, ed è sottoposta al voto vincolante degli azionisti in Assem- blea, con la cadenza richiesta dalla sua durata, e comunque alme- no ogni tre anni o in occasione di modifiche alla stessa 12 . I risultati del voto assembleare sono riportati all'interno del Sommario della citata Relazione. Il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi 13 Eni adotta un sistema di controllo interno e di gestione dei rischi in- tegrato e diffuso a vari livelli dell’assetto organizzativo e societario, costituito dall’insieme delle regole, procedure e strutture organizzati- ve finalizzate a una effettiva ed efficace identificazione, misurazione, gestione e monitoraggio dei principali rischi, al fine di contribuire al successo sostenibile della Società. Il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi (SCIGR) trova fondamento anche nel Codice Etico di Eni, che prescrive i canoni di condotta per una gestione corretta del business, al cui rispetto sono tenuti i componenti del Consiglio, così come i componenti degli altri organi sociali e qualunque terza parte che collabori o lavori in nome o per conto o nell’interesse di Eni. Inoltre, la Società ha adottato uno strumento normativo per la di- sciplina integrata del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, le cui linee di indirizzo sono state approvate dal Consiglio di Amministrazione. Inoltre, aderendo al Codice di Corporate Governan- (12) Ai sensi di quanto previsto dall’art.123-ter, comma 3-bis, del D.lgs. n. 58/98. (13) Per maggiori informazioni si rinvia alla Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2023. 41ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE ce, il Consiglio di Amministrazione di Eni, ha stabilito diverse azioni di adeguamento e modalità applicative e migliorative relative alle rac- comandazioni in materia di SCIGR, già riconosciuto in linea con le migliori pratiche di governo societario 14 . Tra queste, per rafforzare l’integrazione tra pianificazione strate- gica e controlli interni e gestione dei rischi, il Consiglio di Ammi- nistrazione ha previsto che siano definite, su proposta dell’Am- ministratore Delegato, e con il supporto del Comitato Controllo e Rischi, nell’ambito del Piano Strategico, in coerenza con le stra- tegie della Società, delle specifiche linee di indirizzo annuali del SCIGR, ulteriori rispetto al modello SCIGR contenuto nella relativa normativa interna. È stato previsto, inoltre, che l’attuazione delle specifiche linee di in- dirizzo del SCIGR sia sottoposta a un monitoraggio periodico sulla base di una relazione dell’Amministratore Delegato. Eni si è inoltre dotata di un modello di Compliance Integrata, che insieme al Modello 231 e al Codice Etico, è finalizzato ad assicura- re che tutte le persone che contribuiscono al raggiungimento degli obiettivi di business operino nel pieno rispetto delle regole di integri- tà, delle leggi e delle normative applicabili, attraverso un processo articolato, sviluppato con un approccio risk-based, per la gestione delle attività di prevenzione delle non conformità. In quest’ottica sono state elaborate metodologie di valutazione dei rischi finalizzate a modulare i controlli, a calibrare le attività di moni- toraggio e a pianificare le attività di formazione e comunicazione in funzione del rischio di compliance sottostante le diverse fattispecie, per massimizzarne l’efficacia e l’efficienza. Il processo di Complian- ce Integrata è stato disegnato in modo da stimolare l’integrazione tra chi opera nelle attività di business e le funzioni aziendali poste a presidio dei vari rischi di compliance. Eni ha ottenuto da RINA Services SpA, società leader nella certifica- zione in Italia, la certificazione ISO 37301:2021 del proprio Sistema di Gestione della Compliance, a conferma della solidità del model- lo di compliance integrata adottato dalla società, che consente di gestire i rischi di compliance in maniera efficace e strutturata, ga- rantendo la conformità dei propri processi alle normative vigenti e la centralità del successo sostenibile come elemento cardine della strategia. Inoltre, il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato, su propo- sta dell’Amministratore Delegato, con parere favorevole del Comitato Controllo e Rischi, la normativa interna in materia di Abuso delle In- formazioni di Mercato (Emittenti) che, aggiornando per gli aspetti re- lativi agli “emittenti” la precedente normativa Eni, recepisce le modi- fiche introdotte dal Regolamento n. 596/2014/UE del 16 aprile 2014 e dai relativi Regolamenti di attuazione, nonché dalle norme nazio- nali, tenendo conto degli orientamenti istituzionali italiani ed esteri in materia. La normativa disciplina i principi di comportamento per la tutela della riservatezza delle informazioni aziendali in generale, per promuoverne il massimo rispetto, come richiesto anche dal Codice Etico di Eni e dalle misure di sicurezza aziendali. Eni riconosce, in- fatti, che le informazioni sono un asset strategico, che deve essere gestito in modo da assicurare la tutela degli interessi dell’impresa, degli azionisti e del mercato. Per assicurare la salvaguardia del patrimonio aziendale, la tutela de- gli interessi degli azionisti e del mercato, così come la trasparenza e l’integrità dei comportamenti, Eni si è dotata – attuando le previsioni regolamentari di Consob – di una normativa in materia di operazioni con interessi degli Amministratori e Sindaci e operazioni con par- ti correlate, che il Consiglio di Amministrazione di Eni ha da ultimo aggiornato, previo parere favorevole e unanime del Comitato Con- trollo e Rischi, nel corso del 2023\. Le modifiche sono state apportate principalmente per l’adeguamento al nuovo Sistema Normativo Eni e per l’ulteriore affinamento sulla base dell’esperienza applicativa e in ottica risk-based. Il tema della prevenzione, individuazione e gestione del conflitto di interessi viene disciplinato nel Codice Etico della Società, nello strumento normativo in materia di individuazione e gestione dei conflitti di interesse e nello strumento normativo in materia di ope- razioni con interessi degli Amministratori e Sindaci e operazioni con parti correlate. In tali documenti viene richiesto alle persone di Eni di promuovere gli interessi dell’azienda assumendo decisioni in modo obiettivo ed evitando situazioni nelle quali potrebbero insor- gere conflitti di interessi. Inoltre, il regolamento di funzionamento e organizzazione del Con- siglio di Amministrazione, approvato da ultimo nella riunione dell’11 maggio 2023, prevede, in linea con quanto previsto dall’art. 2391 del Codice Civile, che prima della trattazione di ciascun punto all’ordine del giorno della riunione consiliare ciascun Amministratore e Sin- daco è tenuto a segnalare eventuali interessi, per conto proprio o di terzi, di cui sia portatore in relazione alle materie o questioni da trattare, precisandone la natura, i termini, l’origine e la portata. Il pre- detto regolamento richiede altresì che, in sede di delibera consiliare, gli Amministratori interessati di norma non prendano parte alla di- scussione e alla deliberazione sulle questioni rilevanti, allontanando- si dalla sala della riunione. (14) Per maggiori informazioni si rinvia alla Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2023. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202342 ENI Parte integrante del sistema di controllo interno di Eni è il sistema di controllo interno sull’informativa finanziaria, che ha l’obiettivo di fornire la ragionevole certezza sull’attendibilità dell’informativa finan- ziaria stessa e sulla capacità del processo di redazione del bilancio di produrre tale informativa in accordo con i principi contabili interna- zionali di generale accettazione. La responsabilità di progettare, istituire e mantenere nel tempo il sistema di controllo interno sull’informativa finanziaria è affidata all’Amministratore Delegato e al Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari che si avvale della struttura del Chief Financial Officer. Un ruolo centrale nell’ambito del sistema di controllo interno e di ge- stione dei rischi della Società è svolto dal Collegio Sindacale che, ol- tre alle funzioni di vigilanza e controllo previste dal Testo Unico della Finanza, vigila sul processo di informativa finanziaria e sull’efficacia dei sistemi di controllo interno e di gestione del rischio, in coerenza con quanto previsto dal Codice di Corporate Governance, anche nel- la veste di “Comitato per il controllo interno e la revisione contabile”, ai sensi della normativa italiana, e di “Audit Committee” ai fini della normativa statunitense. Tenuto conto dell’evoluzione della normativa sull’informativa di so- stenibilità obbligatoria e dell’integrazione con quella finanziaria, le responsabilità del Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari sono state aggiornate prevedendo il presidio delle attività di istituzione, monitoraggio e valutazione del sistema di con- trollo interno sull’informativa di sostenibilità, delle attività di redazio- ne della Dichiarazione Non Finanziaria e del supporto nel processo di definizione dell’“Eni for”. Le responsabilità attribuite nonché gli strumenti normativi e informa- tivi definiti nell’ambito del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi di Eni, in particolare ai fini della valutazione di adeguatezza ed efficacia di quest’ultimo, consentono altresì l’identificazione dei cd. “critical concerns”, intesi come eventuali reclami aventi potenziali impatti sugli stakeholders della Società. Tra gli strumenti in ambito SCIGR si segnala che Eni, sin dal 2006, si è dotata di una normativa (pubblicata sul sito internet della So- cietà) che disciplina il processo di ricezione, analisi e trattamento delle segnalazioni (cd. whistleblowing) trasmesse a Eni SpA e alle società controllate per consentire a chiunque, dipendenti e soggetti terzi, di segnalare comportamenti – riferibili a membri degli organi sociali di amministrazione e controllo e dipendenti di Eni, ovvero a tutti coloro che operano o hanno operato in Italia e all'estero in nome o per conto o nell'interesse di Eni – che si pongano in viola- zione di leggi e regolamenti, provvedimenti delle Autorità, Codice Etico, Modelli 231 o Modelli di Compliance per le controllate estere e normative interne. 43ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Exploration & Production Global Gas & LNG Portfolio CCUS, iniziative di carbon offset e agri-feedstock NATURAL RESOURCES ANDAMENTO OPERATIVO Exploration & Production ~900 mln boe risorse scoperte scoperta di Geng North-1 una delle maggiori del 2023 nel settore finalizzata acquisizione Neptune portafoglio sinergico con +100 mila boe/giorno in quota Eni e contenute emissioni Net Carbon footprint upstream -10% vs. 2022 start-up di Baleine e Congo LNG sviluppo fast track dei progetti nel rispetto dei tempi e dei budget €13,3 mld adjusted EBIT proforma RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202346 ENI PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE 2023 2022 2021 TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) (a) (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 0,30 0,35 0,25 di cui: dipendenti 0,24 0,12 0,09 contrattisti 0,32 0,42 0,30 Profit per boe (b)(c) ($/boe) 14,5 9,8 4,8 Opex per boe (d) 8,6 8,4 7,5 Cash flow per boe 19,4 29,6 20,6 Finding & Development cost per boe (c)(d) 26,3 24,3 20,4 Prezzi medi di realizzo degli idocarburi 59,35 73,98 51,49 Produzione di idrocarburi (d) (migliaia di boe/giorno) 1.655 1.610 1.682 Riserve certe di idrocarburi (milioni di boe) 6.414 6.614 6.628 Vita utile residua delle riserve certe (anni) 10,6 11,3 10,8 Tasso di rimpiazzo organico delle riserve (%) 69 47 55 Dipendenti in servizio a fine periodo (numero) 8.785 8.689 9.409 di cui: all'estero 5.592 5.497 6.045 Emissioni dirette di GHG (Scope 1) (a) (milioni di tonnellate di CO 2 eq.) 22,92 21,50 22,30 Intensità emissiva di metano (a) (m³CH 4 /m³ gas venduto) (%) 0,06 0,08 0,09 Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine (a) (miliardi di Sm³) 1,0 1,1 1,2 Net carbon footprint upstream (Scope 1+2) (e) (milioni di tonnellate di CO 2 eq.) 8,9 9,9 11,0 Oil spill operativi (>1 barile) (a) (barili) 143 845 436 Acqua di formazione reiniettata (a) (%) 60 59 58 (a) Ove non diversamente indicato, i KPI fanno riferimento a dati 100% degli asset operati/cooperati. (b) Relativo alle società consolidate. (c) Media triennale. (d) Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto. (e) Calcolato su base equity ed include i carbon sink. PERFORMANCE DELL’ANNO • Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro evidenza un miglioramento rispetto al 2022, nonostante la ripresa delle attività ad alto rischio nelle aree di perforazione e produzione, in relazione al minor numero di eventi occorsi al personale contrattista. • Emissioni dirette di GHG (Scope 1) in aumento del 6,5% rispetto al 2022, principalmente per aumento della produzione e variazioni nel perimetro. • Intensità emissiva di metano in significativa riduzione rispetto al 2022, principalmente grazie alle campagne di monitoraggio effettuate, in linea con i requisiti della Oil & Gas Methane Partnership 2.0, nonché all’impatto delle operazioni di portafoglio. • Net carbon footprint upstream (emissioni nette di GHG Scope 1 + Scope 2 contabilizzate su base equity al netto dei carbon sink) in miglio- ramento rispetto al 2022 (-10%). • Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine in asset operati in riduzione rispetto al 2022, principalmente grazie ai progetti di riduzione realizzati in Egitto, Nigeria e Ghana. • Oil spill operativi in miglioramento rispetto al 2022, sia in termini di volumi (-83%) che di eventi (-7%). 47ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE • Acqua di produzione reiniettata (60%) in miglioramento rispetto al 2022 principalmente per la ripresa delle attività presso i siti libici di El Feel e Abu Attifel. • Produzione d’idrocarburi pari a 1,66 mln boe/giorno, +3% rispet- to al 2022, il massimo obiettivo di produzione rispetto all’inter- vallo target annunciato. La performance è stata sostenuta dal ramp-up produttivo in Messico e Mozambico, dallo start-up in Costa d’Avorio e dalla crescita produttiva in Algeria, Kazakhstan e Indonesia. • Le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2023 ammontano a 6,4 miliardi di boe, determinate sulla base del prezzo del marker Brent di 83 $/barile. Il tasso di rimpiazzo all sources è pari al 67%. Media triennale del tasso di rimpiazzo all sources pari al 73%. La vita utile residua delle riserve è di 10,6 anni (11,3 anni nel 2022). PORTAFOGLIO • Nel gennaio 2024 è stata finalizzata l'acquisizione di Neptu- ne che contribuirà ai risultati del 2024. L'operazione compren- de l'intero portafoglio di Neptune ad eccezione delle attività in Norvegia (acquisite da Vår Energi partecipata da Eni al 63%) e in Germania (scorporate dall'operazione). Eni ha acquisito un portafoglio di attività che presenta una forte complementarità a livello operativo e strategico con il proprio, rafforzando la pre- senza in aree geografiche chiave, come Regno Unito, Algeria, Indonesia e Australia. Vår consoliderà la sua posizione in Nor- vegia. L'operazione contribuirà alla produzione di Eni per oltre 100 mila boe/giorno, includendo la quota Eni in Vår, con volumi a costo competitivo e a contenute emissioni che sosterranno la strategia del Gruppo con l’obiettivo di incrementare la quota di produzione di gas naturale e di accelerare la transizione, mi- gliorando al contempo la sicurezza delle forniture energetiche all'Europa. • Nel marzo 2024 è stata finalizzata con Perenco la cessione della par- tecipazione in diversi permessi in Congo. • Nel settembre 2023 sono stati concordati con Oando PLC, la principale società petrolifera privata nigeriana, i termini per la cessione di Nigerian Agip Oil Company Ltd (NAOC Ltd) intera- mente controllata da Eni e attiva in Nigeria nell'esplorazione e produzione di idrocarburi onshore e nella generazione di energia elettrica. L'accordo prevede lo scorporo della partecipazione di Eni nella JV SPDC. ESPLORAZIONE • L’attività esplorativa continua a realizzare eccellenti performance nel 2023, con la scoperta di circa 900 milioni di boe di nuove risorse a costi competitivi. In particolare: \- la scoperta a gas di Geng North-1, nella licenza offshore North Ganal, in Indonesia, è stata una delle maggiori dell’anno nel set- tore petrolifero. Le stime preliminari evidenziano volumi com- plessivi pari a 5 trilioni di piedi cubi (Tcf) di gas e 400 milioni di barili di condensati. Questa scoperta, unitamente all’integrazio- ne delle quote acquisite di Neptune nonché di Chevron nei bloc- chi Rapak e Ganal, già partecipati da Eni, consentono il control- lo di risorse rilevanti che saranno sviluppate in sinergia con gli attuali campi operati da Eni e con il terminale di esportazione di GNL di Bontang, con l’obiettivo di contribuire a trasformare il bacino del Kutei in un nuovo hub mondiale del gas. L'Indonesia è prevista diventare uno dei principali driver di crescita del gas naturale nell'E&P; \- in Egitto, con la rilevante scoperta di Nargis 1X nell’area East Med (Eni 45%) con risorse in posto stimate a circa 2,8 TCF di gas. Ulteriori scoperte sono state effettuate nelle concessioni Sinai, Nile Delta e del Deserto Occidentale. Le scoperte effet- tuate confermano il positivo track-record dell’esplorazione di Eni nel Paese; \- la scoperta Yatzil nel prospetto esplorativo del Blocco 7 (Eni ope- ratore con il 45%), nell’offshore del Messico, nel Bacino Sureste. Yatzil è il secondo pozzo perforato nel Blocco 7 e l'ottavo succes- so per Eni nell’area; \- in Congo con due scoperte nel permesso Marine VI Bis (Eni 65%); \- altre scoperte sono state effettuate in Algeria, Tunisia, Emirati Arabi Uniti nonché Angola e Norvegia. • Nel febbraio 2024 è stato completato con successo il pozzo di appraisal Cronos-2, perforato per testare la scoperta Cronos del 2022, effettuata nel Blocco 6 (Eni 50%, operatore) nell’offshore di Cipro. Insieme ad un'ampia acquisizione di dati, Cronos-2 è stato sottoposto ad un prolungato test di produzione che ha permes- so di dimostrare l'eccellente capacità produttiva della scoperta a gas. La perforazione di Cronos-2, conferma l'impegno di Eni e del suo partner TotalEnergies ad accelerare la scelta della soluzione di sviluppo più adatta ed economica. • Il portafoglio è stato rinnovato con circa 21.400 chilometri qua- drati di nuovi permessi in particolare in Egitto, Timor Leste, Indo- nesia, Algeria, Norvegia, Angola, Regno Unito e Costa d’Avorio. • I costi di ricerca esplorativa sostenuti nel 2023 sono pari a €687 milioni (€605 milioni nel 2022) ed includono le radiazioni di pozzi di insuccesso e dei diritti esplorativi unproved per €482 milioni (€385 milioni nel 2022) associati ai progetti con esito negativo. In particolare, nell’ambito dell’attività esplorativa e di appraisal sono state rilevate radiazioni per €420 milioni riguardanti i costi dei pozzi esplorativi in corso e completati in attesa di esito che nell’esercizio sono risultati d’insuccesso, relativi in particolare a iniziative in Egitto, Messico, Mozambico, Marocco, Emirati Arabi e Libano. Le radiazioni dei diritti e potenziale esplorativo di €85 milioni sono riferite a titoli minerari esplorativi principalmente per abbandono delle iniziative sottostanti. A fine esercizio risul- tano 105 pozzi in progress (48,1 in quota Eni). RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202348 ENI SVILUPPO • Tra i principali sviluppi produttivi dell’anno annoveriamo: \- il giacimento a olio di Baleine, nell’offshore della Costa d'Avorio. Lo start-up produttivo è stato conseguito grazie al distintivo mo- dello Eni di sviluppo per fasi e con approccio fast track, a meno di due anni dalla scoperta e a meno di un anno e mezzo dalla decisione finale di investimento. Il progetto sarà il primo a zero emissioni nette (Scope 1 e 2) del continente africano. I volumi di gas naturale associato prodotti sono consegnati gratuitamente alle società di stato per alimentare la produzione di energia elet- trica del Paese, contribuendo in modo significativo alla riduzione della povertà energetica e al miglioramento dello sviluppo locale, nell'ambito del modello di partnership dual flag di Eni; \- il commissioning della nave Tango FLNG nel blocco Marine XII nell’offshore del Congo, che consegnerà il primo carico di GNL nel primo trimestre 2024 nei tempi previsti. Il progetto Congo LNG valorizzerà le risorse di gas del permesso Marine XII, an- che facendo leva sugli asset esistenti, attraverso uno sviluppo modulare e per fasi, con l’obiettivo di zero gas flaring di routine; ed inoltre contribuirà a soddisfare il fabbisogno di energia del Paese, sfruttando il surplus di gas per la produzione di GNL. Il progetto è previsto raggiungere la capacità di liquefazione gas di circa 4,5 miliardi di metri cubi/anno a plateau. In base agli accordi recentemente firmati, tutto il GNL prodotto sarà com- mercializzato da Eni. • Completata l’acquisizione del business di bp in Algeria, che include due concessioni produttive a gas “In Amenas” e “In Salah”, operate congiuntamente con Sonatrach ed Equinor. • Acquisiti gli asset in produzione e sviluppo di Chevron nell’offshore dell’Indonesia. L’operazione consentirà a Eni di accelerare lo svilup- po dei progetti in corso nell’area e l’integrazione con gli asset di Neptune Energy. Questa acquisizione è in linea con la strategia di transizione energetica di Eni, per aumentare la quota di produzione di gas naturale al 60% entro il 2030. • Firmato un accordo con la società di Stato National Oil Corpora- tion (NOC) per avviare in Libia lo sviluppo delle “Strutture A&E”, con l’obiettivo di incrementare la produzione di gas da destinare al mer- cato domestico e per l’esportazione di volumi in Europa. Il progetto prevede anche la costruzione di un impianto di cattura e stoccaggio dell’anidride carbonica (CCS), in linea con la strategia di decarboniz- zazione di Eni. • Firmato un Memorandum of Understanding (MoU) con ADNOC, so- cietà di Stato nell'Emirato di Abu Dhabi, per futuri progetti congiunti in ambito di transizione energetica, sostenibilità e decarbonizzazio- ne. L’accordo prevede di valutare potenziali opportunità nei settori delle energie rinnovabili, idrogeno blu e verde, cattura e stoccaggio di CO 2 (CCS), riduzione delle emissioni di gas serra e metano, effi- cienza energetica, riduzione del flaring di routine e l’impegno nel Global Methane Pledge, per sostenere la sicurezza energetica glo- bale e traguardare una transizione energetica equa. • Nell’ambito della Cop28, è stata annunciata l’adesione all’Oil & Gas Decarbonisation Charter, piattaforma lanciata dalla Presidenza del- la Cop28 volta ad accelerare il contributo dell’industria oil & gas al processo di decarbonizzazione, anche attraverso il coinvolgimento di numerose compagnie di Stato. Sono tre i principali obiettivi dell’i- niziativa, rispetto a cui la strategia di decarbonizzazione Eni risulta già essere in linea: (i) raggiungere le zero emissioni nette Scope 1 e 2 entro o prima del 2050; (ii) puntare a raggiungere l’obiettivo delle zero emissioni di metano in ambito upstream entro il 2030; (iii) azzerare il gas flaring delle proprie attività ordinarie entro il 2030. • Eni ha annunciato il suo sostegno finanziario al Global Flaring and Methane Reduction trust fund (GFMR), un programma promosso dalla Banca Mondiale per aiutare i governi e gli operatori dei Paesi in via di sviluppo ad azzerare il flaring di routine e a ridurre le emissioni di metano del settore O&G fino a portarle quasi a zero entro il 2030. • Ricevuto il Gold Standard nell’ambito del programma Oil and Gas Methane Partnership 2.0 (OGMP 2.0). Alla base del riconoscimento da parte delle Nazioni Unite, la valutazione positiva di Eni per aver migliorato notevolmente il proprio piano di implementazione per il reporting delle emissioni di metano, in linea con le raccomanda- zioni del programma OGMP 2.0. Questo riconoscimento conferma l’efficacia della strategia di decarbonizzazione, con particolare rife- rimento alla riduzione delle emissioni di metano. • Firmato un Memorandum d'intesa con la Libia con il fine di valutare opportunità di riduzione delle emissioni di gas serra e di sviluppo dell'energia sostenibile nel Paese. Secondo i termini del memoran- dum, Eni lavorerà alla riduzione delle emissioni di CO 2 attraverso la riduzione del gas flaring di routine, delle emissioni fuggitive e del venting, oltre a possibili progetti per la riduzione delle emissioni dei settori “hard-to-abate”. • Gli investimenti di sviluppo sono pari a €6,3 miliardi, realizzati in particolare in Costa d’Avorio, Congo, Egitto, Italia, Emirati Arabi Uni- ti, Libia e Algeria. • Nel 2023 la spesa complessiva in attività di Ricerca e Sviluppo è stata di €38 milioni (€41 milioni nel 2022). 49ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE RISERVE Generalità I criteri adottati per la valutazione e la classificazione delle riserve certe, sviluppate e non sviluppate, sono in linea con quanto previsto dalla “Regulation S-X Rule 4-10” emessa dalla Security and Exchan- ge Commission (SEC). In particolare, sono definite “riserve certe” le quantità stimate di liquidi (compresi i condensati e i liquidi di gas naturale) e di gas naturale che, sulla base dei dati geologici e di in- gegneria, potranno con ragionevole certezza essere recuperate alle condizioni tecniche, contrattuali, economiche e operative esistenti al momento della valutazione. I prezzi utilizzati per la valutazione degli idrocarburi derivano dalle quotazioni ufficiali pubblicate da Platt’s Marketwire, salvo i casi in cui il loro calcolo derivi dall’appli- cazione di formule contrattuali in essere. I prezzi sono determinati come media aritmetica semplice dei prezzi di chiusura rilevati il primo giorno di ciascuno dei 12 mesi dell’esercizio; eventuali suc- cessive variazioni sono considerate solo se previste da contratti in essere. I metodi alla base delle valutazioni delle riserve hanno un margine intrinseco di incertezza. Nonostante l’esistenza di auto- revoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici da utilizzare per la valutazione delle riserve, la loro accuratezza dipende dalla qualità delle informazioni disponibili e dalla loro interpretazione. Conseguentemente le quantità stimate di riserve sono nel tem- po soggette a revisioni, in aumento o in diminuzione, in funzione dell’acquisizione di nuovi elementi conoscitivi. Le riserve certe re- lative ai contratti di concessione sono determinate applicando la quota di spettanza al totale delle riserve certe rientranti nell’area coperta dal contratto e producibili entro la loro scadenza. Le riser- ve certe relative ai contratti di PSA sono stimate in funzione degli investimenti da recuperare (Cost oil) e della remunerazione fissata contrattualmente (Profit oil). Un meccanismo di attribuzione analo- go caratterizza i contratti di service. Governance delle riserve Eni ha sempre esercitato un controllo centralizzato sul processo di valutazione delle riserve certe. Il Dipartimento Riserve ha il com- pito di: (i) assicurare il processo di certificazione periodica delle riserve certe; (ii) mantenere costantemente aggiornate le direttive per la loro valutazione e classificazione e le procedure interne di controllo; e (iii) provvedere alle necessarie attività di formazione del personale coinvolto nel processo di stima delle riserve. Le di- rettive sono state verificate da DeGolyer and MacNaughton (D&M), società di ingegneri petroliferi indipendenti, che ne ha attestato la conformità alla normativa SEC in vigore 1 ; D&M ha attestato inoltre che le direttive, laddove le norme SEC sono meno specifiche, ne forniscono un’interpretazione ragionevole e in linea con le pratiche diffuse nel mercato. Eni effettua la stima delle riserve di spettanza sulla base delle citate direttive anche quando partecipa ad attività di estrazione e produzione operate da altri soggetti. Il processo di valutazione delle riserve, come descritto nella procedura interna di controllo, coinvolge: (i) i responsabili delle unità operative (unità geografiche) e i Local Reserves Evaluators (LRE) che effettuano la valutazione e la classificazione delle riserve tecniche (profili di produzione, costi di investimento, costi operativi e di smantella- mento e di ripristino siti); (ii) l’unità di Natural Resources Valori- zation e l’unità Operations di sede che verificano rispettivamente i profili di produzione relativi a campi che hanno subito variazioni significative ed i costi operativi; (iii) i responsabili di area geogra- fica che validano le condizioni commerciali e lo stato dei proget- ti; (iv) il Dipartimento di Pianificazione e Controllo che effettua la valutazione economica delle riserve; e (v) il Dipartimento Riserve che, avvalendosi degli Head Quarter Reserves Evaluators (HRE), controlla in maniera indipendente rispetto alle suddette unità la congruità e la correttezza della classificazione delle riserve e ne consolida i volumi. Il responsabile del Dipartimento Riserve ha conseguito un Master in Petroleum Engineering al Politecnico di Torino ed una Laurea in Ingegneria Civile Idraulica presso l’Alma Mater Studiorum – Università di Bologna. Ha un’esperienza di 20 anni nel settore petrolifero e nella valutazione delle riserve. Il per- sonale coinvolto nel processo di valutazione possiede requisiti di professionalità adeguati alla complessità del compito ed esprime il proprio giudizio nel rispetto dell’indipendenza e della deontologia professionale. In particolare la qualifica professionale dei Reser- ves Evaluators è conforme agli standard internazionali definiti dal- la Society of Petroleum Engineers. Valutazione indipendente delle riserve Eni attribuisce a società di ingegneri indipendenti tra i più qualificati sul mercato il compito di effettuare una valutazione 2 indipendente, parallela a quella interna, di una parte a rotazione delle riserve cer- te. Le descrizioni delle qualifiche tecniche delle persone responsabili della valutazione sono incluse nei rapporti rilasciati dalle società indi- pendenti. Le loro valutazioni sono basate su dati forniti da Eni e non verificati, con riferimento a titoli di proprietà, produzione, costi opera- tivi e di sviluppo, accordi di vendita, prezzi ed altre informazioni. Tali informazioni sono le stesse utilizzate da Eni nel proprio processo di determinazione delle riserve certe e includono: le registrazioni delle operazioni effettuate sui pozzi, le misure della deviazione, l’analisi dei dati PVT (pressione, volume e temperatura), mappe, dati di produ- (1) I report degli ingegneri indipendenti sono disponibili nella sezione “Exhibits” dell’Annual Report on Form 20-F 2009 all’indirizzo sec.gov. (2) Negli ultimi tre anni ci si è avvalsi del servizio di certificazione indipendente della società DeGolyer and MacNaughton, Ryder Scott, Societé Generale de Surveillance e Sproule. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202350 ENI zione e iniezione per pozzo/giacimento/campo, studi di giacimento, analisi tecniche sulla performance del giacimento, piani di sviluppo, costi operativi e di sviluppo futuri. Per la determinazione delle riserve di spettanza Eni sono inoltre forniti i prezzi di vendita degli idrocarbu- ri, le eventuali variazioni contrattuali future ed ogni altra informazione necessaria alla valutazione. I volumi e i valori monetari delle riserve di alcune società in Joint Venture e collegate sono certificati per conto delle stesse da società di ingegneri petroliferi indipendenti con moda- lità analoghe e forniti ad Eni 3 . Le risultanze dell’attività indipendente condotta nel 2023 4 da Ryder Scott Company, Sproule e DeGolyer e MacNaughton hanno confermato, come in passato, la ragionevolezza (mln di boe) Società consolidate Società in joint venture e collegate Totale Riserve certe al 31 dicembre 2022 4.933 1.681 6.614 Nuove scoperte ed estensioni, revisioni di precedenti stime e miglioramenti da recupero assistito (escluso l'effetto prezzo) 381 6 387 Effetto prezzo 27 3 30 Promozioni nette 408 9 417 Portfolio (14) 1 (13) Produzione (485) (119) (604) Riserve certe al 31 dicembre 2023 4.842 1.572 6.414 Tasso di rimpiazzo all sources (%) 67 Le riserve certe al 31 dicembre 2023 sono pari a 6.414 milioni di boe, di cui 4.842 milioni di boe relative alle società consolidate. Le promozioni nette di 417 milioni di boe sono riferite a: (i) revisioni di precedenti stime per 312 milioni di boe (incluso l’effetto dell’ag- giornamento del fattore di conversione del gas pari a 21 milioni di boe) comprendenti aumenti nei campi di Bouri e nell’Area D in Li- bia, Val d’Agri in Italia e M’boundi Gas in Congo, compensati dalla riduzione di Zohr in Egitto per la riconfigurazione del progetto fase 2 e Blacktip in Australia. Le revisioni di precedenti stime inclu- dono l’effetto prezzo positivo di 30 milioni di boe, principalmente dovuto alla variazione del marker Brent di riferimento, passato da 101 $/barile nel 2022 a 83 $/barile nel 2023 con conseguente ta- glio delle riserve non economiche allo scenario 2023 i cui effetti sono stati più che compensati da entitlements complessivamen- te maggiori nei contratti di PSA; (ii) nuove scoperte ed estensioni per 105 milioni di boe a seguito principalmente della decisione finale di investimento nel progetto Hail and Ghasha negli Emirati Arabi Uniti, nonché di Merakes East in Indonesia. Le operazioni di portafoglio, pari a -13 milioni di boe, si riferiscono principalmente alla cessione degli asset Alliance negli Stati Uniti e a una riduzione di quota nella concessione Ghasha negli Emirati Arabi Uniti compensati dall’acquisizione degli asset bp in Algeria, e all’acquisizione di una quota nel Blocco 3/05a in Angola da par- te di Azule Energy. I tassi di rimpiazzo organico 6 ed all sources delle riserve certe sono rispettivamente pari al 69% e 67%. La vita utile residua delle riserve è pari a 10,6 anni (11,3 anni nel 2022). Per ulteriori informazioni si rimanda alle Informazioni supplemen- tari sull’attività Oil & Gas previste dalla SEC nelle note al bilancio consolidato. (3) Nel 2023 e 2022 Azule Energy e Vår Energi. (4) I report degli ingegneri indipendenti sono disponibili sul sito Eni all’indirizzo www.eni.com nella sezione Documentazione/Relazione Finanziaria Annuale 2023. (5) Incluse le riserve delle società in joint venture e collegate. (6) Il tasso di rimpiazzo organico delle riserve è il rapporto tra gli incrementi delle riserve certe (al netto delle cessioni e acquisizioni dell’anno) e la produzione dell’anno. Il tasso di rim- piazzo all sources è il rapporto tra gli incrementi delle riserve certe (comprese le operazioni di portafoglio) e la produzione dell’anno. Un valore superiore al 100% indica che nell’anno le promozioni a riserve certe sono state superiori ai volumi di riserve prodotte. Il tasso di rimpiazzo delle riserve non può essere considerato un indicatore delle performance produttive future perché l’evoluzione nello sviluppo delle riserve ha per sua natura una componente di rischiosità e incertezza in relazione ad una molteplicità di fattori, tra cui il successo nello sviluppo di nuovi giacimenti, il completamento delle infrastrutture, l’impatto delle regolamentazioni dell’industria degli idrocarburi, rischi geopolitici, rischi geologici, rischi ambientali, l’evoluzione dei prezzi del petrolio e del gas naturale. delle valutazioni interne. In particolare, nel 2023 sono state oggetto di valutazione indipendente riserve certe per circa il 34% delle riserve Eni al 31 dicembre 2023 5 . Nel triennio 2021-2023 le valutazioni indipen- denti hanno riguardato il 77% del totale delle riserve certe. Evoluzione Le riserve certe a fine periodo includono la quota Eni delle riserve di società collegate e joint venture valutate con il metodo del patri- monio netto. L’evoluzione delle riserve certe nell’esercizio è stata la seguente: 51ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE RISERVE CERTE DI PETROLIO E GAS NATURALE Petrolio e condensati (milioni di barili) Gas naturale (milioni di metri cubi) Idrocarburi (milioni di boe) Petrolio e condensati (milioni di barili) Gas naturale (milioni di metri cubi) Idrocarburi (milioni di boe) Petrolio e condensati (milioni di barili) Gas naturale (milioni di metri cubi) Idrocarburi (milioni di boe) Società consolidate 2023 2022 2021 Italia 211 24.310 374 188 24.605 352 197 25.994 369 Sviluppate 136 18.504 261 139 19.681 271 146 20.635 283 Non sviluppate 75 5.806 113 49 4.924 81 51 5.359 86 Resto d'Europa 27 4.907 60 36 6.329 78 34 7.005 81 Sviluppate 24 4.725 56 32 6.047 73 34 6.849 80 Non sviluppate 3 182 4 4 282 5 156 1 Africa Settentrionale 384 85.944 964 364 65.801 806 393 64.357 820 Sviluppate 204 26.031 380 201 18.963 329 225 22.119 373 Non sviluppate 180 59.913 584 163 46.838 477 168 42.238 447 Egitto 139 82.116 694 167 109.895 904 210 117.547 992 Sviluppate 122 64.045 555 135 77.358 655 164 103.519 852 Non sviluppate 17 18.071 139 32 32.537 249 46 14.028 140 Africa Sub-Sahariana 334 70.208 809 367 66.294 813 589 83.628 1.145 Sviluppate 225 38.241 482 212 36.992 460 435 49.801 766 Non sviluppate 109 31.967 327 155 29.302 353 154 33.827 379 Kazakhstan 637 43.766 933 644 44.180 941 710 48.296 1.032 Sviluppate 576 43.766 872 585 44.180 881 641 48.287 963 Non sviluppate 61 61 59 60 69 9 69 Resto dell'Asia 485 36.919 733 433 36.268 675 476 43.101 762 Sviluppate 240 20.536 379 231 22.550 383 262 27.501 445 Non sviluppate 245 16.383 354 202 13.718 292 214 15.600 317 America 213 3.703 238 234 7.457 285 237 7.753 288 Sviluppate 163 3.000 184 171 5.502 207 164 5.936 203 Non sviluppate 50 703 54 63 1.955 78 73 1.817 85 Australia e Oceania 5.420 37 1 11.530 79 1 12.103 82 Sviluppate 1.652 11 1 6.321 43 1 7.525 51 Non sviluppate 3.768 26 5.209 36 4.578 31 Totale società consolidate 2.430 357.293 4.842 2.434 372.359 4.933 2.847 409.784 5.571 Sviluppate 1.690 220.500 3.180 1.707 237.594 3.302 2.072 292.172 4.016 Non sviluppate 740 136.793 1.662 727 134.765 1.631 775 117.612 1.555 Società in joint venture e collegate Resto d'Europa 326 14.621 425 350 18.314 473 378 18.533 502 Sviluppate 167 10.182 235 173 12.557 257 175 12.959 261 Non sviluppate 159 4.439 190 177 5.757 216 203 5.574 241 Africa Settentrionale 6 380 8 8 246 9 9 271 10 Sviluppate 6 380 8 8 246 9 9 271 10 Non sviluppate Africa Sub-Sahariana 207 42.490 494 235 44.203 531 21 36.374 263 Sviluppate 107 29.304 305 135 30.298 338 9 4.678 39 Non sviluppate 100 13.186 189 100 13.905 193 12 31.696 224 Resto dell'Asia 110 39.792 378 100 42.179 383 Sviluppate Non sviluppate 110 39.792 378 100 42.179 383 America 26 35.700 267 27 38.395 285 6 41.348 282 Sviluppate 26 35.700 267 27 38.395 285 6 41.348 282 Non sviluppate Totale società in joint venture e collegate 675 132.983 1.572 720 143.337 1.681 414 96.526 1.057 Sviluppate 306 75.566 815 343 81.496 889 199 59.256 592 Non sviluppate 369 57.417 757 377 61.841 792 215 37.270 465 Totale riserve certe 3.105 490.276 6.414 3.154 515.696 6.614 3.261 506.310 6.628 Sviluppate 1.996 296.066 3.995 2.050 319.090 4.191 2.271 351.428 4.608 Non sviluppate 1.109 194.210 2.419 1.104 196.606 2.423 990 154.882 2.020 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202352 ENI Riserve certe non sviluppate Le riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2023 ammontano a 2.419 milioni di boe, di cui 1.109 milioni di barili di liquidi e 194 miliar- di di metri cubi di gas naturale, principalmente in Africa e Asia. Le società consolidate possiedono riserve certe non sviluppate per 740 milioni di barili di liquidi e 137 miliardi di metri cubi di gas na- turale. L’evoluzione delle riserve certe non sviluppate nell’esercizio è rappresentata dalla seguente tabella: Nel 2023 la conversione a riserve certe sviluppate (-187 milioni di boe) si riferisce principalmente all’avanzamento delle attività di svi- luppo, allo start-up di giacimenti e alla revisione di progetti relativi ai campi di Breidablikk, Fenja, Tommeliten Alpha, Bauge e Frosk in Norvegia da parte di Vår Energi, Baleine in Costa d’Avorio, Zohr in Egitto e Amoca in Messico. Per ulteriori informazioni si rimanda alle Informazioni supplemen- tari sull’attività Oil & Gas previste dalla SEC nelle note al bilancio consolidato. Gli investimenti di sviluppo sostenuti nel corso dell’anno per la pro- mozione delle riserve non sviluppate sono pari a circa €9,1 miliardi. La maggior parte delle riserve certe non sviluppate vengono riclas- sificate a riserve certe sviluppate generalmente in un arco tempo- rale che non supera i 5 anni. Le riserve certe non sviluppate relative a taluni progetti possono rimanere tali per 5 o più anni a seguito di diverse motivazioni, tra cui le difficili condizioni operative in aree remote, limitazioni nella disponibilità di infrastrutture e nella capa- cità degli impianti o l’esistenza di vincoli contrattuali, altri fattori che possono condizionare i tempi di avvio e i livelli di produzione. I volumi di riserve certe non sviluppate rimasti tali per 5 o più anni sono pari a 0,8 miliardi di boe, in aumento rispetto al 2022. Tali riserve sono concentrate principalmente: (i) in alcuni giacimenti a gas in Libia (0,5 miliardi di boe) dove lo sviluppo delle riserve e gli avvii in produzione sono programmati in funzione dell’adempimen- to degli obblighi di consegna derivanti da contratti di fornitura di gas di lungo termine; (ii) in Vår Energi nel progetto Johan Castberg, il cui sviluppo è in corso ed il cui first oil è previsto nell’ultimo tri- mestre 2024 (0,1 miliardi di boe); (iii) alcuni giacimenti in Italia ed in Iraq (0,1 miliardi di boe) dove lo sviluppo è tuttora in corso; e (iv) nel giacimento di Umm Shaif (0,1 miliardi di boe) negli Emirati Arabi Uniti dove lo sviluppo è in corso. Impegni contrattuali di fornitura Eni, tramite le società consolidate, in joint venture e collegate, vende le produzioni di petrolio e gas naturale sulla base di differenti schemi contrattuali. Alcuni di questi contratti, per lo più inerenti alle vendite di gas, stabiliscono termini di fornitura di quantità fisse e determinabili. Eni, sulla base dei contratti o degli accordi esistenti, ha l’obbligo con- trattuale di consegnare, nell’arco dei prossimi tre anni, una quantità di idrocarburi pari a circa 612 milioni di boe, principalmente gas na- turale a controparti terze prodotto dai propri campi localizzati princi- palmente in Algeria, Australia, Egitto, Ghana, Indonesia, Kazakhstan, Libia, Nigeria, Norvegia e Venezuela. I contratti di vendita prevedono varie formule di prezzo fisse e variabili legate generalmente ai prezzi di mercato del petrolio, del gas naturale o di altri prodotti petroliferi. Il management ritiene di poter soddisfare gli impegni contrattuali di fornitura in essere principalmente tramite la produzione delle proprie riserve certe sviluppate e in alcune circostan- ze integrando le proprie disponibilità con acquisti di prodotto da terzi. La produzione è prevista coprire il 99,7% degli impegni di fornitura. Eni ha rispettato tutti gli impegni contrattuali di consegna ad oggi in essere. PRODUZIONE La produzione di idrocarburi nel 2023 è stata di 1,655 milioni di boe/ giorno, in aumento del 3% rispetto al 2022. La produzione è stata sostenuta dal ramp-up in Mozambico e Messico, dallo start-up del progetto Baleine in Costa d’Avorio, dalla maggiore attività in Alge- ria, che beneficia anche delle acquisizioni, in Kazakhstan a causa di eventi non pianificati verificatisi nello stesso periodo del ’22, nonché in Indonesia. Questi aumenti sono stati compensati dalla minore produzione dovuta al declino dei campi maturi. La produzione di petrolio è stata di 769 mila barili/giorno in au- mento del 2% rispetto al 2022. La crescita della produzione in Kazakhstan e Costa d’Avorio è stata in parte compensata dal de- clino dei campi maturi. La produzione di gas naturale è stata di 131 milioni di metri cubi/ giorno, in aumento del 2% rispetto al 2022. La crescita della produ- zione in Algeria, Mozambico, a seguito del ramp-up del progetto Co- ral Floating LNG, Indonesia e Kazakhstan, è stata compensata dal declino dei campi maturi. La produzione venduta di idrocarburi è stata di 546 milioni di boe. La differenza di 58 milioni di boe rispetto alla produzione di 604 milioni di boe è dovuta essenzialmente ai volumi di idrocarburi destinati all’au- toconsumo (46 milioni di boe), alla variazione delle rimanenze e altri fattori. La produzione venduta di petrolio e condensati (279,6 milioni di barili) è stata destinata per circa il 67% al downstream Eni. La pro- duzione venduta di gas naturale (39,5 miliardi di metri cubi) è stata destinata per circa il 14% al settore Global Gas & LNG Portfolio. (milioni di boe) Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2022 2.423 Promozioni (187) Nuove scoperte ed estensioni 104 Revisioni di precedenti stime 121 Miglioramenti da recupero assistito Portfolio (42) Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2023 2.419 53ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE PRODUZIONE ANNUALE DI IDROCARBURI (a)(b)(c) Petrolio e condensati (milioni di barili) Gas naturale (miliardi di metri cubi) Idrocarburi (milioni di boe) Petrolio e condensati (milioni di barili) Gas naturale (miliardi di metri cubi) Idrocarburi (milioni di boe) Petrolio e condensati (milioni di barili) Gas naturale (miliardi di metri cubi) Idrocarburi (milioni di boe) Società consolidate 2023 2022 2021 Italia 10 2,2 25 13 2,5 30 13 2,6 30 Resto d'Europa 7 1,1 14 7 1,3 16 7 1,2 15 Regno Unito 7 1,1 14 7 1,3 16 7 1,2 15 Africa Settentrionale 45 9,5 109 45 7,7 96 45 7,5 95 Algeria 23 3,4 46 23 1,8 35 20 1,7 31 Libia 21 6,0 62 21 5,8 60 24 5,6 62 Tunisia 1 0,1 1 1 0,1 1 1 0,2 2 Egitto 24 13,5 116 28 14,6 126 30 15,2 131 Africa Sub-Sahariana 31 4,6 61 51 5,0 84 73 5,0 106 Angola 19 0,3 21 33 0,5 37 Congo 13 1,8 25 15 2,0 28 16 1,4 25 Costa d'Avorio 2 0,1 2 Ghana 5 0,9 11 6 0,9 12 8 0,9 13 Nigeria 11 1,8 23 11 1,8 23 16 2,2 31 Kazakhstan 42 2,6 60 32 2,1 46 37 2,4 53 Resto dell'Asia 31 5,3 67 28 5,2 64 29 5,3 65 Cina Emirati Arabi Uniti 20 0,1 20 20 0,2 22 17 0,2 18 Indonesia 4,2 29 3,3 23 3,3 23 Iraq 9 0,8 14 6 0,8 11 9 0,7 14 Pakistan 0,6 4 0,6 4 Timor Leste 0,1 1 0,2 2 1 0,4 3 Turkmenistan 2 0,1 3 2 0,1 2 2 0,1 3 America 25 0,7 30 22 0,8 27 19 0,8 25 Messico 8 0,2 10 5 0,2 6 4 0,2 6 Stati Uniti 17 0,5 20 17 0,6 21 15 0,6 19 Australia e Oceania 0,4 3 0,5 4 0,9 6 Australia 0,4 3 0,5 4 0,9 6 215 39,9 485 226 39,7 493 253 40,9 526 Società in joint venture e collegate Angola 31 1,2 39 13 0,9 19 1 0,9 7 Mozambico 1,1 8 0,3 3 Norvegia 32 2,8 50 33 3,1 53 41 3,4 63 Tunisia 1 1 1 1 1 1 Venezuela 2 2,9 21 1 2,7 19 1 2,5 17 66 8,0 119 48 7,0 95 44 6,8 88 Totale 281 47,9 604 274 46,7 588 297 47,7 614 (a) Include la quota Eni della produzione delle società collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto. (b) Comprende la quota di idrocarburi utilizzata come autoconsumo (46, 45 e 42 milioni di boe, rispettivamente nel 2023, 2022 e 2021). (c) Con effetto 1° gennaio 2023, il coefficiente di conversione da metri cubi a boe del gas naturale è stato aggiornato in 1mc = 0,00675 barili di petrolio (in precedenza 1mc = 0,00671 barili di petrolio). L’effetto sulla produzione dell’esercizio 2023 è stato di circa 2 milioni di boe. Sono invece trascurabili gli effetti sugli altri indicatori per boe (prezzi di realizzo, costi) e sugli ammortamenti. Le altre compagnie petrolifere possono adottare coefficienti diversi. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202354 ENI PRODUZIONE GIORNALIERA DI IDROCARBURI (a)(b)(c) Petrolio e condensati (migliaia di barili/g) Gas naturale (milioni di metri cubi/g) Idrocarburi (migliaia di boe/g) Petrolio e condensati (migliaia di barili/g) Gas naturale (milioni di metri cubi/g) Idrocarburi (migliaia di boe/g) Petrolio e condensati (migliaia di barili/g) Gas naturale (milioni di metri cubi/g) Idrocarburi (migliaia di boe/g) Società consolidate 2023 2022 2021 Italia 29 6,0 69 36 6,9 82 36 7,1 83 Resto d'Europa 18 3,1 39 20 3,5 44 19 3,4 41 Regno Unito 18 3,1 39 20 3,5 44 19 3,4 41 Africa Settentrionale 123 26,0 299 122 21,2 264 124 20,4 259 Algeria 62 9,4 126 62 4,8 95 54 4,7 85 Libia 59 16,3 169 58 16,1 165 67 15,3 168 Tunisia 2 0,3 4 2 0,3 4 3 0,4 6 Egitto 67 37,1 318 77 40,0 346 82 41,8 360 Africa Sub-Sahariana 84 12,5 168 139 13,6 230 198 13,9 291 Angola 52 0,8 57 91 1,6 101 Congo 36 4,9 68 40 5,6 78 44 3,8 70 Costa d'Avorio 4 0,2 6 Ghana 14 2,5 31 16 2,4 32 20 2,4 36 Nigeria 30 4,9 63 31 4,8 63 43 6,1 84 Kazakhstan 115 7,2 163 88 5,6 126 102 6,6 146 Resto dell'Asia 85 14,4 183 78 14,4 174 80 14,6 177 Cina 1 1 1 1 1 1 Emirati Arabi Uniti 54 0,3 56 56 0,6 60 47 0,4 51 Indonesia 1 11,5 79 1 9,2 62 1 9,1 61 Iraq 23 2,2 38 15 2,3 31 24 2,0 37 Pakistan 1,6 11 1,7 11 Timor Leste 0,2 2 1 0,5 4 1 1,2 9 Turkmenistan 6 0,2 7 4 0,2 5 6 0,2 7 America 68 2,0 81 59 2,3 74 53 2,0 67 Messico 22 0,7 26 14 0,5 17 11 0,4 14 Stati Uniti 46 1,3 55 45 1,8 57 42 1,6 53 Australia e Oceania 1,1 7 1,5 10 2,4 16 Australia 1,1 7 1,5 10 2,4 16 589 109,4 1.327 619 109,0 1.350 694 112,2 1.440 Società in joint venture e collegate Angola 85 3,3 108 36 2,4 53 3 2,4 19 Mozambico 1 3,1 22 0,9 6 Norvegia 87 7,5 138 89 8,4 145 111 9,1 172 Tunisia 2 0,1 2 3 0,1 3 3 0,1 3 Venezuela 5 7,9 58 4 7,3 53 2 6,8 48 180 21,9 328 132 19,1 260 119 18,4 242 Totale 769 131,3 1.655 751 128,1 1.610 813 130,6 1.682 (a) Include la quota Eni della produzione delle società collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto. (b) Comprende la quota di idrocarburi utilizzata come autoconsumo (127, 124 e 116 mila boe/giorno, rispettivamente nel 2023, 2022 e 2021). (c) Con effetto 1° gennaio 2023, il coefficiente di conversione da metri cubi a boe del gas naturale è stato aggiornato in 1 mc = 0,00675 barili di petrolio (in precedenza 1 mc = 0,00671 barili di petrolio). L’effetto sulla produzione dell’esercizio 2023 è di 5 mila boe/giorno. 55ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE POZZI PRODUTTIVI Nel 2023 i pozzi dedicati alla produzione di idrocarburi sono 7.373 (2.534,5 in quota Eni). In particolare, i pozzi produttivi di petrolio sono pari a 6.118 (1.946,3 in quota Eni); i pozzi in produzione di gas natu- POZZI PRODUTTIVI (a) 2023 Petrolio Gas naturale (numero) totali in quota Eni totali in quota Eni Italia 130,0 117,2 327,0 289,4 Resto d'Europa 456,0 78,7 226,0 47,9 Africa Settentrionale 644,0 292,1 260,0 123,5 Egitto 1.093,0 499,1 150,0 51,3 Africa Sub-Sahariana 2.297,0 387,5 174,0 24,5 Kazakhstan 211,0 57,7 1,0 0,3 Resto dell'Asia 1.030,0 370,9 100,0 41,4 America 257,0 143,1 14,0 6,9 Australia e Oceania 3,0 3,0 6.118,0 1.946,3 1.255,0 588,2 (a) Include 997 (303,2 in quota Eni) pozzi dove insistono più completamenti sullo stesso foro (pozzi a completamento multiplo). L'attività perforativa a completamento multiplo consente di produrre temporaneamente da diverse formazioni di idrocarburi mineralizzate a petrolio e gas attraverso un unico pozzo. ATTIVITÀ DI DRILLING Esplorazione Nel 2023 sono stati ultimati 39 nuovi pozzi esplorativi (21,6 in quota Eni), a fronte dei 40 nuovi pozzi esplorativi (18,9 in quota Eni) del 2022 e dei 31 nuovi pozzi esplorativi (17,4 in quota Eni) del 2021. Nella tabella seguente è riportato il numero dei pozzi esplorativi clas- sificati di successo commerciale, sterili e in progress come previsto dalle disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932). Il coefficiente di successo commerciale per l’intero portafoglio pozzi è stato del 34,5% (38% in quota Eni), a fronte del 45% (44% in quota Eni) del 2022 e del 54% (49% in quota Eni) del 2021. PERFORAZIONE ESPLORATIVA Pozzi completati (a) Pozzi in progress (b) 2023 2022 2021 2023 (numero) successo commerciale sterili (c) successo commerciale sterili (c) successo commerciale sterili (c) totale in quota Eni Italia Resto d'Europa 0,1 0,4 0,4 1,2 0,1 0,3 31,0 7,8 Africa Settentrionale 1,6 1,0 4,0 9,0 6,0 Egitto 5,0 4,6 4,4 4,3 5,0 5,0 10,0 7,4 Africa Sub-Sahariana 0,3 0,9 3,7 2,4 1,1 0,4 35,0 17,5 Kazakhstan Resto dell'Asia 0,9 1,3 0,7 1,0 0,7 1,0 15,0 6,8 America 1,4 0,7 4,0 2,3 Australia e Oceania 1,0 0,3 6,3 10,2 10,2 12,9 7,0 7,4 105,0 48,1 (a) Numero di pozzi in quota Eni. (b) Includono i pozzi temporaneamente sospesi e in attesa di valutazione. (c) Un pozzo sterile è un pozzo esplorativo o di sviluppo dal quale non è possibile produrre una quantità sufficiente di petrolio o gas naturale tale da giustificarne il completamento. rale sono pari a 1.255 (588,2 in quota Eni). Nella tabella seguente è riportato il numero dei pozzi produttivi, come previsto dalle disposi- zioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932). RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202356 ENI PERFORAZIONE DI SVILUPPO Pozzi completati (a) Pozzi in progress 2023 2022 2021 2023 (numero) produttivi sterili (b) produttivi sterili (b) produttivi sterili (b) totale in quota Eni Italia 1,0 1,0 2,0 1,2 Resto d'Europa 4,8 4,6 4,8 16,0 2,2 Africa Settentrionale 9,3 5,7 0,5 2,5 6,0 3,9 Egitto 30,1 19,9 17,0 0,8 9,0 6,8 Africa Sub-Sahariana 5,6 8,5 3,8 13,0 4,5 Kazakhstan 2,0 0,6 1,0 0,3 Resto dell'Asia 22,9 22,1 14,9 27,0 7,7 America 6,9 8,2 3,9 2,0 1,0 Australia e Oceania 1,0 83,6 0,0 70,6 0,5 46,9 0,8 76,0 27,6 (a) Numero di pozzi in quota Eni. (b) Un pozzo sterile è un pozzo esplorativo o di sviluppo dal quale non è possibile produrre una quantità sufficiente di petrolio o gas naturale tale da giustificarne il completamento. Sviluppo Nel 2023 sono stati ultimati 165 nuovi pozzi di sviluppo (83,6 in quota Eni) a fronte dei 187 nuovi pozzi di sviluppo (71,1 in quota Eni) del 2022 e dei 154 (47,7 in quota Eni) del 2021. È attualmente in corso la perforazione di 76 pozzi di sviluppo (27,6 in quota Eni). Superfici Nel 2023 Eni ha condotto operazioni in 35 Paesi dei cinque conti- nenti. Al 31 dicembre 2023 il portafoglio minerario di Eni consiste in 744 titoli (in esclusiva o in compartecipazione) per l’esplorazione e lo sviluppo di idrocarburi. La superficie totale è pari a 301.308 chilome- tri quadrati in quota Eni (superficie totale di 308.550 chilometri qua- drati in quota Eni al 31 dicembre 2022). La superficie sviluppata è di 27.069 chilometri quadrati e la superficie non sviluppata è di 274.239 chilometri quadrati in quota Eni. Nel 2023 le principali variazioni derivano: (i) dall’acquisto di nuo- vi titoli principalmente in Egitto, Timor Leste, Indonesia, Algeria, Norvegia, Angola, Regno Unito e Costa d’Avorio per una superficie di circa 21.400 chilometri quadrati; (ii) dal rilascio di licenze prin- cipalmente in Kenya, Vietnam, Indonesia, Gabon, Egitto, Algeria, Mozambico, Libano e Norvegia per circa 31.800 chilometri qua- drati; (iii) dall’incremento di superficie netta, anche per variazioni di quota, principalmente in Kenya, Indonesia, Messico e Norvegia Nella tabella seguente è riportato il numero dei pozzi di sviluppo classificati come produttivi, sterili e in progress, come previsto dalle disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932). per complessivi 7.200 chilometri quadrati; e (iv) dalla riduzione di superficie netta, anche per variazioni di quota, principalmente in Algeria, Emirati Arabi Uniti, Indonesia, Costa d’Avorio, Messico, Italia, Egitto e Libano, per complessivi 4.100 chilometri quadrati. Nel corso dei prossimi tre anni sono previste superfici in scadenza relative a titoli o permessi esplorativi nelle seguenti aree: (i) Re- sto d’Europa, in particolare Cipro e Albania; (ii) Resto dell’Asia, in particolare in Oman, Vietnam, Indonesia ed Emirati Arabi Uniti; (iii) Africa Settentrionale, in particolare in Marocco, Libia ed Egitto; (iv) Africa Sub-Sahariana, in particolare in Kenya, Angola, Costa d’Avo- rio e Mozambico; (v) America, in particolare in Messico. Nella gran parte dei casi esistono opzioni contrattuali di estensione o rinnovo che potranno essere esercitate o meno in funzione dei risultati de- gli studi e delle attività previste. Si ritiene quindi che una conside- revole parte di superficie verrà mantenuta a seguito di estensione dei permessi. 57ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE PRINCIPALI AREE SVILUPPATE E NON SVILUPPATE 31 dicembre 2022 31 dicembre 2023 Totale Sup. netta (a) Numero titoli Sup. lorda (a)(b) sviluppata Sup. lorda (a) non sviluppata Totale Sup. lorda (a) Sup. netta (a)(b) sviluppata Sup. netta (a) non sviluppata Totale Sup. netta (a) EUROPA 33.632 296 13.340 57.973 71.313 7.774 27.472 35.246 Italia 10.884 111 7.556 4.809 12.365 6.378 4.052 10.430 Resto d'Europa 22.748 185 5.784 53.164 58.948 1.396 23.420 24.816 Albania 587 1 587 587 587 587 Cipro 13.988 7 25.474 25.474 13.988 13.988 Norvegia 6.686 142 4.838 25.339 30.177 763 7.398 8.161 Regno Unito 1.487 35 946 1.764 2.710 633 1.447 2.080 AFRICA 117.396 297 51.139 226.691 277.830 14.098 99.144 113.242 Africa Settentrionale 43.080 92 15.269 105.698 120.967 6.360 35.872 42.232 Algeria 8.720 65 10.010 8.067 18.077 3.919 3.953 7.872 Libia 24.644 14 1.963 78.085 80.048 958 23.686 24.644 Marocco 7.529 1 16.730 16.730 7.529 7.529 Tunisia 2.187 12 3.296 2.816 6.112 1.483 704 2.187 Egitto 7.103 53 4.851 29.187 34.038 1.706 10.721 12.427 Africa Sub-Sahariana 67.213 152 31.019 91.806 122.825 6.032 52.551 58.583 Angola 6.516 83 10.927 34.958 45.885 912 6.721 7.633 Congo 1.299 19 971 1.320 2.291 586 713 1.299 Costa d'Avorio 4.000 7 1.658 2.865 4.523 1.382 2.578 3.960 Gabon 2.931 Ghana 495 3 226 930 1.156 100 395 495 Kenya 41.892 3 35.724 35.724 35.724 35.724 Mozambico 3.868 7 719 7.803 8.522 180 3.080 3.260 Nigeria 6.212 30 16.518 8.206 24.724 2.872 3.340 6.212 ASIA 145.585 52 10.389 253.595 263.984 3.540 137.031 140.571 Kazakhstan 1.947 7 2.391 3.853 6.244 442 1.505 1.947 Resto dell'Asia 143.638 45 7.998 249.742 257.740 3.098 135.526 138.624 Cina 10 2 43 43 7 7 Emirati Arabi Uniti 18.662 12 3.017 29.603 32.620 251 17.579 17.830 Indonesia 12.106 12 3.252 16.505 19.757 2.092 10.036 12.128 Iraq 446 1 1.074 1.074 446 446 Libano 1.461 1 1.742 1.742 610 610 Oman 58.955 3 102.016 102.016 58.955 58.955 Qatar 38 1 1.206 1.206 38 38 Timor Leste 1.928 5 412 6.232 6.644 122 5.838 5.960 Turkmenistan 180 1 200 200 180 180 Vietnam 28.633 4 23.908 23.908 21.251 21.251 Altri Paesi (c) 21.219 3 68.530 68.530 21.219 21.219 AMERICA 9.186 95 2.152 14.332 16.484 1.023 8.475 9.498 Messico 3.107 10 34 5.198 5.232 34 3.408 3.442 Stati Uniti 654 73 857 280 1.137 492 139 631 Venezuela 1.066 6 1.261 1.543 2.804 497 569 1.066 Altri Paesi 4.359 6 7.311 7.311 4.359 4.359 AUSTRALIA E OCEANIA 2.751 4 728 2.608 3.336 634 2.117 2.751 Australia 2.751 4 728 2.608 3.336 634 2.117 2.751 Totale 308.550 744 77.748 555.199 632.947 27.069 274.239 301.308 (a) Chilometri quadrati. (b) La superficie sviluppata si riferisce a quei titoli per i quali almeno una porzione dell'area è in produzione o contiene riserve certe sviluppate. (c) Include licenze esplorative in Russia per le quali si prevede il rilascio. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202358 ENI ITALIA (1926) Operati Mare Adriatico e Ionio Barbara (100%), Annamaria (100%), Clara NW (51%), Hera Lacinia (100%) e Bonaccia (100%) Basilicata Val d'Agri (61%) Sicilia Gela (100%), Tresauro (75%), Giaurone (100%), Fiumetto (100%), Prezioso (100%) e Bronte (100%) RESTO D’EUROPA Regno Unito (1964) Operati Liverpool Bay (100%) Non operati Elgin/Franklin (21,87%), Glenelg (8%), J Block (33%), Jasmine (33%) e Jade (7%) AFRICA SETTENTRIONALE Algeria (a) (1981) Operati Sif Fatima II (49%), Zemlet El Arbi (49%), Ourhoud II (49%), Blocchi 403a/d (da 65% a 100%), Blocco ROM Nord (35%), Blocchi 401a/402a (100%), Blocco 403 (50%), Blocco 405b (75%), Berkine Sud (75%), In Amenas (Eni 45,89%) e In Salah (Eni 33,15%) Non operati Blocco 404-208 (17,5%) Libia (a) (1959) Operati Aree contrattuali onshore Area A (ex concessione 82 - 50%), Area B (ex concessione 100/ Bu-Attifel e Blocco NC 125 \- 50%), Area E (El-Feel - 33,3%) ed Area D (Blocco NC 169 - 50%) Aree contrattuali offshore Area C (Bouri \- 50%) ed Area D (Block NC 41 \- 50%) Tunisia (1961) Operati Maamoura (49%), Baraka (49%), Adam (25%), Oued Zar (50%) e Djebel Grouz (50%) EGITTO (a)(b) (1954) Operati Shorouk (Zohr \- 50%), Nile Delta (Abu Madi West/Nidoco \- 75%), Sinai (Belayim Land, Belayim Marine, Abu Rudeis e Sinai Ras Gharra - 100%), Meleiha (76%), North Port Said (Port Fouad \- 100%), Temsah (Tuna, Temsah e Denise \- 50%), Southwest Meleiha (75%), Baltim (50%), North El Hammad Offshore (Bashrush \- 37,5%) ed East Obayed (Faramid - 75%) Non operati Ras el Barr (Ha'py e Seth - 50%) e South Ghara (25%) AFRICA SUB-SAHARIANA Congo (1968) Operati Néné-Banga Marine e Litchendjili (Blocco Marine XII, 65%), Ikalou (85%), Djambala (50%), Foukanda (58%), Mwafi (58%), Kitina (52%), Awa Paloukou (90%) e M’Boundi (83%) Non operati Yanga Sendji (29,75%) e Likouala (35%) Costa d'Avorio (2015) Operati Baleine (77,25%) Ghana (2009) Operati Offshore Cape Three Points (44,44%) Nigeria (1962) Operati OML 60, 61, 62 e 63 (20%) e OML 125 (100%) Non operati (c) OML 118 (12,5%) KAZAKHSTAN (a) (1992) Operati (d) Karachaganak (29,25%) Non operati Kashagan (16,81%) RESTO DELL’ASIA Indonesia (2001) Operati Jangkrik (55%) e Merakes (65%) Iraq (2009) Non operati (e) Zubair (41,56%) Turkmenistan (2008) Operati Burun (90%) Emirati Arabi Uniti (2018) Non operati Lower Zakum (5%), Umm Shaif e Nasr (10%) e Area B - Sharjah (50%) AMERICA Messico (2019) Operati Area 1 (100%) Stati Uniti (1968) Operati Golfo del Messico Allegheny (100%), Appaloosa (100%), Pegasus (100%), Longhorn (75%), Devils Towers (100%) e Triton (100%) Alaska Nikaitchuq (100%) e Oooguruk (100%) Non operati Golfo del Messico Europa (32%), Medusa (25%), Lucius (14,45%), K2 (13,4%), Frontrunner (37,5%) e Heidelberg (12,5%) (a) In alcune rilevanti iniziative minerarie, Eni e lo Stato detentore delle riserve concordano di affidare lo svolgimento delle operazioni estrattive a un operatore dotato di veste giuridica propria (cosiddette operating company), non soggetto al controllo Eni. (b) Sono riportate, in quanto significative, le percentuali di working interest (e non di partecipating interest) che includono la quota di costi sostenuti per conto della first party secondo i termini del PSA in vigore nel Paese. (c) Attraverso la SPDC JV, Eni partecipa con una quota del 5% in 16 blocchi onshore e in 1 blocco nell’offshore convenzionale, nonché con una quota del 12,86% in 2 blocchi nell’offshore convenzionale. (d) Eni e Shell sono co-operatori. (e) Eni è capofila di un consorzio costituito con Kogas e le compagnie di stato Missan Oil Company e Basra Oil Company, parte di un Technical Service Contract in qualità di contractor. PRINCIPALI ASSET PRODUTTIVI (% IN QUOTA ENI) ED ANNO DI AVVIO DELLE OPERAZIONI Nella tabella che segue sono riportati, al 31 dicembre 2023 e per i prin- cipali Paesi di ciascuna area geografica, gli asset in produzione, l'anno in cui sono iniziate le attività, la partecipazione in ciascun asset e l'e- ventuale presenza come operatore dell'asset. La tabella non include gli asset di società in joint venture e collegate. In particolare: (i) in Angola, la joint venture Azule Energy (Eni 50%) detiene 83 licenze (di cui 56 di sviluppo e 27 esplorative) afferenti a 20 blocchi (di cui 5 esplorativi) ol- tre alla partecipazione nella JV Angola LNG; (ii) in Norvegia la collegata Vår Energi (Eni 63,1%) detiene partecipazioni in 142 licenze (di cui 83 di sviluppo e 59 esplorative); (iii) in Mozambico, la joint venture Mo- zambique Rovuma Venture SpA (Eni 35,71%) è operatore della licenza in produzione Area 4; (iv) in Venezuela, dove le joint venture Cardon IV (Eni 50%), PetroSucre (Eni 26%) e PetroJunín (Eni 40%) detengono partecipazioni nei giacimenti in produzione di Perla, Corocoro e Junin 5, rispettivamente; e (v) in Tunisia, le joint venture Société Italo Tuni- sienne d’Exploitation Pétrolière (Eni 50%) e Sodeps (Eni 50%). 59ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE PRINCIPALI INIZIATIVE DI ESPLORAZIONE E DI SVILUPPO Le attività di esplorazione e produzione sono condotte in diversi Paesi e pertanto soggette al rispetto di legislazioni, normative e regolamenti che riguardano tutti gli aspetti delle attività upstream quali: l’acquisizione di licenze, i volumi di petrolio e gas che saran- no effettivamente estratti, le royalties, i prezzi, la tutela ambientale, l’esportazione, la fiscalità e i tassi di cambio applicabili. Le clausole contrattuali che regolano le concessioni minerarie, le licenze e i permessi esplorativi disciplinano l’accesso di Eni alle ri- serve di idrocarburi e differiscono da Paese a Paese. Le licenze e i permessi sono assegnati dal titolare del diritto di proprietà, general- mente Enti pubblici, compagnie petrolifere di Stato e, in alcuni con- testi giuridici, anche privati. Le tipologie contrattuali in cui Eni opera rientrano normalmente nel regime di concessione o Production Sha- ring Agreement (PSA). Contratti di concessione. Eni opera in regime di concessione prin- cipalmente nei Paesi occidentali. In forza dell’assegnazione della concessione mineraria, la Società ha un diritto esclusivo sulle attività di esplorazione, sviluppo e produzione, sostiene i rischi e i costi con- nessi all’attività e ha diritto alle produzioni realizzate. A fronte delle concessioni minerarie ricevute, la Società corrisponde delle royalties (pagamenti, anche in natura, corrispondenti ai diritti di estrazione degli idrocarburi, tipicamente determinati come una percentuale stabilita del fatturato o della produzione al netto delle deduzioni applicabili) e, in funzione della legislazione fiscale vigente nel Paese, è tenuta al pagamento delle imposte sul reddito derivante dallo sfruttamento della concessione. La durata o la possibilità di rinnovo dei contratti di concessione variano a seconda dell’area o del Paese, ad eccezione di quanto stabilito negli Stati Uniti dove tali contratti rimangono in vigore fino alla cessazione della produzione. Le riserve certe relative ai contratti di concessione sono determinate applicando la quota di spettanza al totale delle riserve certe rientranti nell’area coperta dal contratto e producibili entro la loro scadenza. Production Sharing Agreement (PSA). Eni opera tramite PSA in di- versi Paesi esteri, principalmente in Africa, Medio ed Estremo Orien- te. Il diritto minerario è in capo alla società nazionale dello Stato con- cedente, alla quale viene di norma conferita l’esclusiva dell’attività di ricerca e produzione idrocarburi, con facoltà di istituire rapporti contrattuali con altre società estere o locali. Con il contratto, il Com- mittente (la società nazionale) affida al Contrattista (la società ter- za) il compito di eseguire i lavori di esplorazione e produzione con l’apporto di tecnologie e mezzi finanziari. Sotto il profilo economico il contratto prevede che il rischio esplorativo sia a carico del Contrat- tista e che la produzione venga suddivisa in due parti: una (Cost Oil) destinata al recupero dei costi del Contrattista; l’altra (Profit Oil) sud- divisa a titolo di profitto tra il Committente e il Contrattista secondo schemi di ripartizione variabili. Sulla base di questa configurazione di principio, la contrattualistica specifica può assumere caratteristiche diverse a seconda dei Paesi. In base a tali contratti, Eni ha diritto a una parte delle riserve di un giacimento, la cui vendita è destinata a coprire le spese sostenute per sviluppare e gestire il campo. Le quote di produzioni e di riserve di spettanza tengono conto delle quote di idrocarburi equivalenti alle imposte dovute nei casi in cui gli accordi contrattuali prevedano che l’onere tributario a carico della Società sia assolto dall’ente nazionale in nome e per conto della Società a valere sulla quota di Profit Oil. La durata o la possibilità di rinnovo dei contratti di PSA variano a se- conda dell’area o del Paese. Un meccanismo di attribuzione analogo caratterizza i contratti di service. Italia Negli asset a gas dell’offshore Adriatico le attività hanno riguardato: (i) la manutenzione e l’ottimizzazione della produzione principalmen- te nei campi di Hera Lacinia, Luna e Naomi Pandora; e (ii) l’avvio della produzione del campo di Donata. Nell’ambito del programma di decommissioning delle facility offshore dei giacimenti esauriti, le attività sono proseguite nel ri- spetto del Decreto Ministeriale del 15 febbraio 2019 “Linee guida nazionali per la dismissione mineraria delle piattaforme per la colti- vazione in mare e delle infrastrutture connesse”. È stato avviato l’iter di dismissione così come previsto dal Decreto Ministeriale per 10 piattaforme. Inoltre, nel corso dell’anno sono proseguite le attività di chiusura mineraria dei pozzi non più produttivi onshore e offshore. Nella Concessione produttiva Val d’Agri, le attività dell’anno hanno riguardato: (i) interventi di side track sui pozzi esistenti, principal- mente nell’area di Monte Enoc, sulla base di quanto approvato nel Programma Lavori; (ii) attività di ottimizzazione della produzione allo scopo di contrastarne il declino naturale. Nel 2023 sono state avviate le iniziative nell’ambito del Nuovo Proto- collo d’Intenti firmato nel 2022 da Eni, Shell e Regione Basilicata per lo sviluppo sostenibile del territorio associato al programma lavori decennale della Concessione Val d’Agri. In particolare, il Protocollo prevede diverse iniziative e progetti “non oil” per un impegno com- plessivo da parte dei titolari della concessione pari a €90 milioni. Nel giugno 2023, la Regione Basilicata ha selezionato e approvato le se- guenti iniziative: (i) lo sviluppo di una rete per la mobilità elettrica a livello regionale; (ii) la creazione di una sede permanente della Scuola di Eni per l’Impresa (Joule); (iii) iniziative a sostegno dello sviluppo sostenibile del territorio in collaborazione con la Fondazione Eni Enri- co Mattei (FEEM); e (iv) lo sviluppo di una filiera agricola locale per la produzione di biocarburanti. È stato inoltre definito un accordo con Regione Basilicata e Acquedotto Lucano per lo sviluppo di un proget- to di transizione energetica a supporto del settore idrico. Il progetto prevede la realizzazione di impianti fotovoltaici per una capacità in- stallata complessiva di circa 50 MW, con conseguente riduzione dei costi dell'energia per l'Acquedotto Lucano, che si rifletteranno sulla bolletta degli utenti a reddito più basso. Sono proseguite le attività del Progetto Centro Agricolo di Sperimen- tazione e Formazione nell’area dell’Energy Valley adiacente al Centro RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202360 ENI Olio Val d’Agri, che sviluppa programmi di agricoltura sostenibile e di sperimentazione agricola, attività formative rivolte alle scuole e ai centri di formazione tecnica, e programmi di biomonitoraggio attra- verso tecniche innovative. Nell’ambito del Protocollo d’Intesa per l’area di Gela, firmato nel no- vembre 2014 presso il Ministero dello Sviluppo Economico, sono proseguite le attività di realizzazione delle facilities funzionali allo sviluppo dei giacimenti di Argo e Cassiopea (Eni 60%). In partico- lare, nel corso del 2023 è stata posata la condotta sottomarina che porterà il gas dai pozzi di sviluppo alla centrale di trattamento onshore in fase di completamento. L’avvio della produzione di gas è previsto nella prima metà del 2024\. Il progetto, grazie alla confi- gurazione e alle scelte progettuali, raggiungerà la carbon neutrality (Scope 1 e 2). Nell’ambito delle iniziative a supporto delle comunità locali, a seguito della ratifica dell’accordo quadro definitivo con la Fondazione Banco Alimentare Onlus, Banco Alimentare della Sicilia Onlus e il Comune di Gela, proseguono le attività per la creazione di un centro stoccaggio e distribuzione di derrate alimentari destinate alle comunità disagia- te. Inoltre, nel 2023 è stato avviato un progetto per il supporto alle spese di logistica e distribuzione delle derrate alimentari da parte del Banco Alimentare della Sicilia Onlus ai soggetti del territorio aderenti al programma. Resto d’Europa Norvegia L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con le scoper- te: (i) a olio e gas di Countach, nella licenza di Goliat PL 229, nel Mare di Barents; (ii) a olio di Kim, nella licenza PL 185, nel Mare del Nord; (iii) a olio e gas di Crino, nel Mare del Nord; (iv) a gas di Norma, nella licenza PL 984, nel Mare del Nord; e (v) a olio di Svalin M Sør, nella licenza PL 169. Il portafoglio titoli è stato rinnovato attraverso l’acquisizione di: (i) 12 licenze esplorative, di cui 5 come operatore, nel febbraio 2023, nell’ambito del processo di gara “2022 Awards in Predefined Areas” (APA) del Ministero norvegese del Petrolio ed Energia; (ii) 16 licenze esplorative, di cui 4 come operatore, nel febbraio 2024, nell’ambito del processo di gara “2023 APA”. Le licenze sono distribuite su tutti e tre i principali bacini minerari della piattaforma continentale norvege- se. Le nuove licenze si trovano sia in prossimità di aree già in produ- zione o in corso di sviluppo sia in aree ad alto potenziale esplorativo. Nell’ottobre 2023 è stata avviata la produzione del progetto di Breidablikk, con il completamento delle attività di perforazione e colle- gamento alle facility esistenti nell’area. Lo sviluppo del progetto è stato realizzato attraverso l’utilizzo di tecnologie ad elevata efficienza ener- getica ed operativa in grado di ridurre le emissioni dirette del progetto. Le principali attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il progetto san- zionato di Johan Castberg con start-up previsto nel 2024; e (ii) il progetto sanzionato di Balder X nella licenza PL 001, nel Mare del Nord. Il progetto include la perforazione di pozzi addizionali, la ricol- locazione e upgrading della FPSO Jotun e supporterà lo sviluppo delle nuove scoperte in prossimità dell’area attraverso l’upgrading delle infrastrutture esistenti. Le attività pianificate consentiranno di estendere la produzione dell’hub Balder fino al 2045\. Lo start-up è atteso nel 2024. Africa settentrionale Algeria L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con la scoperta a gas di RODE-1 nella concessione Sif Fatima II. Le attività di sviluppo saranno avviate nel 2024. Nel corso dell’anno sono stati finalizzati gli accordi relativi: (i) all’ac- quisizione delle quote del 45,89% e del 33,15% nelle due concessioni di In Amenas ed In Salah, rispettivamente; (ii) ai nuovi contratti che regolano le attività sui blocchi 404 e 208, con un incremento al 17,5% della partecipazione Eni nelle due aree. Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) un programma di infilling in alcuni campi dei blocchi 401a/402a, nei blocchi Sif Fatima II, Ourhoud II e Zemlet El Arbi, nonché nelle due concessioni In Ame- nas e In Salah; (ii) attività di workover nei blocchi 404-208, 405b e 403 nonché la conversione di alcuni pozzi ad iniettori water-al- ternate-gas (WAG) nel blocco 403; (iii) il potenziamento del terzo treno di trattamento dell’impianto di BRN; (iv) la perforazione e il collegamento di pozzi di infilling nell’area del Berkine sud e il de- bottlenecking della linea olio. Inoltre è in costruzione un impianto fotovoltaico da 10 MW nel cam- po di BRN nel blocco 403, addizionale all’impianto da 10 MW già re- alizzato nel 2020. Sono in corso di valutazione i programmi per la realizzazione di un impianto fotovoltaico da 12 MW nel campo di MLE nel blocco 405b. Nel marzo 2024 Eni Foundation ha avviato un progetto a sostegno delle strutture sanitarie nelle aree dell'Haut-Plateau e della regione meridionale dell'Algeria, attraverso la consegna di due cliniche mobi- li. L’iniziativa conferma l’approccio distintivo e integrato che Eni adot- ta nei Paesi in cui opera. Libia Nel gennaio 2023 Eni e la società di Stato National Oil Corpo- ration (NOC) hanno firmato un accordo per avviare lo sviluppo delle “Strutture A&E”, con l’obiettivo di incrementare la produzione di gas da destinare al mercato domestico e per l’esportazione di volumi in Europa. Lo start-up del progetto è previsto nei prossimi anni. In li- nea con la strategia di decarbonizzazione di Eni, il progetto prevede anche la costruzione di un impianto di cattura e stoccaggio dell’a- nidride carbonica (CCS). Inoltre nel maggio 2023 Eni e NOC hanno firmato un accordo per l'avvio del progetto di sviluppo di Bouri Gas Utilization (BGUP). Nel giugno 2023 Eni e il Governo di Unità Nazionale hanno firmato un Memorandum d’Intesa allo scopo di studiare e identificare opportu- nità di riduzione delle emissioni di gas serra e di sviluppo di energia sostenibile nel Paese, in linea con la strategia di Eni e con gli obiettivi del governo libico nell’accelerazione dei percorsi di decarbonizzazio- ne e transizione energetica. 61ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il sanzionamento del progetto "Struttura A&E" e l'assegnazione nel corso dell'anno del contratto EPCI della piattaforma WHPA; (ii) il sanzionamento del progetto BGUP con l’obiettivo di riduzione delle emissioni di CO 2 e valorizzazione del gas associato al giacimento; (iii) il progetto di Sabratha Compression per sostenere la produzione del giacimen- to Bahr Essalem e la futura produzione addizionale del progetto in corso di sviluppo della Struttura A. Il relativo contratto EPCI è stato assegnato nel corso dell’anno e le attività sono in fase di esecuzione; e (iv) sono state realizzate le attività di manutenzione dell’impianto di trattamento delle acque reflue per il Nalut General Hospital nonché la formazione del personale sanitario sulla base degli accordi definiti con il Paese. Nel 2023 è stato avviato un pro- getto per trattare le acque reflue dell’ospedale di Murzuq, installan- do un nuovo impianto con una capacità di 250 metri cubi/giorno. Inoltre, è stato firmato un accordo con l'Organizzazione Interna- zionale per le Migrazioni per incrementare l'occupazione giovanile nel sud del Paese. Egitto L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con: (i) la scoperta di Nar- gis 1X nell’area East Med (Eni 45%) con risorse in posto stimate a circa 2,8 TCF di gas; (ii) con due scoperte a olio e gas rispettivamente nelle concessioni di Sinai e Nile Delta; e (iii) con tre scoperte esplo- rative a olio nella concessione del Deserto Occidentale. Le nuove scoperte confermano il positivo track-record dell’esplorazione di Eni nel Paese grazie al continuo progresso tecnologico raggiunto nelle attività esplorative, consentendo inoltre di valorizzare il potenziale minerario anche in aree produttive mature. Nel gennaio 2023 è stato firmato un Memorandum of Intent (MoI) con EGAS per condurre studi congiunti con l’obiettivo di identifica- re opportunità di riduzione delle emissioni di gas serra nel settore upstream del Paese, attraverso un piano di iniziative che porteranno a un’ulteriore valorizzazione del gas. Nel 2023 è stato conseguito l’avvio produttivo del campo a gas di Faramid nella concessione del Deserto Occidentale attraverso le in- frastrutture e impianti presenti nell’area. Le attività di sviluppo del giacimento in produzione di Zohr hanno riguardato: (i) l’esecuzione di un programma di water shut-off per ottimizzare la produzione di gas; (ii) attività di EPCI per la realizza- zione di infrastrutture sottomarine; e (iii) un programma di sviluppo per incrementare la capacità di trattamento dell’acqua di produzione attraverso il potenziamento degli impianti esistenti e l’installazione di due nuove unità di trattamento. Al 31 dicembre 2023 i costi di sviluppo capitalizzati nell’attivo pa- trimoniale relativi al progetto Zohr ammontano a $6,2 miliardi pari a €5,6 miliardi al cambio euro/dollaro al 31 dicembre 2023. I costi di sviluppo sostenuti nell’anno sono stati pari a €230 milioni. Al 31 dicembre 2023 le riserve certe del giacimento Zohr di competenza Eni sono pari a 480 milioni di boe. Le attività di sviluppo del progetto Zohr proseguono anche attraver- so diverse iniziative per lo sviluppo locale. I programmi definiti, con uno spending previsto di $20 milioni fino al 2024, prevedono tra le principali aree d’intervento: (i) educazione tecnica, con diversi pro- getti in corso, tra cui la Zohr Applied Technology School (ATS) che ha coinvolto circa 400 studenti nel corso dell’anno. In particolare, tramite l’avvio della transition to work unit, 80 studenti, di cui 58 don- ne, hanno ottenuto un contratto di lavoro stabile; e (ii) diversifica- zione economica, con due progetti dedicati al miglioramento della resilienza di comunità che vivono in contesti di alta vulnerabilità alla desertificazione, in particolare nell’rea di South Sinai e di Matrouh. Nell’anno è stata completata la formazione di circa 120 tra agricol- tori e allevatori, sono proseguite le attività per il miglioramento delle strutture di approvvigionamento e distribuzione dell’acqua per circa 2.000 persone, nonché corsi di alfabetizzazione. Le altre attività di sviluppo hanno riguardato: (i) attività di ottimizza- zione della produzione attraverso la perforazione di nuovi pozzi e in- terventi di workover e water-injection nella concessione del Sinai; (ii) la perforazione e completamento con conseguente avvio produttivo di un pozzo produttore addizionale nell’area Baltim-Neho; (iii) nel- la concessione Nile Delta la perforazione di un pozzo addizionale e il potenziamento delle infrastrutture di trasporto di Nidoco NW all’im- pianto di trattamento con conseguente incremento produttivo; e (iv) un programma di ottimizzazione della produzione gas nella concessione Ras el Barr attraverso l’installazione una nuova unità di compressione. Inoltre le attività di sviluppo nella concessione del Deserto Occiden- tale hanno riguardato: (i) il progetto Meleiha Fase 2 avviato in early production nel 2022 attraverso l’installazione di una nuova pipeline di collegamento agli impianti di trattamento esistenti; e (ii) interventi di ottimizzazione della produzione attraverso un programma di per- forazione di pozzi produttivi addizionali a olio e gas. Eni partecipa nell’impianto di liquefazione del gas naturale di Damiet- ta della capacità di 5,2 milioni di tonnellate annue di GNL, corrispon- denti alla carica di circa 8 miliardi di metri cubi di gas/anno. Africa Sub-Sahariana Angola L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo esplorativo a olio di Lumpembe-1X nel blocco 15/06. Sono in corso studi per un possibile sviluppo integrato con altre scoperte nell’area sud del blocco. Inoltre è stato raggiunto un accordo per l’estensione quinquennale del periodo esplorativo. Nel corso del 2023, Azule ha raggiunto l'accordo per il disinvestimen- to della propria quota e l’operatorship del blocco Cabinda Norte. Nel settembre 2023 Azule e Sonangol hanno firmato un Memoran- dum of Understanding per sviluppare collaborazioni nell’ambito del programma di decarbonizzazione nel Paese. L’accordo prevede l’i- dentificazione di iniziative nel campo di energia rinnovabile, iniziative in attività low carbon e soluzioni basate sulla natura (Natural Climate Solutions) come progetti di forestry e promuovere l’adozione di for- nelli migliorati (Improved Cookstoves - ICS). RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202362 ENI Nel marzo 2023 la JV Solenova, società solare partecipata congiun- tamente con Sonangol, ha avviato la produzione di energia solare dall’impianto fotovoltaico di 25 MW di Caraculo. Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) l’avvio delle attività di svilup- po dei campi Quiluma e Maboqueiro nell’ambito del New Gas Consor- tium. Il progetto, primo sviluppo di gas non associato nel Paese, preve- de l’installazione di due piattaforme produttive offshore, un impianto di trattamento onshore e le facility di collegamento all’impianto di lique- fazione A-LNG. Lo start-up è previsto nel 2026 con una produzione a plateau stimata in circa 4 miliardi di metri cubi/anno; (ii) sanzionato il progetto Agogo Integrated West Hub nell’area occidentale del Blocco 15/06 per il quale sono stati assegnati i contratti principali. Lo start-up è atteso nel 2026 con un picco produttivo previsto a 170 mila boe/ giorno; (iii) sono proseguiti gli studi di ottimizzazione dello sviluppo del progetto PAJ nel Blocco 31; (iv) completate le attività di sviluppo dei campi Cuica, Cabaça e la early production di Ndungu nel Blocco 15/06 con conseguente avvio produttivo attraverso il collegamento agli im- pianti esistenti nell’area; (v) interventi di supporto nell’ambito dei servi- zi sanitari nella provincia di Luanda anche attraverso l’elettrificazione con impianti fotovoltaici dei centri sanitari nonché diverse iniziative nelle province di Namibe, Huila e Cabinda nell’ambito di accesso all’ac- qua, educazione, servizi sanitari primari e nel settore agricolo anche a sostegno dell’occupazione giovanile; e (vi) programmi di sicurezza alimentare nella provincia di Cunene nonché iniziative nell’ambito della protezione infantile nella provincia di Zaire. Congo L’attività esplorativa ha avuto esito positivo nel permes- so Marine VI Bis (Eni 65%) con i pozzi di scoperta a gas e con- densati di Poalvou Marine 2 e a olio e gas di Mbenga Marine 1. Entrambe le dichiarazioni di scoperta sono state notificate alle autorità competenti. Nel marzo 2024, Eni ha finalizzato con Perenco la cessione della partecipazione in diversi permessi nel Paese. Entrambe le dichia- razioni di scoperta sono state notificate alle autorità competenti. Nel dicembre 2023 è stato conseguito lo start-up del progetto Congo LNG, attraverso il completamento dell’installazione offshore dell’im - pianto di liquefazione Tango FLNG, con capacità di circa 1 miliardo di metri cubi di gas per anno, e di Excalibur Floating Storage Unit (FSU). Il piano di sviluppo prevede l’installazione di 2 unità flottanti per la li - quefazione del gas (FLNG), 1 unità di stoccaggio GNL (FSU), 7 nuove piattaforme, un impianto di trattamento onshore e la perforazione di 41 pozzi. I principali contratti sono stati assegnati. La seconda FLNG, con una capacità di circa 3,5 miliardi di metri cubi/anno, è attualmente in co - struzione. L’avvio produttivo è atteso nel 2025. Il progetto valorizzerà le risorse di gas del permesso Marine XII, anche facendo leva sugli asset esistenti, attraverso uno sviluppo modulare e per fasi, con l’obiettivo di zero gas flaring di routine; ed inoltre contribuirà a soddisfare il fabbiso - gno di energia del Paese, sfruttando il surplus di gas per la produzione di GNL. Il progetto è previsto raggiungere la capacità di liquefazione gas di circa 4,5 miliardi di metri cubi/anno a plateau. In base agli accordi re - centemente firmati, tutto il GNL prodotto sarà commercializzato da Eni. Le altre attività di sviluppo hanno riguardato il completamento delle attività del progetto Néné Fase 2B. In particolare, sono state com- pletate le attività di perforazione e completamento degli ultimi pozzi produttivi previsti. Nel marzo 2023 è stato inaugurato il Centro di Eccellenza di Oyo per le energie rinnovabili e l’efficientamento energetico, nato dall’accordo siglato da Eni con la Repubblica del Congo nel 2016 per valorizzare le fonti energetiche del Paese, promuovendo al contempo lo sviluppo sociale ed economico. Nel periodo compreso tra il 2023 e il 2028, il Centro sarà gestito da UNIDO, con il progressivo raggiungimento dell’operatività. Nel corso dell’anno è proseguito il supporto al pro- gramma integrato nel distretto di HINDA a sostegno dello sviluppo socio-economico delle comunità rurali attraverso iniziative a soste- gno dei servizi educativi e sanitari, dell’accesso all'acqua e del setto- re agricolo tramite un dedicato programma di formazione. Costa d’Avorio Nel marzo 2024 l’attività esplorativa ha avuto esito po- sitivo con il pozzo esplorativo Murene 1X sulla scoperta denominata Calao, nel blocco CI-205 (Eni 90%). Le stime preliminari evidenziano volumi complessivi compresi tra 1 miliardo e 1,5 miliardi di boe. Nell’agosto 2023, è stato avviato il giacimento offshore di Baleine, che si estende nei blocchi CI-101 e CI-802, con un rapido time-to-market. Lo start-up produttivo è stato conseguito grazie al distintivo modello Eni di sviluppo per fasi e con approccio fast track, a meno di due anni dalla scoperta e a meno di un anno e mezzo dalla decisione finale di investimento. Il progetto sarà il primo a zero emissioni nette (Scope 1 e 2) del continente africano. La produzione di gas sarà fornita alla rete nazionale, consentendo al Paese di soddisfare il proprio fabbiso- gno interno di elettricità, facilitando l'accesso all'energia e rafforzan- do il suo ruolo di hub energetico regionale per i Paesi limitrofi. Il full field development include due ulteriori fasi di sviluppo. La Fase 2 di sviluppo sanzionata prevede il first-oil entro la fine del 2024\. I contratti per la realizzazione delle facility addizionali sono stati asse- gnati e le attività di perforazione e completamento dei pozzi addizio- nali saranno avviate nel corso del 2024. Nel 2023, sono stati avviati programmi di sviluppo locale, che prevedo- no uno spending di $20 milioni fino al 2027, con interventi nei seguenti settori: (i) salute, attraverso l’avvio di due progetti a supporto comples- sivamente di 20 centri di salute e cliniche non-profit; (ii) formazione professionale, con un progetto avviato in collaborazione con Iveco Group indirizzato all’inserimento nel mondo del lavoro di 300 giovani; (iii) diversificazione economica, attraverso il kick-off di una partnership con le Nazioni Unite per la realizzazione di un centro di produzione tes- sile; e (iv) accesso all’educazione, attraverso la ristrutturazione di 20 scuole primarie nel distretto di Abidjan e nella regione del Sud Comoé nonché proseguendo le attività associate di formazione degli inse- gnanti e distribuzione di materiale scolastico ad oltre 6.500 studenti. Ghana Le attività di sviluppo dell’anno del progetto operato OCTP hanno riguardato il completamento: (i) delle attività di upgrading del- le facility, della FPSO e della centrale a gas onshore per incrementare 63ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE la capacità produttiva; (ii) del programma di reiniezione acqua pro- dotta in giacimento; e (iii) di attività addizionali per migliorare l’affida- bilità della fornitura elettrica fornita alla centrale a gas. Nel 2023 sono stati completati programmi nell’ambito dell’acces- so all’educazione e di diversificazione economica. In particolare, sono state svolte iniziative di training per gli insegnanti, campagne di sensibilizzazione sui temi dei diritti umani per gli studenti e le famiglie nonché “starter pack” per l’avvio di attività di business che prevede anche attività di training, di coaching e mentoring per i be- neficiari del progetto. Nigeria Nel settembre 2023, Eni e Oando PLC, la principale so- cietà energetica privata nigeriana, hanno siglato l’accordo per la cessione di Nigerian Agip Oil Company Ltd (NAOC Ltd), società interamente controllata da Eni e attiva in Nigeria nell'esplorazione e produzione di idrocarburi onshore e nella generazione di energia elettrica. La quota che NAOC Ltd detiene in SPDC JV non rientra nel perimetro della transazione e rimarrà nel portafoglio Eni. In se- guito al completamento dell'operazione con Oando PLC, Eni pro- seguirà le attività nel Paese concentrandosi sugli asset offshore operati. Eni manterrà nel proprio portafoglio anche le quote dete- nute negli asset operati da terzi e in Nigeria LNG. Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) la perforazione e il com- pletamento di un pozzo per incrementare il livello produttivo di gas nell’area del giacimento di Obiafu nel blocco OML 61; e (ii) la perfora- zione e il collegamento alle facility produttive di 1 pozzo produttore e 2 pozzi iniettori nel giacimento Bonga nel blocco OML 118. Nel corso dell’anno le attività a supporto delle popolazioni del del- ta del Niger, oltre al progetto Green River Project che ha sostenuto 50 cooperative agricole tramite schemi di microcredito, hanno ri- guardato diversi programmi d’intervento, come l’accesso all’acqua, la costruzione e il rispristino di vie di trasporto di alcune comunità dell’area, la distribuzione di borse di studio per studenti di scuola se- condaria, post-secondaria e universitari. Le attività di sviluppo delle aree produttive della SPDC joint venture (Eni 5%) hanno riguardato: (i) la perforazione e completamento con conseguente start-up di 7 pozzi produttori a olio nei campi di Ogbo e Tunu; (ii) il completamento e collegamento di 4 pozzi produttivi nell’area di Forcados Yokri; e (iii) lo start-up produttivo di un addi- zionale pozzo a gas nell’area di Gbaran. Inoltre, nel corso del 2023 è stata sanzionata la FID per il progetto di Epu fase 2. Eni partecipa con il 10,4% nella società Nigeria LNG Ltd che gestisce l’impianto di liquefazione di gas naturale di Bonny, nella zona orien- tale del Delta del Niger. L’impianto ha una capacità produttiva di 22 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti a circa 35 miliardi di metri cubi/anno di feed gas. Le forniture di gas all’impianto sono assicurate sulla base di un gas supply agreement dalle produzioni di tre joint venture SPDC JV, TEPNG JV e della NAOC JV (Eni 20%). I vo- lumi trattati dall’impianto nel corso del 2023 sono stati pari a circa 21 miliardi di metri cubi. La produzione di GNL è venduta in base a con- tratti di lungo termine sui mercati statunitense, asiatico ed europeo attraverso la flotta di metaniere della società Bonny Gas Transport, interamente posseduta dalla Nigeria LNG Ltd ed attraverso metanie- re di terzi con vendita FOB. Kazakhstan Kashagan Le attività di sviluppo sono focalizzate sul programma di espansione per fasi della capacità produttiva. La prima fase di sviluppo prevede un progressivo aumento fino a raggiungere i 450 mila barili di olio al giorno. Le attività, sanzionate nel 2020, preve- dono l’incremento della capacità di gestione del gas associato at- traverso: (i) l’incremento della capacità di reiniezione in giacimento attraverso l’upgrading delle facility esistenti, completata nel 2022; e (ii) la consegna di una nuova unità di trattamento onshore gestita da terze parti, in via di realizzazione, per la restante parte dei volumi di gas associato. Al 31 dicembre 2023 i costi capitalizzati nell’attivo patrimoniale rela- tivi al progetto di Kashagan ammontano a $10,2 miliardi, pari a €9,2 miliardi al cambio euro/dollaro al 31 dicembre 2023, formato dagli investimenti di sviluppo sostenuti a tutto il 2023 ($7,5 miliardi), dagli oneri finanziari capitalizzati e dall’esborso per l’acquisizione di quote in occasione dell’uscita di altri partner in esercizi precedenti ($2,7 miliardi). I costi di sviluppo sostenuti nell’anno sono stati pari a €63,6 milioni. Al 31 dicembre 2023 le riserve certe del giacimento di com- petenza Eni sono pari a 584 milioni di boe. Karachaganak Nel corso del 2023 sono proseguite le ulteriori fasi di sviluppo del giacimento Karachaganak, sanzionate nel 2020, che includono: (i) la perforazione di tre nuovi pozzi iniettori; (ii) la rea- lizzazione di una sesta linea di iniezione; (iii) l’installazione di una quinta unità di compressione gas; lo start-up è previsto nel 2024; e (iv) l’installazione di una sesta unità di compressione, ultima fase di sviluppo, sanzionata nel 2022. Lo start-up è previsto nel 2026. Prosegue l’impegno di Eni a sostegno delle comunità presso l’area del giacimento di Karachaganak. In particolare, gli interventi continui riguardano: (i) la formazione professionale; (ii) la realizzazione di asili e scuole, manutenzione di strade, costruzione di centri sportivi; e (iii) il supporto medico-sanitario anche attraverso la distribuzione di ma- teriali e attrezzature ad ospedali e cliniche. Al 31 dicembre 2023 i costi capitalizzati nell’attivo patrimoniale re- lativi al progetto di Karachaganak ammontano a $4,9 miliardi, pari a €4,4 miliardi al cambio euro/dollaro al 31 dicembre 2023. I costi di sviluppo sostenuti nell’anno sono stati pari a €224 milioni. Al 31 di- cembre 2023 le riserve certe del giacimento di competenza Eni sono pari a 349 milioni di boe. Resto dell’Asia Emirati Arabi Uniti Nel marzo 2023 Eni ha firmato un Memorandum of Understanding (MoU) con ADNOC per futuri progetti congiunti in ambito di transizione energetica, sostenibilità e decarbonizzazione. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202364 ENI L’accordo prevede di valutare potenziali opportunità nei settori del- le energie rinnovabili, idrogeno blu e verde, cattura e stoccaggio di CO 2 (CCS), riduzione delle emissioni di gas serra e metano, efficien- za energetica, riduzione del flaring di routine e l’impegno nel Global Methane Pledge, per sostenere la sicurezza energetica globale e tra- guardare una transizione energetica equa. Le attività dell’anno hanno riguardato: (i) lo sviluppo dei progetti sanzionati Dalma Gas Development nella concessione offshore di Ghasha (Eni 10%) e il Umm Shaif Long-Term Development Ph.1 nella concessione Umm Shaif e Nasr; (ii) il sanzionamento del progetto di sviluppo dei giacimenti di Hail e Ghasha nella concessione Ghasha. Sono stati assegnati due contratti per la realizzazione degli impianti di trattamento previsti dal progetto; e (iii) sono in corso di studio i programmi di sviluppo delle due recenti scoperte del 2022 nel Blocco 2 (Eni 70%, operatore). Indonesia Nel 2023, Eni ha acquisito gli asset in produzione e svilup- po di Chevron nell’offshore del Paese. L’operazione consentirà a Eni di accelerare lo sviluppo dei progetti in corso nell’area e l’integrazione con gli asset di Neptune Energy. Questa acquisizione è in linea con la strategia di transizione energetica di Eni, per aumentare la quota di produzione di gas naturale al 60% entro il 2030. L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con l’importante scoperta a gas di Geng North-1, nella licenza offshore operata North Ganal (Eni 50,22%). Le stime preliminari evidenziano volumi complessivi pari a 5 trilioni di piedi cubi (Tcf) di gas e 400 milioni di barili di condensati. Questa scoperta, unitamente alle recenti acquisizioni di Neptune e degli asset di Chevron, apre una serie di opportunità nel settore del gas naturale nel Paese, dove una grande quantità di risorse di gas sarà sviluppata sia in sinergia con gli attuali campi operati da Eni, sia attraverso un nuovo hub di produzione e facendo leva sul terminale di esportazione di GNL di Bontang, e in tal modo contribuirà a trasfor- mare il bacino del Kutei in un nuovo hub mondiale del gas. Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il progetto di Merakes East nel blocco operato East Sepinggan, nelle acque profonde del Kaliman- tan Orientale; (ii) il progetto di Maha nel Blocco offshore di West Ganal (Eni 40%, operatore). Sono state definite le attività del programma di svi- luppo; (iii) le attività di upgrading delle facility di compressione gas nel blocco operato di Muara Bakau; e (iv) sono state realizzate numerose iniziative a supporto delle comunità locali sui temi di educazione prima- ria, accesso all’acqua ed energia rinnovabile, attività di diversificazione economica e per il rafforzamento di competenze in ambito professiona- le nelle aree di Samboja e Muara Java, nel Kalimantan orientale. Iraq Le attività riguardano l’esecuzione di un’ulteriore fase di sviluppo dell’ERP (Enhanced Redevelopment Plan) per il progetto di Zubair. Le principali facilities sono state già installate. Le attività di sviluppo in corso includono programmi di ampliamento della disponibilità di acqua per mantenere un adeguata pressurizzazione del giacimento nel lungo termine e di espansione della capacità di trattamento e re-iniezione acqua. Le riserve presenti nel giacimento saranno messe progressivamente in produzione grazie alla perforazione di pozzi produttivi addizionali nei prossimi anni e attraverso l’espansione della facility di raccolta dell'acqua e il completamento dei pozzi di reiniezione della stessa. Nel 2023 è proseguito l’impegno di Eni con progetti in ambito scola- stico, sanitario, ambientale e di accesso all’acqua. In particolare: (i) la costruzione di un nuovo edificio scolastico a Zubair, con completa- mento atteso nel 2024, nonché interventi di ristrutturazione e fornitu- ra di materiale alle scuole; (ii) è stata completata la costruzione di un dipartimento di medicina nucleare e di un nuovo reparto di oncolo- gia pediatrica presso il Basra Cancer Children Hospital; e (iii) è stato completato l’impianto di fornitura di acqua potabile di Al-Bardjazia nell’area di Zubair e prosegue la costruzione del nuovo impianto di Al-Buradeiah a Bassora. America Messico L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con la scoper- ta Yatzil nella licenza operata Area 7 (Eni 64%). Sulla base del Memorandum of Understanding stipulato nel 2022 con l’Organizzazione delle Nazioni Unite per l’Educazione, la Scien- za e la Cultura (UNESCO) sono in corso di definizione iniziative congiunte per lo sviluppo sostenibile dell’economia locale attraver- so la protezione del patrimonio naturale e culturale, la diversifica- zione economica e per il rispetto e la promozione dei diritti umani e l’inclusione. Le attività di sviluppo dell’anno hanno riguardato l’ultima fase di svi- luppo full field della licenza operata Area 1. In particolare, le attività prevedono la costruzione ed installazione di ulteriori due piattafor- me nel campo di Amoca e Tecoalli. Inoltre, sono in corso le attività di drilling per completare i pozzi previsti nel piano di sviluppo con conseguente ramp-up produttivo. Nell’ambito degli accordi di collaborazione con le Autorità locali nel campo della salute, dell’educazione, dell’ambiente nonché della di- versificazione economica a supporto del miglioramento delle con- dizioni di vita e dello sviluppo locale, nel corso dell’anno le attività hanno riguardato: (i) ristrutturazione di edifici scolastici; (ii) attività di promozione dell’educazione primaria; (iii) iniziative volte al mi- glioramento delle condizioni socio-economiche delle comunità con programmi di sviluppo in particolare dell’attività ittica; (iv) l’avvio di un programma a supporto dello sviluppo giovanile; e (v) campagne di sensibilizzazione nell’ambito dell’accesso all’energia, della prote- zione ambientale e nelle tematiche sociali. 65ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Global Gas & LNG Portfolio €3,4 mld EBIT proforma adjusted, risultato record 6,5 mld mc/a volumi addizionali di GNL contrattualizzati in Congo, Indonesia e Qatar 50,51 mld mc vendite di gas naturale garantite forniture stabili e affidabili di gas naturale ai mercati europei RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202366 ENI PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE 2023 2022 2021 TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) (a) (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 0,00 0,00 0,00 di cui: dipendenti 0,00 0,00 0,00 contrattisti 0,00 0,00 0,00 Vendite di gas naturale (b) (miliardi di metri cubi) 50,51 60,52 70,45 Italia 24,40 30,67 36,88 Resto d'Europa 23,84 27,41 28,01 di cui: Importatori in Italia 2,29 2,43 2,89 Mercati europei 21,55 24,98 25,12 Resto del mondo 2,27 2,44 5,56 Vendite di GNL (c) 9,6 9,4 10,9 Dipendenti in servizio a fine periodo (numero) 669 870 847 di cui: all'estero 390 588 571 Emissioni dirette di GHG (Scope 1) (a) (milioni di tonnellate di CO 2 eq.) 0,69 2,09 1,01 (a) Ove non diversamente indicato, i KPI fanno riferimento a dati 100% degli asset operati/cooperati. (b) Include vendite intercompany. (c) Si riferiscono alle vendite di GNL delle società consolidate e collegate del settore GGP (già incluse nelle vendite gas mondo). PERFORMANCE DELL’ANNO • Confermato anche nel 2023 il risultato di zero infortuni di dipendenti e contrattisti. • Emissioni dirette di GHG (Scope 1) pari a 0,69 milioni di tonnellate di CO 2 eq. in riduzione rispetto al 2022 per l'uscita dal perimetro di rendi- contazione operato dei gasdotti TTPC e TMPC. • Vendite di gas naturale di 50,51 miliardi di metri cubi in calo del 16,5% rispetto al 2022 (-10,01 miliardi di metri cubi), in Italia (-20%) e nei mercati europei (-14%). • Vendite di GNL di 9,6 miliardi di metri cubi in aumento del 2,1% rispetto al 2022, principalmente in Europa. DIVERSIFICAZIONE DEGLI APPROVVIGIONAMENTI DI GAS NATURALE Al fine di assicurare una maggiore flessibilità e diversificare ulteriormente le forniture di GNL, nel corso del 2023 Eni ha sottoscritto una serie di importanti accordi. In particolare: • firmato in Congo un contratto di acquisto di volumi di GNL provenienti dal progetto Congo LNG fino a circa 4,5 miliardi di metri cubi/ anno a partire dal primo trimestre 2024. Il progetto e i relativi prelievi si articoleranno in due fasi: nella prima, l'impianto avrà una capa- cità di liquefazione di circa 1 miliardo di metri cubi, poi nel 2025 entrerà in produzione un secondo impianto con una capacità di circa 3,5 miliardi di metri cubi; 67ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE • firmato con Merakes LNG Sellers un contratto per l’acquisto di GNL da 0,8 miliardi di metri cubi/anno a partire da gennaio 2024 per 3 anni, che si aggiungono al contratto in essere dal 2017 con Jan- gkrik LNG Sellers da 1,4 miliardi di metri cubi/anno, incrementando il GNL complessivo disponibile dall'impianto di Bontang; • firmato un contratto di lungo termine per la fornitura fino a 1,5 mi- liardi di metri cubi di GNL/anno con QatarEnergy LNG NFE, la joint venture tra Eni e QatarEnergy per lo sviluppo del progetto North Field East. Il GNL sarà consegnato presso il terminale ricevente "FSRU Italia", a Piombino, con consegne previste a partire dal 2026, per 27 anni. La produzione di GNL del Qatar aumenterà di 45 mi- liardi di metri cubi oltre agli attuali 108 miliardi di metri cubi. L'ac- cordo amplia il portafoglio di importazioni dal Qatar, rispetto a 2,9 miliardi di metri cubi/anno che Eni importa in Europa già dal 2007. Questi nuovi contratti GNL contribuiscono alla creazione di un portafoglio che, facendo leva sull'approccio integrato di Eni nei Paesi in cui opera e in linea con la strategia di transizione ener- getica, ha l’obiettivo di aumentare progressivamente la quota di gas nella produzione upstream complessiva al 60% entro il 2030. In ottica di una sempre maggiore diversificazione delle forniture di GNL e dell’estensione delle aree di cooperazione e collaborazio- ne, ad aprile 2023, Eni e SPP, il più grande fornitore di energia della Slovacchia, hanno sottoscritto un Memorandum of Understan- ding (MoU) per la cooperazione commerciale nei settori del gas e del GNL, volto a individuare iniziative che permettano alla Slovac- chia di diversificare le forniture di gas. In base all'accordo, Eni e SPP valuteranno azioni nelle aree del trading e della gestione delle capacità di rigassificazione e trasporto per garantire e rafforzare l'approvvigionamento strategico di gas naturale da utilizzare nella Repubblica Slovacca. Relativamente all’attività di liquefazione, nel corso del 2023, sono state varate le navi “Tango” Floating Liquefied Natural Gas (FLNG) ed “Excalibur” Floating Storage Unit (FSU), partite da Dubai verso le acque congolesi. La Tango FLNG, con una capacità di lique- fazione di circa 1 miliardo di metri cubi di gas all'anno, è stata ancorata accanto alla Floating Storage Unit (FSU) Excalibur ed è stata avviata l’introduzione di gas presso l’impianto di liquefazio- ne galleggiante. Nel 2023, con l’obiettivo di proseguire il piano di consolidamento delle forniture di gas per rispondere alla crisi energetica causata dalla difficile situazione internazionale, è stato siglato un accordo con Open EP per garantire il flusso di gas alla Svizzera e all’Italia anche in caso di interruzioni o significative riduzioni dei flussi di gas dalla Germania. L’accordo favorisce l’utilizzo efficiente dell’in- frastruttura svizzera di trasporto Transitgas in relazione sia ai flussi di gas dalla Francia all’Italia attraverso la Svizzera, sia alla sicurezza dell’approvvigionamento di gas in Svizzera. GAS NATURALE Approvvigionamenti I volumi di gas naturale approvvigionati dalle società consolidate sono stati di 50,05 miliardi di metri cubi, in riduzione di 10,54 mi- liardi di metri cubi, pari al 17% rispetto al 2022. I volumi di gas approvvigionati all’estero (44,34 miliardi di metri cubi dalle società consolidate), importati in Italia o venduti sui mercati esteri, pari a circa l’89% del totale, sono diminuiti rispetto al 2022 (-12,85 miliardi di metri cubi; -23%) a causa principalmen- te dei minori volumi approvvigionati in Russia (-11,04 miliardi di metri cubi), in Francia (-1,28 miliardi di metri cubi), in Egitto (-0,80 miliardi di metri cubi), nel Regno Unito (-0,49 miliardi di metri cubi), in Norvegia (-0,26 miliardi di metri cubi) e in Libia (-0,10 miliardi di metri cubi), parzialmente compensati dai maggiori acquisti effet- tuati in Qatar (+0,35 miliardi di metri cubi), nei Paesi Bassi (+0,23 miliardi di metri cubi), in Algeria (+0,20 miliardi di metri cubi) e in Indonesia (+0,20 miliardi di metri cubi). Gli approvvigionamenti in Italia (5,71 miliardi di metri cubi) registrano un aumento del 68% rispetto al periodo di confronto. Nel 2023, i principali flussi approvvigionati di gas equity derivano principalmente dalle produzioni: (i) delle aree nel Mare del Nord bri- tannico e norvegese (2,1 miliardi di metri cubi); (ii) dei giacimenti nazionali (1,8 miliardi di metri cubi); (iii) dell’Indonesia (0,9 miliardi di metri cubi); (iv) dei giacimenti libici (0,6 miliardi di metri cubi). I volumi di gas equity sono stati di circa 5,4 miliardi di metri cubi e hanno coperto circa l’11% del totale delle disponibilità per la vendita. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202368 ENI Vendite Il mercato europeo del gas è stato caratterizzato dalla riduzio- ne dei consumi causata dalle condizioni climatiche particolar- mente miti, che ha impattato negativamente i consumi del set- tore civile, dalla debolezza della domanda elettrica, nonché dal recupero del settore idroelettrico e nucleare che hanno determi- nato un diverso mix dei consumi. In tale scenario, la domanda di gas ha evidenziato un decremento rispetto al 2022 di circa il APPROVVIGIONAMENTI DI GAS NATURALE (miliardi di metri cubi) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % ITALIA 5,71 3,40 3,59 2,31 67,9 Russia 6,16 17,20 30,21 (11,04) (64,2) Algeria (incluso il GNL) 12,06 11,86 10,12 0,20 1,7 Libia 2,52 2,62 3,18 (0,10) (3,8) Paesi Bassi 1,62 1,39 1,41 0,23 16,5 Norvegia 6,49 6,75 7,52 (0,26) (3,9) Regno Unito 1,42 1,91 2,65 (0,49) (25,7) Indonesia (GNL) 1,56 1,36 1,81 0,20 14,7 Qatar (GNL) 2,91 2,56 2,30 0,35 13,7 Altri acquisti di gas naturale 5,89 8,11 2,39 (2,22) (27,4) Altri acquisti di GNL 3,71 3,43 5,80 0,28 8,2 ESTERO 44,34 57,19 67,39 (12,85) (22,5) TOTALE APPROVVIGIONAMENTI DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE 50,05 60,59 70,98 (10,54) (17,4) Prelievi (immissioni) da (a) stoccaggio 0,54 0,00 (0,86) 0,54 Perdite di rete, differenze di misura ed altre variazioni (0,08) (0,07) (0,04) (0,01) (14,3) DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE 50,51 60,52 70,08 (10,01) (16,5) Disponibilità per la vendita delle società collegate 0,00 0,00 0,37 0,00 TOTALE DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA 50,51 60,52 70,45 (10,01) (16,5) 10% nei consumi nazionali e di circa l’8% nell’Unione Europea. Le vendite di gas naturale di 50,51 miliardi di metri cubi (inclusi gli autoconsumi e la quota Eni delle vendite delle società collega- te valutate a equity) hanno registrato una riduzione di 10,01 mi- liardi di metri cubi rispetto al 2022, pari al 16,5% principalmente a seguito delle minori vendite in Italia, in Europa e nei mercati extraeuropei. VENDITE DI GAS PER ENTITÀ (miliardi di metri cubi) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Vendite delle società consolidate 50,51 60,52 69,99 (10,01) (16,5) Italia (inclusi autoconsumi) 24,40 30,67 36,88 (6,27) (20,4) Resto d’Europa 23,84 27,41 27,69 (3,57) (13,0) Extra Europa 2,27 2,44 5,42 (0,17) (7,0) Vendite delle società collegate (quota Eni) 0,00 0,00 0,46 0,00 Resto d’Europa 0,00 0,00 0,32 0,00 Extra Europa 0,00 0,00 0,14 0,00 TOTALE VENDITE GAS 50,51 60,52 70,45 (10,01) (16,5) 69ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE VENDITE DI GAS PER MERCATO (miliardi di metri cubi) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % ITALIA 24,40 30,67 36,88 (6,27) (20,4) Grossisti 10,71 12,22 13,37 (1,51) (12,4) PSV e borsa 6,28 9,31 12,13 (3,03) (32,5) Industriali 1,50 2,89 4,07 (1,39) (48,1) Termoelettrici 0,52 0,83 0,94 (0,31) (37,3) Autoconsumi 5,39 5,42 6,37 (0,03) (0,6) VENDITE INTERNAZIONALI 26,11 29,85 33,57 (3,74) (12,5) Resto d'Europa 23,84 27,41 28,01 (3,57) (13,0) Importatori in Italia 2,29 2,43 2,89 (0,14) (5,8) Mercati europei: 21,55 24,98 25,12 (3,43) (13,7) Penisola Iberica 2,75 3,93 3,75 (1,18) (30,0) Germania/Austria 3,35 3,58 0,69 (0,23) (6,4) Benelux 3,75 4,24 3,47 (0,49) (11,6) Regno Unito 1,42 1,92 2,65 (0,50) (26,0) Turchia 6,90 7,62 8,50 (0,72) (9,4) Francia 3,31 3,62 5,80 (0,31) (8,6) Altro 0,07 0,07 0,26 Mercati extra europei 2,27 2,44 5,56 (0,17) (7,0) TOTALE VENDITE GAS 50,51 60,52 70,45 (10,01) (16,5) Le vendite in Italia pari a 24,40 miliardi di metri cubi sono in riduzione di 6,27 miliardi di metri cubi, principalmente per effetto dei minori volumi commercializzati in tutti i segmenti di business, in particolare all’Hub e presso il settore grossisti e industriale. In diminuzione i ritiri degli importatori in Italia (2,29 miliardi di metri cubi; -0,14 miliardi di metri cubi rispetto al 2022) a seguito della ridotta disponibilità di gas libico. Le vendite sui mercati europei di 21,55 miliardi di metri cubi in ridu- zione di 3,43 miliardi di metri cubi rispetto al 2022. Le vendite nei mercati extraeuropei pari a 2,27 miliardi di metri cubi hanno registrato una riduzione del 7% rispetto al 2022 (-0,17 miliardi di metri cubi) a seguito dei minori volumi commercializzati nei mer- cati asiatici. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202370 ENI GNL Le vendite di GNL (9,6 miliardi di metri cubi, incluse nelle vendite gas mondo) aumentano del 2,1% rispetto al 2022. Nel 2023 le principali fonti di approvvigionamento GNL sono state il Qatar, la Nigeria, l'In- donesia e l'Egitto. Trasporto internazionale Eni dispone dei diritti di trasporto su di un sistema di gasdotti eu- ropei e nordafricani funzionale all’importazione e alla commercializ- zazione in Italia e in Europa del gas naturale proveniente dalle aree di produzione di Russia, Algeria, Mare del Nord, inclusi Paesi Bassi, Norvegia e Libia. I principali gasdotti sono: (i) il gasdotto TTPC, per l’importazione di gas algerino dello sviluppo complessivo di 740 chi- lometri; (ii) il gasdotto TMPC, per l’importazione di gas algerino (775 chilometri); (iii) il gasdotto GreenStream, per l’importazione del gas libico composto da una linea di 516 chilometri; infine (iv) il gasdotto sottomarino Blue Stream che collega la Russia alla Turchia attraver- so il Mar Nero (774 chilometri). VENDITE DI GNL (miliardi di metri cubi) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Europa 7,3 7,0 5,4 0,3 4,3 Extra Europa 2,3 2,4 5,5 (0,1) (4,2) TOTALE VENDITE GNL 9,6 9,4 10,9 0,2 2,1 71ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE CCUS, iniziative di carbon offset e agri-feedstock accordo di principio con il governo britannico sul modello economico del progetto HyNet CCS nuove iniziative agri-feedstock in Kenya, Congo, Costa d’Avorio, Italia e Mozambico aggiudicata una licenza di carbon storage per il giacimento esaurito di Hewett operato da Eni hub CCS Ravenna - progetto Callisto inserito nell'elenco europeo dei progetti di interesse comune RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202372 ENI Eni riconosce e sostiene il processo di transizione dell’economia verso un modello low carbon e su tale base ha elaborato una stra- tegia di decarbonizzazione dei prodotti e dei processi industria- li del Gruppo che traguarda l’azzeramento netto delle emissioni Scope 1+2+3 al 2050. Uno dei driver del nostro percorso di decar- bonizzazione è costituito dalle tecnologie proprietarie, maturate nell’ambito dei business tradizionali, applicate ai progetti in ambito CCUS e dallo sviluppo di modelli innovativi e distintivi legati alle iniziative di agri business e in ambito di carbon offset. PROGETTI CCUS Nell’ambito della cattura e stoccaggio di CO 2 , il modello distintivo di Eni si basa sulle competenze e sulle tecnologie di giacimento matu- rate nell’ambito delle attività di stoccaggio del gas realizzate in pas- sato, in sinergia con il riutilizzo dei campi a gas esauriti o in via di esaurimento e con il riutilizzo parziale delle infrastrutture esistenti. Eni si pone l'obiettivo di raggiungere una capacità gross di reinie- zione di CO 2 di oltre 15 milioni di tonnellate/anno prima del 2030 e in aumento fino a circa 40 milioni di tonnellate/anno dopo il 2030\. Il portafoglio dei progetti Eni di CCUS è ampio e si articola su diversi Paesi. In Italia, il progetto Ravenna CCS è in corso di sviluppo congiunta- mente con Snam, attraverso una joint venture paritetica. In particola- re, il progetto prevede una Fase 1 con start-up nel corso del secondo trimestre 2024 e una Fase 2 a maggiore scala industriale con avvio iniezione CO 2 prevista nella seconda metà del decennio. Nella Fase 1 circa 25.000 tonnellate/anno di anidride carbonica saranno catturate dalla centrale Eni di trattamento del gas naturale di Casalborsetti a Ravenna per poi essere trasportate fino ad una piattaforma offshore dell’Adriatico ed infine iniettate nel giacimento a gas esaurito di Porto Corsini Mare Ovest, operato da Eni. La Fase 2 prevede un volume di iniezione, di CO 2 di circa 4 milioni di tonnellate/anno entro il 2030 per abbattere le emissioni di CO 2 , provenienti sia da siti Eni sia da sog- getti terzi. La riconversione a siti di stoccaggio di CO 2 dei giacimenti a gas esauriti dell’Adriatico e il riutilizzo di una parte delle infrastrut- ture esistenti, permetteranno di offrire costi di stoccaggio CO 2 molto competitivi. Nel novembre 2023, il progetto Ravenna CCS Fase 2 è stato inserito nell’elenco europeo dei Progetti di Interesse Comu- nitario (Progetti PCI) come infrastruttura di trasporto e stoccaggio CO 2 nell’ambito del progetto integrato Callisto (Carbon Liquefaction transportation and Storage) Mediterranean CO 2 Network, sviluppato in collaborazione con Air Liquide. Il progetto Callisto prevede lo stoc- caggio nell’hub CCS di Ravenna della CO 2 proveniente da aree indu- striali hard-to-abate italiane a partire da quella di Ravenna e Ferrara, e da quella di Marseille Fos, in Francia, promuovendo pertanto la cre- azione di una catena del valore della CCS nell’Europa meridionale e nel bacino del Mediterraneo. Nel Regno Unito, due sono i progetti Eni in corso di sviluppo e ri- guardano l’hub di stoccaggio CCS di HyNet North West e l’hub di Bacton Thames Net Zero. I due progetti contribuiranno in modo significativo al raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione fissati dal Governo inglese che prevedono per la CCS la cattura e stoccaggio di 20-30 milioni di tonnellate/anno al 2030. Il progetto integrato HyNet North West ha l’obiettivo di decarbo- nizzare i distretti industriali dell’area nord-occidentale dell’Inghil- terra e del Galles settentrionale attraverso la cattura il trasporto e lo stoccaggio della CO 2 emessa dalle esistenti attività industriali “hard-to-abate” locali e dalla futura produzione di idrogeno a basso impatto carbonico. Nell’ambito del progetto, Eni è l’operatore per le attività di trasporto e lo stoccaggio della CO 2 e allo scopo conver- tirà e riutilizzerà i propri giacimenti di gas offshore esauriti e parte delle esistenti infrastrutture presenti nella baia di Liverpool. Il pro- getto è stato selezionato dal Governo britannico come uno dei due progetti prioritari (in “Track 1”) e l’avvio è previsto nella seconda metà del decennio con un volume di CO 2 iniettato in giacimento che nella prima fase sarà di 4,5 milioni di tonnellate/anno per aumenta- re dopo il 2030 fino a 10 milioni di tonnellate/anno. A marzo 2023 le autorità del Regno Unito (Department for Energy Security and Net Zero - DESNZ) hanno selezionato 8 progetti di cat- tura prioritari di CO 2 che potranno accedere ai fondi stanziati dal Governo inglese per sostenere le iniziative CCS. Di questi 8 progetti ben 5 afferiscono ad emettitori del Consorzio HyNet North West per un volume complessivo di emissioni di CO 2 stoccata di 3 milioni di tonnellate per anno. Ad ottobre del 2023 sono stati finalizzati con le autorità del Regno Unito (Department for Energy Security and Net Zero - DESNZ) gli “Head of Terms” del modello di business per il Trasporto e Stoc- caggio (T&S) della CO 2 di HyNet. La finalizzazione degli Accordi Definitivi e il conseguente rilascio della licenza commerciale T&S è prevista entro il 2024. Infine, nel dicembre 2023, DESNZ ha avviato il processo “Track 1 Expansion” con l'obiettivo di selezionare, nella seconda parte del 2024, ulteriori progetti di cattura della CO 2 da collegare al solo cluster di HyNet entro il 2030 in modo da saturare la capacità di stoccaggio di 4,5 milioni di tonnellate all’anno previsti nella prima fase di sviluppo ed identificare i potenziali emettitori a supporto per la futura espansione dei volumi di stoccaggio di HyNet dopo il 2030. 73ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Il progetto Bacton Thames Net Zero, che prevede lo stoccaggio di CO 2 nei giacimenti gas depletati di Hewett, è stato lanciato da Eni nel novembre del 2022 con l’Accordo di Cooperazione “Bacton Thames Net Zero” nel quale sono stati coinvolti 13 partner industriali di settori hard-to-abate. Nell’ambito dell’Accordo Eni agisce sia come operatore T&S sia a supporto degli emettitori industriali. Il progetto è strategi- camente posizionato per contribuire alla decarbonizzazione dell’area sud-orientale del Regno Unito e dell'area industriale di Londra, nonché per contribuire alla decarbonizzazione dei siti industriali europei. In Agosto 2023 l’Autorità britannica NSTA (North Sea Transition Au- thority) ha assegnato ad Eni UK una licenza esplorativa per lo stoc- caggio di CO 2 nel giacimento a gas depletato di Hewett, nell’offshore dell’area di Bacton. Lo start-up del progetto è previsto ad oggi entro il 2030 con una capacità di stoccaggio di CO 2 che in una prima fase di sviluppo sarà pari a circa 5 milioni di tonnellate/anno con possibilità di espansio- ne fino a 10 milioni di tonnellate/anno. Infine, si aggiungono al portafoglio delle iniziative CCS altri pro- getti riguardanti la gestione della CO 2 associata alle produzioni Upstream in fase di sviluppo in Libia e di studio in Australia e Emi- rati Arabi Uniti. INIZIATIVE AGRI-FEEDSTOCK Il modello Eni di sviluppo delle iniziative agri-feedstock rappresenta un elemento distintivo di integrazione verticale della filiera dei bio- carburanti, per la fornitura di olio vegetale a partire da materie prime prodotte dalla coltivazione di terreni degradati e dalla valorizzazione di scarti e residui della filiera agroindustriale e forestale. Questo mo- dello, con un approccio end-to-end, mira a garantire volumi di olio ve- getale a un costo competitivo, sostenendo l'espansione delle attività di bioraffinazione di Eni, consentendo, allo stesso tempo, importanti, positive ricadute sull’occupazione e sullo sviluppo locale. In tale contesto, Eni ha finalizzato accordi con le Autorità e diverse controparti in Kenya, Congo, Costa d’Avorio, Angola, Rwanda, Mo- zambico, Guinea Bissau, Italia, Kazakhstan e Vietnam. Secondo il modello, la produzione è interamente demandata agli agri- coltori locali, che coltivano la propria terra, o derivante dalla raccolta di scarti e residui di lavorazioni agro-industriali. Eni lavora le materie prime ricevute per la produzione di olio vegetale, attraverso la realizza- zione di impianti di lavorazione (agri-hub) o utilizzando quelli esistenti di terzi, a seconda della maturità industriale del Paese di produzione. I sottoprodotti di lavorazione dell’olio vegetale vengono a loro volta recuperati e trasformati in mangimi e fertilizzanti, con importanti ricadute sulla sicurezza alimentare dei territori coinvolti. Le iniziative Eni agri-feedstock consentono ricadute e benefici si- gnificativi in termini ambientali e socio-economici. Esse puntano a promuovere, da un lato, la rigenerazione di un milione di ettari di ter- reni abbandonati e degradati, anche attraverso il supporto dato agli agricoltori, con sementi di prima qualità, input agricoli e adozione di migliori pratiche agricole, dall’altro lo sviluppo locale, attraverso creazione di posti di lavoro, nuove opportunità di accesso al merca- to, reddito addizionale e formazione. Le filiere agri-feedstock Eni sono certificate secondo lo schema di sostenibilità ISCC-EU (International Sustainability and Carbon Certification), uno dei principali standard volontari riconosciuti dal- la Commissione Europea per la certificazione di sostenibilità dei biocarburanti (UE RED II). Si riportano i principali obbiettivi raggiunti nel corso del 2023 nell’ambi- to di tali iniziative: (i) in Kenya, è stato inaugurato un secondo agri-hub che permette di raggiugere una capacità di 70 mila tonnellate di olio vegetale all’anno. Ad oggi sono stati coinvolti circa 80 mila agricoltori, con una superficie coltivata nel 2023 superiore a 40 mila ettari; (ii) in Congo, dove Eni ha realizzato il primo agri-hub, con una capacità di 30 mila tonnellate per anno, le iniziative agri-feedstock puntano allo sviluppo di un’agricoltura familiare, per facilitare il trasferimento di competenze e know-how, e contribuire concretamente allo sviluppo di conoscenze sul territorio, non soltanto per il settore agroindustria- le ma anche per quello alimentare; (iii) in Costa d’Avorio, le iniziative agri-feedstock fanno leva sulla valorizzazione degli scarti agricoli e forestali, come ad esempio i semi di caucciù, provenienti dalle pian- tagioni già presenti nel Paese. La prima produzione di olio vegetale è stata ottenuta nell’ottobre 2023; (iv) in Mozambico, Eni ha realizzato alcuni progetti pilota promuovendo la coltivazione di ricino con pic- coli agricoltori e la valorizzazione di residui agroindustriali. Nel corso dell’anno è stata ottenuta la prima produzione di olio vegetale, grazie all’utilizzo di un impianto esistente di terzi; e (v) in Italia, è proseguito il progetto nell’ambito della partnership con Bonifiche Ferraresi, per la coltivazione di colture energetiche in rotazione e cover crop. Le altre iniziative riguardano l’Angola, dove sono iniziate le coltiva- zioni su campi pilota coinvolgendo piccoli agricoltori e realtà agroin- dustriali locali, in Ruanda, dove sono in corso iniziative ad alto valore aggiunto e condivisione di know-how, per la produzione di sementi di qualità da destinare alle iniziative agri-feedstock Eni in altri Paesi africani, ed in Vietnam, dove sono state avviate nuove collaborazioni ed attività pilota per la valorizzazione dei residui del caucciù. Inoltre, il 2023 ha visto anche la continuazione di iniziative di forma- zione nei Paesi africani legate al settore agri-feedstock, che coin- volgono in maniera trasversale agricoltori, start-up e stakeholder locali. In tale cornice, Eni ha continuato la collaborazione con l’A- genzia per le Energie Rinnovabili delle Nazioni Unite (IRENA), per facilitare il dialogo e la condivisione delle esperienze sull'accele- razione della transizione energetica e sullo sviluppo delle energie rinnovabili, ed ha dato vita ad una nuova collaborazione con l’Or- ganizzazione Internazionale per il Lavoro (ILO), per migliorare la sicurezza e la salute sul lavoro dei piccoli agricoltori coinvolti nelle iniziative agroindustriali di Eni in Kenya e in Costa d'Avorio. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202374 ENI INIZIATIVE DI CARBON OFFSET Tali iniziative permetteranno di disporre di un portafoglio annuale di crediti di carbonio in grado di compensare emissioni residue per un volume inferiore ai 25 milioni di tonnellate di CO 2 nel 2050. NATURAL CLIMATE SOLUTIONS Nell’ambito delle soluzioni basate sulla natura (Natural Climate Solutions - NCS), dal 2019 Eni ha avviato iniziative focalizzate sul- la protezione, conservazione e gestione sostenibile delle foreste, principalmente nei Paesi in via di sviluppo, considerate tra le più rilevanti a livello internazionale, nell’ambito delle strategie di mitiga- zione dei cambiamenti climatici. Tali iniziative si inquadrano nel co- siddetto schema REDD+ (Reducing Emissions from Deforestation and forest Degradation). Lo schema REDD+, definito e promosso dalle Nazioni Unite (in particolare nell’ambito dell’UNFCCC - United Nations Framework Convention on Climate Change, Convenzione sui cambiamenti climatici), prevede attività di conservazione delle foreste con gli obiettivi di ridurre le emissioni e migliorare la ca- pacità di stoccaggio naturale della CO 2 . I progetti favoriscono al contempo, un modello alternativo di sviluppo delle comunità locali attraverso la promozione di attività socio-economiche in linea con la gestione sostenibile, la valorizzazione delle foreste e la conserva- zione della biodiversità. All’interno di tale schema si inseriscono le attività di Eni che affianca i Governi, le comunità locali e le Agenzie delle Nazioni Unite dedicate, in coerenza con gli NDC (Nationally Determined Contributions), i Piani di Sviluppo Nazionali e con gli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDGs) delle Nazioni Unite. A tale scopo, Eni ha costruito nel tempo una solida rete di accordi con sviluppatori internazionali di progetti REDD+. La collaborazione con tali sviluppatori consente a Eni di monitorare lo sviluppo e l’implementazione dei progetti d’interesse, nell’ottica di verificar- ne l’aderenza allo schema REDD+ e l’applicazione degli standard più elevati, riconosciuti a livello internazionale, per la certificazione della riduzione delle emissioni di carbonio (Verified Carbon Stan- dard - VCS) con risultati socio-ambientali (Climate Community & Biodiversity Standards - CCB). Le principali iniziative di protezione e conservazione delle foreste sostenute da Eni sono: Luangwa Community Forest Project (LCFP), Lower Zambezi REDD+ Project (LZRP) e Kafue in Zambia, Kulera in Malawi, Ntakata Mountains e Makame in Tanzania, Mai Ndombe in Repubblica Democratica del Congo, Limpopo REDD+ Project in Mozambico e Amigos de Calakmul in Messico. Nel 2023 questi progetti hanno consegnato a Eni crediti equivalenti a circa 3,3 mi- lioni di tonnellate di CO 2 . Eni prosegue nella valutazione di ulteriori iniziative NCS nell’ambito del ripristino e della gestione sostenibile degli ecosistemi in Africa, America Latina ed Asia. PROGETTI TECNOLOGICI L’applicazione di soluzioni tecnologiche in vari ambiti rappresenta un’ulteriore leva di compensazione delle emissioni residue. In particolare, Eni ha avviato progetti che promuovono l’introdu- zione di sistemi di clean cooking che garantiscono una riduzione di oltre il 60% della biomassa legnosa utilizzata dalle famiglie con l’obiettivo di migliorare le condizioni di salute e di promuovere la conservazione delle foreste. Il programma è stato avviato in Costa d’Avorio, Congo, Mozambico, Angola e Ruanda ed è in corso di valu- tazione l’espansione in altri Paesi dell’Africa Sub-Sahariana e Asia. Oltre all’impatto positivo sulla salute e l’ambiente, l’approccio indu- striale al tema dell’accesso al clean cooking consente di promuove- re lo sviluppo dell’imprenditoria e dell’economia locale. A tale scopo particolare attenzione è rivolta allo sviluppo di soluzioni locali sia per la produzione dei fornelli, sia per la successiva distribuzione. In parti- colare, in: (i) Mozambico, nel 2023 sono stati lanciati due nuovi proget- ti che complessivamente serviranno 300.000 famiglie nella periferia di Maputo e in due provincie centrali del Paese; (ii) Costa d’Avorio, è iniziata la distribuzione di fornelli migliorati nel 2022, distribuendone 60.000 a fine 2023\. I fornelli migliorati sono prodotti interamente da una start-up ivoriana accompagnata da Eni nel miglioramento ed in- dustrializzazione della produzione. Il target è di raggiungere nei prossi- mi 7 anni almeno 450.000 famiglie con l’apertura di un polo produttivo nel centro e nella parte occidentale del Paese; (iii) Congo è stato avvia- to il progetto nel 2023, che porterà in 6 anni alla copertura della totalità delle esigenze della popolazione delle due principali città di Brazzaville e di Pointe Noire; (iv) Angola è stato avviato il progetto per distribuire 200.000 fornelli migliorati nelle cinque provincie di Luanda, Benguela, Huambo, Cuanza Norte e Cuanza Sul; e (v) Ruanda è stato avviato un progetto per la distribuzione di 250.000 fornelli migliorati partendo dal distretto di Nyagatare. 75ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Enilive, Refining e Chimica Plenitude & Power Attività Ambientali ENERGY EVOLUTION ANDAMENTO OPERATIVO 1,65 mln ton/a capacità di bioraffinazione €1,0 mld EBIT proforma adjusted del settore €1 mld Enilive EBITDA proforma adjusted Enilive secondo produttore di HVO in Europa completata da parte di Versalis l'acquisizione di Novamont RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202378 ENI PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE 2023 2022 2021 TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) (a) (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 0,75 0,81 0,80 di cui: dipendenti 0,96 0,95 1,13 contrattisti 0,50 0,69 0,49 Lavorazioni bio (migliaia di tonnellate) 866 543 665 Capacità di bioraffinazione (milioni di tonnellate/anno) 1,65 1,10 1,10 Tasso di utilizzo medio delle bioraffinerie (b) (%) 72 58 65 Grado di conversione del sistema di raffinazione tradizionale 47 42 49 Tasso di utilizzo medio degli impianti di raffinazione tradizionale 77 79 76 Vendite di prodotti petroliferi rete Europa (milioni di tonnellate) 7,51 7,50 7,23 Stazioni di servizio rete Europa a fine periodo (numero) 5.267 5.243 5.314 Erogato medio per stazioni di servizio rete Europa (migliaia di litri) 1.645 1.587 1.521 Grado di efficienza della rete (%) 1,19 1,20 1,19 Produzione di prodotti chimici (migliaia di tonnellate) 5.663 6.856 8.496 Vendite di prodotti chimici 3.117 3.752 4.471 Tasso di utilizzo medio degli impianti chimici (%) 51 59 66 Dipendenti in servizio a fine periodo (numero) 14.092 13.132 13.072 di cui all'estero 4.257 4.146 4.044 Emissioni dirette di GHG (Scope 1) (a) (milioni di tonnellate di CO 2 eq.) 5,69 6,00 6,72 Emissioni di GHG (Scope 1)/quantità lavorate in ingresso (materie prime e semilavorate) dalle raffinerie (tonnellate di CO 2 eq./migliaia di tonnellate) 232 233 228 (a) Ove non diversamente indicato, i KPI fanno riferimento a dati 100% degli asset operati/cooperati. (b) Per il 2023 e 2022 il tasso è calcolato sulla base della capacità effettiva dell’impianto. PERFORMANCE DELL’ANNO • Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro (0,75) in miglioramento rispetto al 2022, per la riduzione degli infortuni occorsi al personale contrattista. • Emissioni dirette di GHG (Scope 1) in riduzione (-5%) rispetto al 2022, grazie principalmente al settore della chimica, a seguito del nuovo assetto di Porto Marghera. • Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/quantità lavorate in ingresso (materie prime e semilavorate) delle raffinerie sostanzialmente stabili rispetto al 2022. • Lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Europa di 18,88 milioni di tonnellate, sostanzialmente in linea al 2022. • Volumi di lavorazione di materie prime bio (0,87 milioni di tonnellate, +59,5% rispetto al 2022) beneficiano principalmente del contri- buto dell’acquisizione della bioraffineria di St. Bernard presso Chalmette in Louisiana (USA). • Vendite sulla rete in Italia (5,32 milioni di tonnellate) sostanzialmente invariate rispetto al 2022: i minori volumi venduti di gasolio sono stati compensati dalle maggiori vendite di benzina. Quota di mercato pari a 21,4% (21,7% nel 2022). • Vendite di prodotti chimici di 3,12 milioni di tonnellate in calo del 16,9%, principalmente nei segmenti delle olefine, dei derivati e degli aromatici. 79ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE SVILUPPO DEL MODELLO DI BUSINESS INTEGRATO Nel 2023 costituita la società Enilive, impegnata nelle attività di bio- raffinazione, nella produzione di biometano, nelle soluzioni di smart mobility, tra cui il car sharing Enjoy, e nella commercializzazione e distribuzione di tutti i vettori energetici per la mobilità. Attraverso le oltre 5.000 Enilive Station in Europa, Enilive ha l’obiettivo di fornire servizi e prodotti progressivamente decarbonizzati per la transizione energetica, accelerando il percorso verso la riduzione delle emissioni lungo il loro intero ciclo di vita. L’ampia offerta di prodotti è realizzata in diversi impianti, tra cui le bioraffinerie a Venezia, Gela e in Louisia- na negli Stati Uniti d’America, nonché 22 impianti per la produzione di biometano in Italia, oltre ai progetti relativi a nuove bioraffinerie in Italia e nel Sud-est asiatico. SVILUPPI NEL BUSINESS DELLA BIORAFFINAZIONE In linea con la strategia di decarbonizzazione e con il piano di trasformazione delle raffinerie tradizionali, nel 2023 attraverso accordi e partnership sono stati raggiunti importanti risultati. In particolare: • finalizzata la joint venture paritetica tra Enilive e PBF Energy Inc. (PBF) in St. Bernard Renewables LLC (SBR), bioraffineria operati- va co-locata con la Raffineria di Chalmette in Louisiana (USA). La bioraffineria è entrata in esercizio con una capacità complessiva di lavorazione di circa 1,1 milioni di tonnellate/anno di materie prime con capacità di pretrattamento complete. Nel secondo semestre 2023 sono state lavorate 204 mila tonnellate di prodotto; • sottoscritto con LG Chem un accordo di joint venture che rappre- senta un ulteriore passo verso la decisione finale di investimento per il progetto di una nuova bioraffineria in Corea del Sud. L'obiettivo è di completare l’impianto entro il 2026 e di trattare circa 400.000 tonnellate di materie prime biogeniche utilizzando la tecnologia Ecofining™ di Eni per rendere disponibili diversi prodotti, tra cui il Su- stainable Aviation Fuel, il biocarburante HVO-Diesel e la HVO-Nafta. La decisione finale d’investimento è prevista entro il 2024; • avviata una collaborazione tra Eni, Petronas ed Euglena per valutare la fattibilità economica di costruzione e gestione di una bioraffine- ria in Malesia nel Pengerang Integrated Complex (PIC). La capacità di lavorazione attesa della bioraffineria è di circa 650 mila tonnellate l’anno con una capacità produttiva prevista fino a 12.500 barili al giorno di biocarburante lavorati a partire da materie prime che non sono in competizione con la filiera alimentare; • confermata la decisione per la realizzazione di una terza bioraffine- ria in Italia a Livorno dotata di una capacità di 500 mila tonnellate/ anno. Il progetto, in attesa del completamento dell’iter autorizzati- vo, prevede la costruzione di un’unità di pretrattamento delle cari- che biogeniche, un impianto Ecofining™ e un impianto per la produ- zione di idrogeno da gas metano. Il completamento e l’avvio sono previsti entro il 2026; • firmato un accordo con Saipem finalizzato allo studio e all’eventua- le realizzazione di impianti per la produzione di biojet, carburante sostenibile per l’aviazione, e del biocarburante HVO-Diesel, prodotti al 100% da materie prime rinnovabili. INIZIATIVE DI MOBILITÀ SOSTENIBILE Relativamente allo sviluppo e alla diffusione dell’utilizzo del diesel HVOlution, il primo diesel di Enilive prodotto con 100% di materie prime rinnovabili, un biocarburante che viene prodotto da materie prime di scarto e residui vegetali e da olii generati da colture non in competizione con la filiera alimentare, sono stati raggiunti importanti accordi con diversi partner. In particolare: • nell’ambito del percorso finalizzato alla decarbonizzazione dei tra- sporti e della mobilità, Enilive e il Gruppo Spinelli, leader nel settore della logistica integrata, hanno sottoscritto un contratto biennale per alimentare la flotta del Gruppo Spinelli con HVOlution. La forni- tura del biocarburante al Gruppo Spinelli è resa possibile dalla rete dei punti vendita Enilive; • Eni ha firmato con RINA, multinazionale di ispezione, certificazione e consulenza ingegneristica, un importante accordo per sviluppare l’utilizzo nel settore navale di biocarburante HVO prodotto da Eni nelle bioraffinerie di Venezia e Gela e di altri vettori energetici; l’accordo prevede inoltre di avviare iniziative per la riduzione delle emissioni di CO 2 lungo tutta la catena del valore; • per lo sviluppo dei progetti di decarbonizzazione del trasporto ae- reo, Kenya Airways ha effettuato il suo primo volo con il SAF di Eni- live. Il carburante convenzionale JetA1 è miscelato con Eni Biojet prodotto dalla raffineria di Livorno attraverso la distillazione delle bio-componenti prodotte nella bioraffineria di Gela; • Enilive ha sottoscritto un accordo per la fornitura e utilizzo di HVO- lution verso il Gruppo Azimut-Benetti. Si tratta del primo accordo re- lativo all’industria dello yachting finalizzato alla decarbonizzazione del settore della nautica da diporto; • infine, firmata una Lettera d'Intenti tra Enilive e Ryanair per una fornitura a lungo termine di carburante sostenibile per l'aviazio- ne in alcuni aeroporti in Italia in cui opera la compagnia aerea. Questo accordo consentirà a Ryanair di avere accesso a fino a 100.000 tonnellate di Sustainable Aviation Fuel (SAF) tra il 2025 e il 2030. SMART MOBILITY In linea con la strategia di Enilive di incrementare i servizi offerti alla propria clientela, il servizio di car sharing “Enjoy” già attivo in modali- tà free floating nelle città di Milano, Roma, Torino, Bologna e Firenze, da novembre 2023, è stato esteso alla città di Padova con modalità Enjoy Point che prevede l’attivazione e termine del noleggio presso i punti vendita dedicati. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202380 ENI A settembre 2023, è stata inaugurata la prima stazione di servizio ALT Stazione del Gusto a Roma, il primo ristorante di Enilive in colla- borazione con Accademia Niko Romito. Enilive conferma l’impegno nel proseguire il percorso di rinnovo e ampliamento dell’offerta di servizi nella rete dei suoi oltre 5.000 punti vendita in Europa, trasfor- mando le stazioni Eni in “mobility point” in grado di soddisfare un nu- mero sempre maggiore di esigenze delle persone in movimento. La partnership prevede un piano di sviluppo anche tramite franchising con l’obiettivo di raggiungere 100 aperture nel prossimo quadriennio. TRANSIZIONE ENERGETICA E SOSTENIBILITÀ Sottoscritto con ADNOC un Memorandum of Understanding (MoU) che delinea un quadro di cooperazione per futuri progetti congiunti in ambito di transizione energetica, sostenibilità e decarbonizzazione. Con questo accordo, Eni e ADNOC esploreranno potenziali opportunità nei settori delle energie rinnovabili, idrogeno blu e verde, cattura e stoccaggio di CO 2 (CCS), riduzione delle emissioni di gas serra e metano, efficienza energetica, riduzione del flaring di routine e l’impegno nel Global Metha- ne Pledge, per sostenere la sicurezza energetica globale e traguardare una transizione energetica equa. Inoltre, valuteranno aree di coopera- zione per lo sviluppo sostenibile e la promozione di una cultura della sostenibilità all'interno dell'industria energetica e dei suoi stakeholder. Nell’ambito dei progetti volti a rafforzare l’aggregazione territoriale, la formazione universitaria e l’imprenditoria giovanile, è stato definito il contratto tra Bioraffineria di Gela e Comune di Gela per l’avvio del Centro polifunzionale Macchitella Lab. INIZIATIVE DI ECONOMIA CIRCOLARE E CHIMICA DA FONTI RINNOVABILI Al fine di accelerare la strategia di Versalis nella direzione della chi- mica da fonti rinnovabili, è stato perfezionato l'acquisto del 64% della partecipazione in Novamont posseduta dall’azionista Mater-Bi, ac- quisendo il controllo totalitario. Novamont, società attiva all’estero con sede in Germania, Francia, Spagna e Stati Uniti e che ha una rete di distributori in oltre 40 Paesi in tutto il mondo, è leader mondiale nella produzione di bioplastiche e nello sviluppo di biochemical e bio- prodotti attraverso l’integrazione di chimica, ambiente e agricoltura. In linea con il percorso di transizione verso un’economia circolare, finalizzata una collaborazione tra Versalis e Technip Energies per in- tegrare le rispettive tecnologie Hoop ® di Versalis e di purificazione Pure.rOilTM e Pure.rGasTM di T.EN per il riciclo chimico avanzato dei rifiuti plastici. Inoltre, nello stabilimento di Mantova è stata avviata la costruzione dell’impianto demo di Hoop ® , la tecnologia proprietaria per il riciclo chimico dei rifiuti in plastica mista. L’impianto dimostra- tivo della tecnologia Hoop ® di Mantova avrà la capacità di gestire 6 mila tonnellate di materia prima seconda, ed è previsto sia avviato a fine 2024. Finalizzata una partnership con il Gruppo Flo che permetterà di sfruttare un nuovo sistema di riciclo: R-Hybrid, il primo bicchiere per distribuzione automatica realizzato con polistirene riciclato da post consumo. Nell’ambito dei progetti volti allo sviluppo di prodotti da materie pri- me rinnovabili per la nautica, è stata avviata una collaborazione con il Gruppo Boero per lo sviluppo di prodotti destinati al mercato della nautica realizzati con materie prime rinnovabili. ENILIVE E REFINING Approvvigionamento e commercializzazione Nel 2023 sono state acquistate 19,08 milioni di tonnellate di petrolio (19,15 milioni di tonnellate nel 2022) di cui 4,57 milioni di tonnella- te dal settore Exploration & Production, 11,29 milioni di tonnellate sul mercato spot e 3,22 milioni di tonnellate dai Paesi produttori con contratti a termine. La ripartizione degli acquisti per area geografica è la seguente: 28% dall’Asia Centrale, 19% dal Medio Oriente, 14% dall’Africa Settentrionale, 9% dall’Italia, 7% dal Mare del Nord, 5% dall’Africa Occidentale, e 18% da altre. ACQUISTI (milioni di tonnellate) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Greggi equity 4,57 5,02 3,85 (0,45) (9,1) Altri greggi 14,51 14,13 15,00 0,38 2,7 Totale acquisti di greggi 19,08 19,15 18,85 (0,07) (0,4) Acquisti di semilavorati 0,21 0,07 0,26 0,14 197,1 Acquisti di prodotti 10,79 10,66 10,66 0,13 1,2 TOTALE ACQUISTI 30,08 29,88 29,77 0,20 0,7 Consumi per produzione di energia elettrica (0,32) (0,31) (0,31) (0,01) (1,6) Altre variazioni (a) (1,48) (1,57) (0,89) 0,09 5,9 TOTALE DISPONIBILITÀ 28,28 28,00 28,57 0,28 1,0 (a) Include le variazioni delle scorte, i cali di trasporto, i consumi e le perdite. 81ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Raffinazione Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio nel 2023 ammontano a 18,88 milioni di tonnellate, sostanzialmen- te in linea rispetto al 2022: il calo registrato in Germania è stato compensato dai maggiori volumi processati presso le raffinerie in Italia. In Italia i volumi processati pari a 16,88 milioni di tonnellate sono in aumento rispetto al 2022 (+4,7%): le maggiori lavorazioni in partico- lare presso le raffinerie di Sannazzaro e Milazzo, a seguito di iniziati- ve di ottimizzazione, sono state parzialmente bilanciate dalle minori lavorazioni presso la raffineria di Livorno. Nel resto d'Europa le lavorazioni in conto proprio di 2 milioni di tonnellate sono diminuite di circa 0,73 milioni tonnellate (-26,6%) a seguito di indisponibilità degli impianti presso la raffineria di Bayernoil. Le lavorazioni complessive sulle raffinerie di proprietà sono state di 13,31 milioni di tonnellate, sostanzialmente in linea rispetto al 2022 (pari a 13,25 milioni di tonnellate). Il tasso di utilizzo degli impianti, rapporto tra le lavorazioni e la capa- cità bilanciata, è pari al 77%. Il 24,4% del petrolio lavorato è di produzione Eni, in riduzione rispetto al 2022 (26,8%). Bioraffinazione I volumi di bio-feedstock processati sono pari a 866 mila tonnellate in aumento del 59,5% rispetto al 2022 (+323 mila tonnellate) benefician- do del contributo di Chalmette e dei maggiori volumi lavorati presso la bioraffineria di Gela. Nel 2023, la lavorazione dell'olio di palma è stata completamente so- stituita da cariche alternative grazie ad una strategia di supply mira- ta ed all'impianto BTU, Biomass Treatment Unit, presso Gela che ha consentito di utilizzare fino al 100% biomasse non in competizione con la filiera alimentare. Nel 2023 sono state esitate produzioni di biocarburanti (HVO) per 635 mila tonnellate secondo le certificazioni in uso (Direttive Euro- pee RED e correlate), in aumento del 48% rispetto al 2022, grazie al contributo di Chalmette. DISPONIBILITÀ DI PRODOTTI PETROLIFERI (milioni di tonnellate) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % ITALIA Lavorazioni sulle raffinerie di proprietà 13,31 13,25 14,01 0,06 0,5 Lavorazioni in conto terzi (1,32) (1,70) (1,71) 0,38 22,4 Lavorazioni sulle raffinerie di terzi 4,89 4,57 4,21 0,32 7,0 Lavorazioni in conto proprio 16,88 16,12 16,51 0,76 4,7 Consumi e perdite (1,17) (1,11) (1,11) (0,06) (5,4) Prodotti disponibili da lavorazioni 15,71 15,01 15,40 0,70 4,7 Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte 7,03 7,02 7,38 0,01 0,1 Prodotti finiti trasferiti al ciclo estero (0,43) (0,40) (0,67) (0,03) (7,5) Consumi per produzione di energia elettrica (0,31) (0,31) (0,31) (0,00) (0,0) Prodotti venduti 22,00 21,32 21,80 0,68 3,2 Totale lavorazioni bio 0,87 0,54 0,67 0,32 59,5 ESTERO Lavorazioni in conto proprio 2,00 2,72 2,27 (0,72) (26,5) Consumi e perdite (0,17) (0,19) (0,18) 0,02 10,5 Prodotti disponibili da lavorazioni 1,83 2,53 2,09 (0,70) (27,7) Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte 3,75 3,54 3,41 0,21 5,9 Prodotti finiti trasferiti dal ciclo Italia 0,43 0,40 0,67 0,03 7,5 Prodotti venduti 6,01 6,47 6,17 (0,46) (7,1) Lavorazioni in conto proprio in Italia e all'estero 18,88 18,84 18,78 0,04 0,2 di cui: lavorazioni in conto proprio di greggi equity 4,57 5,02 3,86 (0,45) (9,0) Vendite di prodotti petroliferi in Italia e all'estero 28,01 27,79 27,97 0,22 0,8 Vendite di greggi 0,27 0,21 0,60 0,06 28,6 TOTALE VENDITE 28,28 28,00 28,57 0,28 1,0 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202382 ENI Distribuzione di prodotti petroliferi Le vendite di prodotti petroliferi (28,01 milioni di tonnellate) sono aumentate di 0,22 milioni di tonnellate rispetto al 2022, pari a circa l’1%. VENDITE DI PRODOTTI PETROLIFERI IN ITALIA E ALL’ESTERO (milioni di tonnellate) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Rete 5,32 5,38 5,12 (0,06) (1,1) Extrarete 6,45 6,19 6,02 0,26 4,2 Petrolchimica 0,44 0,39 0,52 0,05 12,8 Altre vendite 9,79 9,36 10,14 0,42 4,6 Vendite in Italia 22,00 21,32 21,80 0,68 3,2 Rete resto d'Europa 2,19 2,12 2,11 0,07 3,3 Extrarete resto d'Europa 1,94 2,44 2,19 (0,50) (20,5) Extrarete mercati extraeuropei 0,53 0,52 0,52 0,01 1,9 Altre vendite 1,35 1,39 1,35 (0,04) (3,1) Vendite all'estero 6,01 6,47 6,17 (0,46) (7,2) VENDITE DI PRODOTTI PETROLIFERI IN ITALIA E ALL'ESTERO 28,01 27,79 27,97 0,22 0,8 Vendite rete Italia Le vendite sulla rete in Italia (5,32 milioni di tonnellate) sono in leggera diminuzione rispetto al 2022 (5,38 milioni di tonnellate, -1,1%) a causa di minori volumi di gasolio commercializzati in parte compensati dalle maggiori vendite di benzina. L’erogato medio (1.479 mila litri) è aumen- tato di 34 mila litri rispetto al 2022 (1.445 mila litri). La quota di merca- to media del 2023 è del 21,4% in diminuzione rispetto al 2022 (21,7%). Al 31 dicembre 2023 la rete di distribuzione in Italia è costituita da 3.976 stazioni di servizio con una riduzione di 27 unità rispetto al 31 di- cembre 2022 (4.003 stazioni di servizio) per effetto del saldo negativo tra aperture e risoluzioni di contratti di convenzionamento (-23 unità) delle minori concessioni autostradali (-3 unità), del saldo negativo tra aperture e chiusure sulla rete di proprietà (-1 unità). VENDITE PER PRODOTTO/CANALE (milioni di tonnellate) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Italia 11,77 11,57 11,14 0,21 1,8 Vendite rete 5,32 5,38 5,12 (0,06) (1,1) Benzina 1,55 1,49 1,38 0,06 3,9 Gasolio 3,41 3,54 3,38 (0,13) (3,6) GPL 0,31 0,32 0,31 (0,01) (1,9) Altri prodotti 0,05 0,03 0,05 0,02 53,3 Vendite extrarete 6,45 6,19 6,02 0,27 4,2 Gasolio 3,02 3,04 3,11 (0,02) (0,6) Oli combustibili 0,03 0,04 0,03 (0,01) (32,5) GPL 0,15 0,16 0,17 (0,01) (5,6) Benzina 0,43 0,43 0,34 (0,00) (0,2) Lubrificanti 0,05 0,05 0,08 0,00 8,9 Bunker 0,45 0,48 0,59 (0,03) (6,2) Jet fuel 1,79 1,50 0,92 0,29 19,5 Altri prodotti 0,53 0,49 0,78 0,04 9,0 Estero (rete + extrarete) 4,66 5,08 4,82 (0,42) (8,3) Benzina 1,13 1,11 1,06 0,02 2,2 Gasolio 2,48 2,92 2,78 (0,44) (15,0) Jet fuel 0,18 0,11 0,07 0,07 65,5 Oli combustibili 0,10 0,13 0,08 (0,03) (25,4) Lubrificanti 0,09 0,08 0,11 0,01 15,0 GPL 0,54 0,53 0,53 0,01 1,1 Altri prodotti 0,14 0,20 0,19 (0,06) (32,0) TOTALE VENDITE RETE ED EXTRARETE 16,43 16,65 15,96 (0,21) (1,3) 83ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Vendite rete Resto d’Europa Le vendite rete nel Resto d’Europa pari a 2,19 milioni di tonnellate in aumento rispetto al 2022 (+3,3%), a seguito dei maggiori volumi ven- duti principalmente in Germania e Svizzera, che hanno compensato la riduzione registrata in Francia. Al 31 dicembre 2023 la rete di distribuzione nel Resto d’Europa è co- stituita da 1.291 stazioni di servizio, (+51 unità rispetto al 31 dicem- bre 2022) principalmente grazie alle aperture in Germania, Spagna e Francia, bilanciate dalle riduzioni dei distributori in Austria e Svizzera. L’erogato medio (2.166 mila litri) è aumentato di 138 mila litri rispetto al 2022 (2.027 mila litri). Vendite sul mercato extrarete e altre vendite Le vendite extrarete in Italia pari a 6,45 milioni di tonnellate sono aumentate del 4,2% rispetto al 2022, per effetto delle maggiori ven- dite di jet fuel che ha compensato le minori vendite presso tutti gli altri segmenti. Le vendite extrarete nel Resto d’Europa, pari a 1,94 milioni di tonnellate, sono diminuite del 20,5% rispetto al 2022, in particolare in Germania, Spagna, Austria. Le vendite al settore Pe- trolchimica (0,44 milioni di tonnellate) sono in aumento del 12,8%. Le altre vendite in Italia e all’estero (11,14 milioni di tonnellate) sono in aumento di 0,39 milioni di tonnellate, +3,6% per effetto delle mag- giori vendite ad altre società petrolifere. CHIMICA (migliaia di tonnellate) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Intermedi 3.877 4.897 6.284 (1.020) (20,8) Polimeri 1.658 1.873 2.184 (215) (11,5) Biochem 57 5 8 52 1.040,0 Moulding & Compounding 71 81 20 (10) (12,3) Totale produzioni 5.663 6.856 8.496 (1.193) (17,4) Consumi e perdite (3.247) (3.923) (4.590) 676 17,2 Acquisti e variazioni rimanenze 701 819 565 (118) (14,4) Totale disponibilità 3.117 3.752 4.471 (635) (16,9) Intermedi 1.651 2.158 2.648 (507) (23,5) Polimeri 1.350 1.494 1.771 (144) (9,6) Oilfield chemicals 21 21 24 0 Biochem 28 3 8 25 833,3 Moulding & Compounding 67 76 20 (9) (11,8) Totale vendite 3.117 3.752 4.471 (635) (16,9) Le vendite di 3.117 mila tonnellate sono in diminuzione rispetto al 2022 (-635 mila tonnellate, pari al 16,9%). In particolare, le principali variazioni sono state registrate nelle olefine (-26,3%), nei derivati (-19,4%), negli aromatici (-17,9%) e negli stirenici (-12,0%). Nel busi- ness compounding le vendite sono state pari a 67 mila tonnellate, in diminuzione del 11,8 % rispetto al 2022. I prezzi medi unitari nel business intermedi sono diminuiti com- plessivamente del 17,4% rispetto al 2022, con le olefine e gli aroma- tici in riduzione rispettivamente del 19,2% e del 15,4%. Si registra un decremento del 25,9% rispetto al 2022 anche nel business polimeri. Le produzioni di 5.663 mila tonnellate (-1.193 mila tonnellate rispet- to al 2022) risentono delle minori produzioni di intermedi (1.020 mila tonnellate) in particolare aromatici e derivati. I decrementi pro- duttivi del 2023 sugli impianti sono stati registrati presso i siti di Mantova (220 mila tonnellate), Dunkerque (185 mila tonnellate) e Priolo (-162 mila tonnellate). La capacità produttiva nominale è in calo rispetto al 2022. Il tasso di utilizzo medio degli impianti, calcolato sulla capacità nominale, è risultato pari al 51,4% inferiore rispetto al 2022 (59,0%). Andamento per business Intermedi Nel 2023 i ricavi degli intermedi (€1.497 milioni) sono diminuiti del 36,8% (-€871 milioni rispetto al 2022). Si registra un decremento anche nei volumi di vendita (1.651 mila tonnellate), diminuiti del 23,5% rispetto al 2022. La riduzione dei volumi di vendita ha ri- guardato in particolare le olefine (-26,3%) e gli aromatici (-17,9%). I prezzi medi unitari di vendita sono diminuiti complessivamente del 17,4%, in particolare nelle olefine (-19,2%), negli aromatici (-15,4%) e nei derivati (-14,1%). RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202384 ENI Le produzioni di intermedi (3.877 mila tonnellate) sono diminuite del 20,8% rispetto al 2022 principalmente nelle olefine (-20,1%), negli aromatici (-23,0%) e nei derivati (-21,6%). Polimeri I ricavi dei polimeri (€2.152 milioni) sono diminuiti del 32,8% rispetto al 2022 (-€1.051 milioni); l’effetto negativo è dovuto ad una riduzione dei volumi di vendita (-144 mila tonnellate) e dei prezzi medi di ven- dita del 25,9%. Il decremento dei volumi venduti del business polietilene (-6,7%) è av- venuto per effetto della riduzione di volumi venduti di EVA (-18,1%), di LDPE (-10,6%) e di HDPE (-1,3%), in particolare elastomeri (-13,9%) e stirenici (-12%). I prezzi medi di vendita sono diminuiti del 30,5%. Negli elastomeri registrato un decremento sulle vendite di BR (-23,4%), gomme NBR (-16,8%) e SBR (-6,1%). I prezzi medi di vendita sono diminuiti del 18,9%. Il decremento dei volumi venduti degli stirenici, dovuto alla riduzio- ne della domanda generalizzata, ha fatto registrare minori volumi di vendita di GPPS (-15,7%) e HIPS (-15,1%). Le produzioni di polimeri (1.658 mila tonnellate) sono diminuite del 11,5% rispetto al 2022, per le minori produzioni di polietilene (-4,6%), elastomeri (-16,2%) e stirenici (-16,0%). Oilfield chemicals, Biochem e Moulding & Compounding I ricavi del business oilfield nel 2023 sono aumentati del 16,9% (€14 milioni) rispetto al 2022, grazie all’incremento dei prezzi medi di ven- dita pari al 14,6%. I ricavi del business Biochem nel 2023 pari a €83 milioni sono significativamente aumentati rispetto al 2022 (€25 mi- lioni) grazie all’inclusione del gruppo Novamont nell’area di consoli- damento a partire dal 1° ottobre 2023. I ricavi del business moulding & compounding sono diminuiti del 15,6% (€51 milioni) rispetto al 2022, per effetto del decremento dei volumi di vendita pari al 12,3%. 85ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Plenitude & Power 3 GW capacità installata da fonti rinnovabili >35% vs. 2022 ~19.000 punti di ricarica veicoli elettrici 10,11 mln clienti retail e business di gas ed elettricità ingresso di EIP nel capitale sociale di Plenitude RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202386 ENI PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE 2023 2022 2021 TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 0,83 0,31 0,29 di cui: dipendenti 0,21 0,26 0,49 contrattisti 1,96 0,39 0,00 Plenitude Vendite retail e business gas (miliardi di metri cubi) 6,06 6,84 7,85 Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali (terawattora) 17,98 18,77 16,49 Clienti retail/business a fine periodo (milioni di pdf) 10,11 10,07 10,04 Punti di ricarica veicoli elettrici (migliaia) 19,0 13,1 6,2 Produzione di energia da fonti rinnovabili (terawattora) 3,98 2,55 0,99 Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo (gigawatt) 3,0 2,2 1,1 Power Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi (terawattora) 19,88 22,37 28,54 Produzione termoelettrica 20,66 21,37 22,31 Dipendenti in servizio a fine periodo 3.018 2.794 2.464 di cui: all'estero 788 698 600 Emissioni dirette di GHG (Scope 1) (a) (milioni di tonnellate di CO 2 eq.) 9,36 9,76 10,03 Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/energia elettrica equivalente prodotta (Enipower) (a) (gCO 2 eq./kWh eq.) 389,0 392,9 379,6 (a) Ove non diversamente indicato, i KPI fanno riferimento a dati 100% degli asset operati/cooperati. PERFORMANCE DELL’ANNO • Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro pari a 0,83, in peggioramento rispetto al 2022, a seguito di un maggior numero di infortuni a personale contrattista. • Emissioni di GHG (Scope 1) in riduzione del 4% rispetto al 2022 in linea con i minori livelli produttivi delle centrali power. • Indice relativo alle emissioni di GHG (Scope 1) per unità di energia elettrica in miglioramento rispetto al 2022 per effetto degli assetti produt- tivi e del minor utilizzo di Syngas dalla centrale di Ferrera Erbognone rispetto al periodo di confronto. • Produzione di energia da fonti rinnovabili di 3,98 TWh, in crescita rispetto al 2022, grazie al contributo degli asset acquisiti e all’entrata in esercizio dei progetti sviluppati organicamente. • Al 31 dicembre 2023 la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 3 GW, di cui il 64% riferita a impianti fotovoltaici (inclusa potenza in- stallata di storage) ed il 36% a impianti eolici. • Vendite retail di gas pari a 6,06 miliardi di metri cubi, in riduzione dell’11% rispetto al 2022, per effetto delle minori vendite in Italia nel seg- mento residenziale e all’estero. • Vendite retail di energia elettrica a clienti finali pari a 17,98 TWh in calo del 4% rispetto al 2022 per effetto della contrazione dei consumi all'estero, in parte compensati dall'incremento delle vendite in Italia. • I punti di ricarica dei veicoli elettrici installati al 31 dicembre 2023 sono pari a 19 migliaia di unità, in aumento del 45% rispetto alle 13,1 mi- gliaia di unità al 31 dicembre 2022, in linea con il piano di potenziamento dell'infrastruttura di rete. • Vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi di 19,88 TWh, in diminuzione dell’11,1% per minori volumi commercializzati presso il mercato libero e la borsa elettrica. 87ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE SVILUPPI DI PORTAFOGLIO Nel mese di dicembre 2023 Eni ha annunciato l’accordo per l’in- gresso nel capitale di Plenitude di un investitore istituzionale, dan- do visibilità al valore di questo business stimato in circa €10 mld con l’obiettivo di rafforzare la struttura finanziaria consolidata di Eni attraverso l’accesso a mezzi finanziari incrementali a sostegno dei piani di crescita. L’accordo finalizzato nel marzo 2024 da Plenitude ed Energy Infra- structure Partners (EIP) ha consentito l’ingresso di EIP nel capitale sociale di Plenitude attraverso un aumento di capitale di €0,6 mld pari al 7,6% del capitale sociale della Società. Nell’ambito dello sviluppo dei settori eolico e fotovoltaico, com- ponente essenziale della strategia di crescita, nel 2023 sono stati sottoscritti una serie di importanti accordi volti a rafforzare la pre- senza Plenitude nel territorio nazionale e all’estero. In particolare, nel settore eolico: • GreenIT, la joint venture tra Plenitude e CDP Equity, ha firmato nel mese di marzo 2023 un accordo con Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) per lo sviluppo di tre parchi eolici offshore galleg- gianti nel Lazio e in Sardegna. Gli impianti saranno collocati a cir- ca 30 km dalla costa, con una capacità totale di quasi 2 GW. I tre progetti dovrebbero generare circa 5 TWh/anno e saranno operativi tra il 2028 e il 2031, una volta completato l’iter autorizzativo e la successiva fase di costruzione; • Vårgrønn, joint venture tra Plenitude e HitecVision, ha definito a luglio 2023 un accordo con la società irlandese di servizi energetici integrati Energia Group, per lo sviluppo congiunto di due progetti eolici offshore in Irlanda, con una capacità to- tale fino a 1,8 GW entro il 2030. Lo sviluppo di questi due im- pianti, situati rispettivamente nel Mare Celtico settentrionale e nel Mare d’Irlanda meridionale, con una potenza installata fino a 900 MW ciascuno, consente a Plenitude di estendere, attraverso Vårgrønn, le proprie attività al mercato eolico off- shore irlandese; • Plenitude ha sottoscritto un accordo per lo sviluppo di progetti eolici offshore in Spagna attraverso l’ingresso nella partnership strategica con BlueFloat Energy e Sener Renewable Investments, tra le principali del settore nel Paese con un portafoglio di circa 1,25 GW di progetti eolici offshore galleggianti in Galizia (Parque Nordés), Catalogna (Parc Tramuntana) e Isole Canarie (Parque Tarahal). Nel settore fotovoltaico i principali sviluppi hanno riguardato: • la finalizzazione dell’acquisizione da Helios UK (Spain) Ltd di un portafoglio di due impianti fotovoltaici operativi con una capacità totale di 96,4 MW nella regione spagnola di Albacete, avvenuta nel mese di giugno 2023; • l’accordo di luglio 2023 di GreenIT con Hive Energy Limited e SunLeonard Energy Limited per lo sviluppo di quattro progetti fotovoltaici con una capacità totale fino a 200 MW. I nuovi siti saranno sviluppati in Puglia, Sicilia e Lazio; • l’accordo con Saipem per l’installazione presso la sede Saipem di Fano, di un impianto fotovoltaico da circa 1 MW. La produ- zione di energia elettrica da fonte solare stimata per l’impianto sarà di oltre 1000 MWh annuali che contribuiranno a soddisfare quasi interamente il fabbisogno energetico della sede Saipem migliorandone l’efficienza energetica nell’ottica di una maggiore sostenibilità; • l’accordo con Galileo, piattaforma paneuropea di sviluppo ed investimento nel settore delle energie rinnovabili, per la realiz- zazione di otto progetti fotovoltaici in tre regioni dell’Italia meri- dionale, centrale e settentrionale, con una capacità complessiva di circa 140 MW. Inoltre Plenitude, nell’ambito dello sviluppo delle soluzioni tecnolo- giche innovative, nel corso del 2023, per sostenere il processo di transizione energetica ha investito nel progetto congiunto con Kaz- MunayGas (KMG) per una centrale ibrida rinnovabili-gas da 250 MW a Zhanaozen, nella regione di Mangystau. Il progetto, il primo del suo genere nel Paese, comprende una centrale solare, una centrale eo- lica e una centrale a gas per la produzione e la fornitura di energia elettrica stabile e a basse emissioni di carbonio alle filiali di KMG nella zona. Infine, il 30 dicembre 2023, Plenitude, attraverso la sua controllata Eni New Energy US Inc., ha firmato un accordo con la società leader globale nel settore dell’energia EDP Renováveis, S.A. (“EDPR”) per l’acquisizione dell’80% di tre impianti fotovoltaici già operativi situati negli Stati Uniti. Al riguardo, i parchi Cattlemen (Texas), Timber Road Blue Harvest (Ohio) hanno una capacità complessiva installata di cir- ca 0,48 GW, di cui 0,38 GW in quota Plenitude. SVILUPPI NEL BUSINESS RINNOVABILE Nel corso del 2023 sono stati realizzati e avviati diversi impianti di produzione, in particolare: • il primo impianto di batterie di dimensioni utility-scale di Plenitude, realizzato ad Assemini (Cagliari), con una capacità installata di 14 MW e una capacità di accumulo di energia di 9 MWh, realizzato con moduli di batteria basati sulla tecnologia del litio ferro fosfato (LFP). L’impianto rappresenta uno dei primi sistemi di accumulo di taglia rilevante connesso alla Rete di Trasmissione Nazionale italia- na, consentendo una sempre maggiore penetrazione delle energie rinnovabili nel mix energetico italiano; • il primo impianto fotovoltaico realizzato nella Repubblica del Kazakh- stan, presso la località di Shaulder, con una capacità di 50 MW. Il parco fotovoltaico, che potrà produrre fino a circa 90 GWh di energia all’anno, si sviluppa su una superficie di 100 ettari ed è dotato di oltre 93.000 pannelli solari e di una sottostazione elettrica collegata alla rete locale; • Dogger Bank, il più grande parco eolico offshore del mondo di cui Vårgrønn detiene una quota del 20%, ha avviato la produzione di energia, trasmessa alla rete nazionale del Regno Unito; RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202388 ENI VENDITE DI GAS PER MERCATO (miliardi di metri cubi) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % ITALIA 4,11 4,65 5,14 (0,54) (11,6) Retail 2,91 3,34 3,88 (0,43) (12,9) Business 1,20 1,31 1,26 (0,11) (8,4) VENDITE INTERNAZIONALI 1,95 2,19 2,71 (0,24) (11,0) Mercati europei: Francia 1,54 1,69 2,17 (0,15) (8,9) Grecia 0,26 0,33 0,39 (0,07) (21,2) Altro 0,15 0,17 0,15 (0,02) (11,8) TOTALE VENDITE RETAIL GAS 6,06 6,84 7,85 (0,78) (11,4) • l’impianto presso il polo di Ravenna Ponticelle, con una capacità installata di 6 MW che si sviluppa su un’area industriale di 11 ettari ed è costituito da oltre 10.000 pannelli fotovoltaici. Il nuovo parco fotovoltaico rientra nell’iniziativa di riqualificazione produttiva di un'area industriale dismessa di complessivi 26 ettari, completa- mente bonificata e di proprietà di Eni Rewind. INIZIATIVE PER LA MOBILITÀ ELETTRICA Plenitude, attraverso la società controllata Be Charge ha proseguito il percorso di espansione delle collaborazioni con i principali player del settore della mobilità, al fine di sviluppare infrastrutture e soluzioni di ricarica elettrica, in particolare sono stati siglati accordi con: • BMW Italia, Porsche Italia e LeasePlan per sviluppare nuove offerte per la ricarica elettrica, anche in modalità Fast e Ultrafast e per l’in- dividuazione di aree in cui installare nuovi hub di ricarica; • Energica Inside, per estendere la mobilità elettrica alla nautica attra- verso un progetto congiunto innovativo oltre all’installazione di co- lonnine di ricarica nei porti italiani per offrire ai consumatori nuove possibilità di spostamento; • IKEA, per l’installazione di 250 stazioni di ricarica di ultima gene- razione all’interno delle aree di parcheggio dei negozi e dei centri commerciali IKEA in tutto il territorio nazionale; • ACEA Energia e ACEA Innovation, che permette di accedere, in regime di interoperatività, ai servizi di ricarica per veicoli elet- trici offerti dalla rete di entrambe le società su tutto il territorio nazionale. Inoltre, nel mese di maggio 2023, con l’obiettivo di favorire lo svilup- po delle infrastrutture dedicate alla mobilità elettrica e accelerare la transizione energetica, la Commissione Europea e Cassa Depositi e Prestiti, come riconoscimento dell’impegno nel settore della mo- bilità elettrica, hanno destinato a Be Charge oltre €100 milioni per la realizzazione entro il 2025 di una delle più grandi reti di ricarica ad alta velocità in Europa. PLENITUDE RETAIL GAS & POWER Eni rifornisce 10,1 milioni di clienti retail (gas e luce) in Italia ed in Euro- pa, in particolare, sul territorio nazionale i clienti sono 8,2 milioni. Domanda gas Eni opera in un mercato dell’energia liberalizzato, nel quale i consu- matori possono scegliere liberamente il fornitore di gas, valutare la qualità dei servizi e selezionare le offerte più adatte alle proprie esi- genze di consumo. Vendite retail gas Nel 2023, le vendite di gas retail in Italia e nel resto d’Europa di 6,06 miliardi di metri cubi hanno evidenziato una riduzione di 0,78 miliardi di metri cubi rispetto al 2022, pari al -11,4%. Le vendite in Italia di 4,11 miliardi di metri cubi, in calo dell’11,6% rispetto al 2022, risentono principalmente delle minori vendite al segmento retail. Le vendite sui mercati europei di 1,95 miliardi di metri cubi (-11%, pari a 0,24 miliardi di metri cubi rispetto al 2022) riflettono i minori volumi commercializzati in Francia e Grecia. Vendite retail di energia elettrica a clienti finali Le vendite retail di energia elettrica a clienti finali di 17,98 TWh, effettuate tramite Plenitude e le società controllate in Francia, Grecia e Spagna, registrano una riduzione del 4,2% rispetto al 2022, dovuta in particolare all’impatto negativo delle eccezionali condizioni climatiche particolarmente miti e ai minori consumi all’estero, in parte compensati dall’incremento delle vendite in Italia (+4%). 89ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE (gigawatt) 2023 2022 2021 Italia 1,0 0,8 0,5 Estero 2,0 1,4 0,7 Stati Uniti 1,3 0,8 0,3 Spagna 0,4 0,3 0,1 Altri (Australia, Francia, Pakistan, Kazakhstan, Regno Unito) 0,3 0,3 0,3 TOTALE CAPACITÀ INSTALLATA A FINE PERIODO (INCLUSA POTENZA INSTALLATA DI STORAGE) (a) 3,0 2,2 1,1 (a) La potenza installata di storage è pari a 21 MW, 7 MW e 7 MW nel 2023, 2022 e 2021, rispettivamente. PRODUZIONE DI ENERGIA DA FONTI RINNOVABILI 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Produzione di energia da fonti rinnovabili (terawattora) 3,98 2,55 0,99 1,43 56,1 di cui: fotovoltaico (a) 1,74 1,13 0,40 0,61 54,0 eolico 2,24 1,42 0,59 0,82 57,7 di cui: Italia 1,53 0,82 0,40 0,71 86,6 estero 2,45 1,73 0,59 0,72 41,6 (a) Include generazione da biogas. CAPACITÀ INSTALLATA A FINE PERIODO (DATI IN QUOTA ENI) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo (gigawatt) 3,0 2,2 1,1 0,8 36,2 di cui: fotovoltaico (inclusa potenza installata di storage) 64% 54% 49% eolico 36% 46% 51% RINNOVABILI Eni è presente nel settore delle energie rinnovabili (solare ed eolico) ed è impegnata nello sviluppo, realizzazione e gestione degli im- pianti di produzione di energia da fonti rinnovabili. Gli obiettivi di Eni in tale ambito saranno conseguiti attraverso lo sviluppo organico di un portafoglio di asset diversificato e bilanciato, integrato da ope- razioni selettive di acquisizione di asset e progetti e da partnership strategiche a livello nazionale e internazionale. La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 3,98 TWh riferita per 1,74 TWh all’ambito fotovoltaico e per 2,24 TWh all’eolico, con un aumento di 1,43 TWh rispetto al 2022. L’incre- mento della produzione rispetto all’anno precedente ha beneficia- to dell’entrata in esercizio di nuova capacità, principalmente per il contributo delle acquisizioni di asset in esercizio in Italia, Spagna e Stati Uniti nonché per lo sviluppo organico di progetti in Italia, USA e Kazakhstan. Di seguito è dettagliata la capacità installata con breakdown per Paese e tecnologia: Al 31 dicembre 2023, la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 3 GW, in aumento di 0,8 GW rispetto al 31 dicembre 2022, principalmente grazie alle acquisizioni effettuate in Spagna (Bone- te) e negli Stati Uniti (Kellam), allo sviluppo organico dei progetti in Italia, Spagna e Kazakhstan, nonché dall’acquisizione di 3 impianti fotovoltaici negli Stati Uniti con una capacità totale pari a circa 0,4 GW, definita a fine 2023. MOBILITÀ ELETTRICA In un contesto di mercato della mobilità che prevede un costante incremento del numero di veicoli elettrici in circolazione in Italia e in Europa, Plenitude, primo operatore in Italia per siti ad acces- so pubblico ad alta potenza >100 KW, ha proseguito il piano di estensione della rete di punti di ricarica in Europa (in particolare in Italia) raggiungendo al 31 dicembre 2023 circa 19 mila punti RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202390 ENI 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Acquisti di gas naturale (milioni di metri cubi) 4.144 4.218 4.670 (74) (1,8) Acquisti di altri combustibili (migliaia di tep) 156 175 93 (19) (10,9) Produzione di energia elettrica (terawattora) 20,66 21,37 22,31 (0,71) (3,3) Produzione di vapore (migliaia di tonnellate) 6.981 6.900 7.362 81 1,2 DISPONIBILITÀ DI ENERGIA ELETTRICA (terawattora) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Produzione di energia elettrica 20,66 21,37 22,31 (0,71) (3,3) Acquisti di energia elettrica (a) 6,64 9,49 11,62 (2,85) (30,0) Disponibilità 27,30 30,86 33,99 (3,56) (11,5) Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi 19,88 22,37 28,54 (2,49) (11,1) Vendita di energia elettrica a Plenitude 7,42 8,49 5,39 (1,07) (12,6) (a) Include gli sbilanciamenti di rete positivi e negativi (differenza fra energia elettrica effettivamente immessa rispetto a quella programmata). di ricarica: le stazioni sono smart e user-friendly, monitorate 24 ore su 24 da un help desk e accessibili tramite l’applicazione per dispositivi mobili. POWER Disponibilità di energia elettrica Eni produce energia elettrica presso i siti di Brindisi, Ferrera Erbogno- ne, Ravenna, Mantova, Ferrara e Bolgiano. Al 31 dicembre 2023, la potenza installata in esercizio è di 2,2 GW. Nel 2023, la produzione di energia elettrica è stata di 20,66 TWh, in calo di 0,71 TWh rispetto al 2022. A completamento della produzione, Eni ha acquistato 6,64 TWh di energia elettrica (-30% rispetto al 2022) perseguendo l’otti- mizzazione del portafoglio fonti/impieghi. Vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi Le vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi di 19,88 TWh regi- strano una riduzione pari al 11,1%, a seguito dei minori volumi com- mercializzati presso la borsa elettrica. 91ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Attività ambientali circa 1,5 mln/ton totale rifiuti gestiti oltre 35 mln mc quantità di acque trattate circa 75% rifiuti recuperati sul totale rifiuti recuperabili Eni Rewind global contractor Eni presente in oltre 100 siti di interesse regionale e nazionale 9,0 mln mc acque riutilizzate per uso industriale e ambientale RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202392 ENI L’attività ambientale è svolta da Eni Rewind, la società di Eni che opera in linea con i principi dell’economia circolare per valorizzare i terreni, le acque e i rifiuti industriali o derivanti da attività di bonifica, attraverso progetti di risanamento e di recupero sostenibili, in Italia ed all’estero. Attraverso il suo modello integrato end-to-end, Eni Rewind garanti- sce il presidio di ogni fase del processo di bonifica e della gestione dei rifiuti, pianificando sin dalle prime fasi i progetti di valorizzazione e riutilizzo delle risorse (suoli, acque, rifiuti), rendendole disponibili per nuove opportunità di sviluppo. INIZIATIVE DI RILEVANZA STRATEGICA Il 30 giugno 2023, Eni Rewind ha acquisito il 30% del capitale sociale della Labanalysis Environmental Science, società leader nel campo delle analisi ambientali, con lo scopo di rafforzare l’offerta integrata di servizi ambientali da proporre sul mercato esterno e consolidare il presidio in un settore fondamentale per il corretto indirizzo delle soluzioni di risanamento ambientale e gestione dei rifiuti. A luglio 2023, Eni e Edison hanno sottoscritto un’intesa che sanci- sce la collaborazione tra le due aziende per la gestione dei progetti di risanamento ambientale in tutti i siti industriali conferiti nel 1989 da Montedison in Enimont. L’accordo regolerà il paritetico concorso economico per gli interventi di bonifica, già da tempo avviati da Eni Rewind e Versalis, in esecuzione dei progetti decretati dal Ministero dell’Ambiente. L’applicazione dell’accordo sito per sito, con le relative attività di pianificazione, condivisione dei costi e rapporti con le istitu- zioni, sarà coordinata da un Comitato tecnico-giuridico congiunto tra le due società. ATTIVITÀ DI BONIFICA Sulla base delle competenze maturate e in accordo con gli Enti e gli stakeholder, Eni Rewind identifica i progetti di valorizzazione e riuti- lizzo delle aree bonificate, consentendo il recupero ambientale di siti ex industriali e il rilancio dell’economia locale. Eni Rewind opera in 17 siti di interesse nazionale e oltre 100 siti di interesse regionale, negli ultimi anni ha consolidato il suo ruolo di global contractor per tutte le realtà Eni. Tra i principali progetti di bonifica presso i siti di proprietà, si segnala- no in particolare gli interventi presso: Assemini, Avenza, Brindisi, Cen- gio, Crotone, Gela, Porto Marghera, Porto Torres, Priolo e Ravenna. Di particolare rilevanza è il Progetto di Ponticelle, a Ravenna, dove Eni Rewind è impegnata nella valorizzazione dell’ex area industriale, at- traverso la messa in sicurezza permanente del sito e la progettazio- ne di interventi mirati per la riqualificazione produttiva. È prevista la realizzazione di una piattaforma polifunzionale di pretrattamento dei rifiuti in partnership con Herambiente e di una piattaforma di biore- cupero (biopile) di terreni che potranno essere riutilizzati nelle stazio- ni di servizio dopo interventi di bonifica, riducendo lo smaltimento in discarica e il consumo di risorse vergini. Al riguardo si segnala che a giugno 2023 è stato ottenuto il Provvedimento Autorizzatorio Unico Regionale (PAUR) per la realizzazione delle piattaforme di trattamen- to (Piattaforma Eni Rewind per il bio-recupero di terreni da 80 mila tonnellate/anno e Piattaforma polifunzionale da 60 mila tonnellate/ anno sviluppata da HEA, JV paritetica con Herambiente) e succes- sivamente sono state assegnate le relative gare di appalto. Sono in corso di realizzazione le opere di urbanizzazione primaria ed è stata avviata la costruzione dell’impianto fotovoltaico a cura di Plenitude per la produzione di energia green. Inoltre, nel corso del 2023 sono stati conseguiti importanti progressi nell'iter autorizzativo del progetto “Viggiano Blue Water”, che consen- tirà il trattamento fino a 1.700 metri cubi/giorno di acque prodotte nell’ambito dell’attività estrattiva in Val d’Agri. A Porto Marghera, Eni Rewind ha presento l’istanza PAUR per realiz- zare un impianto per l’essiccamento finalizzato al recupero energe- tico dei fanghi provenienti dalla depurazione delle acque reflue civili. Nell’ottica di economia circolare, la struttura sorgerà in un’area di proprietà in cui gli interventi ambientali sono già certificati, con il tri- plice obiettivo di consentire il suo riutilizzo attraverso una riqualifica- zione industriale, di evitare il consumo di nuovo suolo e di usufruire delle infrastrutture, servizi e utilities già presenti nel sito. 93ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE WATER & WASTE MANAGEMENT Eni Rewind gestisce il trattamento delle acque finalizzato all’attivi- tà di bonifica nei siti Eni e di sua proprietà, attraverso un sistema integrato di intercettazione dell’acquifero e di convogliamento delle acque di falda ad impianti di trattamento per la loro depurazione. Il progetto di automazione e digitalizzazione degli impianti di tratta- mento è proseguito nel 2023 nell’ambito di una più ampia iniziativa di ottimizzazione, con l’obiettivo di incrementare la competitività e la sostenibilità del business, la qualità del lavoro e la sicurezza di processo. I principali driver del progetto consistono nell’adozione di modelli operativi ottimizzati per la gestione degli impianti, già opera- tivi in alcuni siti, facendo leva sul potenziamento della Control Room di San Donato Milanese e la digitalizzazione dei siti ad essa collegati. Ulteriore ambito di digitalizzazione è quello del processo manuten- tivo, che ha visto l’adozione di appositi software di gestione della manutenzione. Attualmente sono operativi e gestiti 44 impianti di trattamento acque in Italia, con oltre 35 milioni di metri cubi di acqua trattata nel 2023. Continua l’attività di recupero e riutilizzo dell’acqua trattata per la produzione di acqua demineralizzata per uso industriale e nell’am- bito dei piani operativi di bonifica dei siti contaminati. Nel corso del 2023 sono stati riutilizzati circa 9 milioni di metri cubi di acque dopo trattamento. Nel corso degli ultimi anni sono state installate presso i siti Eni e di clienti terzi più di 60 dispositivi, che impiegano la tecnologia proprieta- ria E-Hyrec ® per la rimozione selettiva di idrocarburi dalle acque sotter- ranee, consentendo di migliorare l’efficacia e l’efficienza della bonifica della falda, con importanti riduzioni dei tempi di estrazione ed evitando lo smaltimento di oltre 3.000 tonnellate di rifiuto equivalente. Eni Rewind opera inoltre come centro di competenza Eni per la ge- stione dei rifiuti provenienti dalle attività di risanamento ambientale e dalle attività produttive in Italia, grazie al suo modello di gestio- ne che, adottando le migliori soluzioni tecnologiche disponibili sul mercato, permette di minimizzare i costi e gli impatti ambientali. Nel corso del 2023, Eni Rewind ha gestito complessivamente circa 1,5 milioni di tonnellate di rifiuti, avviando gli stessi a recupero o smaltimento presso impianti esterni. In particolare, l’indice di recu- pero (rapporto rifiuti recuperati/recuperabili) è stato del 75% in lieve crescita rispetto al 2022 (74%). Tale aumento è dettato dalle carat- teristiche analitiche e granulometriche riscontrate nei rifiuti gestiti in sede di caratterizzazione. Sul totale dei volumi indicati, la quota gestita per conto dei clienti Eni è pari a circa il 79%. CERTIFICAZIONI Eni Rewind detiene l’Attestazione SOA – certificazione obbligatoria per la partecipazione a gare per l’esecuzione di appalti pubblici di lavoro, con importo a base d’asta superiore a €150.000 sulle proprie attività core, nella categoria generale OG 12 – Opere ed impianti di bonifica e protezione ambientale e nelle categorie specialistiche OS 22 – Impianti di potabilizzazione e depurazione e OS 14 – Impianti smaltimento e recupero rifiuti. Nel corso del 2023, la società ha ottenuto la Classifica VIII – illi- mitata – per la Categoria SOA OS-22, che si unisce ad analoghe classifiche già ottenute per l’OG-12 e per l’OS-14. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202394 ENI INIZIATIVE NON CAPTIVE Nel corso del 2023, Eni Rewind ha potenziato il proprio impegno di cre- scita progressiva del portafoglio di iniziative non captive, acquisendo nuovi clienti nel settore dei servizi ambientali e stringendo accordi con primari operatori di mercato. In particolare, nel gennaio 2023 è stato sottoscritto il contratto tra Anas e il Raggruppamento Temporaneo di Imprese (RTI), dove Eni Rewind è mandante, per svolgere le attività di servizi di indagine e caratterizza- zione nel Lotto adriatico. L’attività ha una durata quadriennale. A marzo 2023 è stato firmato il contratto tra Kuwait Raffinazione e Chimica (Gruppo Q8) e il RTI, che vede Eni Rewind in qualità di man- dante per la bonifica dell’ex stabilimento di Napoli (Aree Ex Raffine- ria, Ex Chimica e Via Del Pezzo), facente parte del Sito di Interesse Nazionale di Napoli Orientale. Eni Rewind è incaricata delle attività di progettazione, delle analisi ambientale, e della fornitura, installazione e gestione dell’impianto di desorbimento termico utilizzato per la bo- nifica dei terreni. A maggio 2023 è stato acquisito il rinnovo contrattuale con Acciaie- rie d’Italia, che permetterà di valorizzare ulteriormente le competenze distintive di Eni Rewind nell’ambito della modellazione idrogeologica e dell’ingegneria ambientale in corso presso il Sito di Interesse Nazio- nale di Taranto. A luglio 2023 Eni Rewind ha stipulato con Edison il contratto per la realizzazione di interventi di bonifica suoli e falda presso le aree ex Montedison di Crotone. Tale contratto si aggiunge ad analogo accor- do già stipulato per le aree di Mantova nel 2020. Sempre nel mese di luglio è stato finalizzato tra Eni Rewind e Roma Capitale un contratto relativo allo studio di fattibilità per la bonifica dell’area caveale di Tor Fiscale. A settembre 2023, sono stati aggiudicati all'RTI, a cui Eni Rewind partecipa in qualità di mandante, le gare bandite da Invitalia, re- lative alla Bonifica del Sito di Bagnoli, Lotto I e Lotto II. Le attività di pertinenza Eni Rewind riguardano la progettazione esecutiva, le analisi ambientali e le operazioni di desorbimento termico on site dei terreni da bonificare. A ottobre 2023 Eni Rewind ha partecipato in RTI in qualità di man- dataria con altre primarie aziende del settore al bando relativo alla Messa in Sicurezza Permanente della Discarica Malagrotta di Roma, il più grande sito di conferimento rifiuti localizzato in Europa. ENI REWIND ESTERO Eni Rewind, a partire dal 2018, ha messo a disposizione le pro- prie competenze a favore delle consociate estere di Eni, per le tematiche ambientali e in particolare per le attività di gestione e valorizzazione della risorsa idrica, della matrice suolo, oltre che del training e knowledge sharing. Nel 2023, in supporto alla consociata Eni Kenya BV, Eni Rewind ha realizzato uno studio di fattibilità con l’obiettivo di valutare il po- tenziale di biogas producibile in cinque discariche di rifiuti urbani dislocate nel territorio del Kenya. Lo studio di fattibilità si è con- cluso in ottobre e sono in corso le interlocuzioni con le Autorità locali per definire i prossimi passi del progetto. Nell’ambito del nuovo mandato per le bonifiche delle stazioni di servizio stipulato con Eni Live in vigore dal 1° gennaio 2023, è stato previsto il supporto di Eni Rewind in fase di progettazione degli interventi ambientali anche per le bonifiche delle stazioni di servizio della rete europea. 95ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE I risultati del 2023 sono stati conseguiti in un contesto di riferi- mento che vede l’indebolimento delle quotazioni delle principali commodities. Dopo i sostanziali rialzi di prezzo che hanno fatto seguito all’ag- gressione militare dell’Ucraina da parte della Russia nel febbraio 2022 con valori prossimi ai massimi storici, il mercato petrolifero è entrato in una fase di downturn. Le quotazioni del greggio di rife- rimento Brent hanno perso circa il 18% del loro valore dalla media di 101 $/bbl nel 2022 vs. 83 $/bbl in media nel 2023, alternando fasi di correzione più profonda a rimbalzi di breve durata influen- zati dall’andamento degli indicatori economici congiunturali e dagli sviluppi geopolitici quali la ripresa delle tensioni in Medio Oriente culminate con l’invasione militare da parte d’Israele della striscia di Gaza. I prezzi del gas in Europa hanno evidenziato una correzione maggiore (in riduzione di oltre il 60% rispetto al 2022) dovuta al mu- tamento sostanziale dei fondamentali per effetto di una stagione invernale mite, dell’aumento della produzione USA e delle esporta- zioni che hanno raggiunto valori record grazie all’entrata in esercizio di nuova capacità di liquefazione e di un corrispondente incremento Commento ai risultati economico-finanziari dei terminali di ricezione in Europa, della riduzione strutturale dei consumi industriali, della competizione delle rinnovabili, nonché per effetto di adeguati livelli di stoccaggi. Nel settore della chimica la debolezza dei fondamentali riflette lo scarso dinamismo della do- manda in Europa, alla pressione competitiva da parte di geografie con migliori posizioni di costo nonché all’accentuarsi dei fattori di debolezza strutturale della chimica europea legati agli elevati costi energetici e alle obbligazioni ambientali. Il settore Enilive e Refining ha beneficiato nel 2023 di condizioni di mercato ancora complessi- vamente favorevoli dopo l’anno record del 2022, grazie al positivo andamento della domanda di carburanti trainata in particolare dai settori dell’aviazione civile e del trasporto su strada civile e ai colli di bottiglia nel sistema/ritardi negli start-up e alla sensibile riduzione del costo del gas. Il margine medio SERM nel 2023 si è attestato su livelli ancora storicamente sostenuti con una media di circa 10 $/ bbl (+19% rispetto al 2022). Tale margine non riflette appieno i mar- gini effettivi delle raffinerie Eni nel 2023, che sono stati influenzati negativamente dalla riduzione dei differenziali tra greggi pesanti e leggeri e dai crack spread dei prodotti. (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Ricavi della gestione caratteristica 93.717 132.512 76.575 (38.795) (29,3) Altri ricavi e proventi 1.099 1.175 1.196 (76) (6,5) Costi operativi (77.221) (105.497) (58.716) 28.276 26,8 Altri proventi e oneri operativi 478 (1.736) 903 2.214 .. Ammortamenti (7.479) (7.205) (7.063) (274) (3,8) Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali e di diritti di utilizzo beni in leasing (1.802) (1.140) (167) (662) (58,1) Radiazioni (535) (599) (387) 64 10,7 Utile (perdita) operativo 8.257 17.510 12.341 (9.253) (52,8) Proventi (oneri) finanziari (473) (925) (788) 452 48,9 Proventi (oneri) netti su partecipazioni 2.444 5.464 (868) (3.020) (55,3) Utile (perdita) prima delle imposte 10.228 22.049 10.685 (11.821) (53,6) Imposte sul reddito (5.368) (8.088) (4.845) 2.720 33,6 Tax rate (%) 52,5 36,7 45,3 Utile (perdita) netto 4.860 13.961 5.840 (9.101) (65,2) di competenza: \- azionisti Eni 4.771 13.887 5.821 (9.116) (65,6) \- interessenze di terzi 89 74 19 15 20,3 CONTO ECONOMICO RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202396 ENI 2023 2022 2021 Var. % Prezzo medio del greggio Brent dated (a) 82,62 101,19 70,73 (18,4) Cambio medio EUR/USD (b) 1,081 1,053 1,183 2,7 Prezzo medio in euro del greggio Brent dated 76,43 96,09 59,80 (20,5) Standard Eni Refining Margin (SERM) (c) 10,1 8,5 (0,9) 19,3 PSV (d) 42 122 46 (65,3) TTF (d) 41 121 46 (66,2) (a) In USD per barile. Fonte: Platt’s Oilgram. (b) Fonte: BCE. (c) In USD per barile. Fonte: elaborazioni Eni. Consente di approssimare il margine del sistema di raffinazione Eni tenendo conto dei bilanci materia e delle rese in prodotti delle raffinerie. (d) In €/MWh. Fonte: ICIS European Spot Gas Markets. L’ utile netto di competenza degli azionisti Eni per l’esercizio 2023 è stato di €4.771 milioni, in riduzione di circa €9 miliardi rispetto all’esercizio 2022, per effetto principalmente del minor contributo del business E&P che risente della flessione del prezzo del petrolio e delle quotazioni del gas naturale in tutte le aree geografiche, che hanno influito negativamente sui prezzi di realizzo della produzione, in particolare in Europa, nonché dei business della Chimica, a cau- sa della flessione della domanda e dell’incremento della pressione competitiva da parte di prodotti più economici, e della Raffinazione che risente della contrazione degli spread tra greggi pesanti/leggeri. Tale trend è stato in parte compensato dalla performance robusta del settore GGP. Di seguito si riporta l’analisi dell’utile operativo per settore di attività: RISULTATI ADJUSTED E COMPOSIZIONE DEGLI SPECIAL ITEM (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Exploration & Production 8.549 15.963 10.113 (7.414) (46,4) Global Gas & LNG Portfolio 2.431 3.730 899 (1.299) (34,8) Enilive, Refining e Chimica (1.397) 460 45 (1.857) .. Plenitude & Power (464) (825) 2.355 361 43,8 Corporate e altre attività (943) (1.956) (863) 1.013 51,8 Effetto eliminazione utili interni 81 138 (208) (57) (41,3) Utile (perdita) operativo 8.257 17.510 12.341 (9.253) (52,8) Per una migliore comprensione dei trend di business fonda- mentali, il management elabora i risultati adjusted che escludo- no gli oneri e proventi straordinari o non correlati alla gestione industriale. (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Utile (perdita) operativo 8.257 17.510 12.341 (9.253) (52,8) Eliminazione (utile) perdita di magazzino 562 (564) (1.491) Esclusione special item 4.986 3.440 (1.186) Utile (perdita) operativo adjusted 13.805 20.386 9.664 (6.581) (32,3) Dettaglio per settore di attività: Exploration & Production 9.934 16.469 9.340 (6.535) (39,7) Global Gas & LNG Portfolio 3.247 2.063 580 1.184 57,4 Enilive, Refining e Chimica 555 1.929 152 (1.374) (71,2) Plenitude & Power 681 615 476 66 10,7 Corporate e altre attività (651) (680) (640) 29 4,3 Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato 39 (10) (244) 49 Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 4.771 13.887 5.821 (9.116) (65,6) Eliminazione (utile) perdita di magazzino 402 (401) (1.060) Esclusione special item 3.149 (185) (431) Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 8.322 13.301 4.330 (4.979) (37,4) ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 97 Nell’esercizio 2023, il Gruppo ha conseguito l’utile operativo adju- sted di €13.805 milioni, in riduzione di €6.581 milioni, -32%, rispetto al 2022 che riflette il minor contributo dei business E&P, anche per effetto del deconsolidamento delle società operative angolane con- ferite alla JV Azule, e dei business della Raffinazione e della Chimica, in parte compensati dal risultato record del settore GGP e dalla per- formance positiva dei business Enilive e Plenitude & Power. In parti- colare di seguito il contributo per settore: • il settore E&P ha registrato una riduzione del 40% della performan- ce operativa a €9,9 miliardi, impattata dall’indebolimento dei prezzi di realizzo in parte compensata dalla ripresa della produzione di idrocarburi, +3% rispetto al 2022; • il settore GGP ha conseguito il risultato record di €3,2 miliardi, con un aumento del 57% rispetto al 2022, facendo leva sulla qualità del portafoglio, azioni di ottimizzazione e favorevoli accordi contrattuali; • Enilive ha raggiunto gli obiettivi finanziari e operativi con un utile operativo adjusted di €0,73 miliardi in aumento dell’8%, benefician- do della solida prestazione del Marketing, e ampliando la propria presenza internazionale attraverso l’acquisizione della partecipa- zione del 50% nella bioraffineria di Chalmette negli Stati Uniti; • il business Refining ha riportato una riduzione di circa il 70% dell’uti- le operativo adjusted, influenzato negativamente dal restringimen- to dei differenziali tra greggi sour/heavy vs. greggi light/sweet a L’utile netto adjusted comprende special item costituiti da oneri netti di €3.149 milioni, relativi principalmente alle seguenti poste valutative: • la componente valutativa dei derivati su commodity stipulati a scopo di copertura ma privi dei requisiti per l’hedge accounting o vendite a termine di gas di portafoglio per le quali non è applicabile la own use exemption (onere netto di €1.255 milioni) nonché, in misura minore, l’effetto di alcuni derivati attivati nell’ambito di un programma annuale di copertura, ripartito sui trimestri 2023; • svalutazioni di asset industriali dell’upstream (€1.037 milioni) relati- ve ad alcune proprietà a gas in Italia per effetto del trend al ribasso dei prezzi del gas, ad alcune proprietà a olio e gas negli USA a se- guito revisione riserve; • svalutazioni di impianti chimici dovute alle minori prospettive reddi- tuali che riflettono un peggioramento dello scenario di riferimento (€405 milioni); • write-off degli investimenti di mantenimento e asset integrity re- lativi a CGU con flussi di cassa attesi negativi principalmente nel business Refining (€359 milioni); causa della rarefazione dell’offerta dei primi dovuta al regime san- zionatorio nei confronti del greggio russo Ural e ai tagli produttivi dell’OPEC; • Versalis ha risentito del rallentamento dello scenario macroecono- mico e dei costi di produzione più elevati in Europa e chiude l’eserci- zio 2023 con una perdita operativa adjusted di €0,61 miliardi; • il settore Plenitude & Power ha conseguito l’utile operativo adjusted di €0,68 miliardi, con un incremento dell’11%, sostenuto dalla robu- sta performance dell’attività retail e dall’entrata a regime di signifi- cativa capacità di generazione da fonti rinnovabili che ha raggiunto i 3 GW a fine 2023. Maggiori dettagli sull’andamento dell’utile operativo adjusted per settore sono riportati nel paragrafo “Risultati per settore di attività”. Nell’esercizio 2023 il Gruppo ha conseguito l’utile netto adjusted di €8.322 milioni, in riduzione di €5 miliardi rispetto all’anno 2022, per effetto del minor utile operativo e dei minori risultati delle partecipa- te, in parte compensati dalla riduzione degli oneri finanziari principal- mente dovuta all’andamento discendente della curva tassi presa a riferimento per il calcolo del fair value delle attività finanziarie di tra- ding, e all’effetto sui proventi finanziari dei più elevati tassi medi sulle giacenze attive registrate nell’anno rispetto all’effetto sulle passività finanziarie che presentano tassi prevalentemente fissi. • oneri ambientali di €648 milioni riferiti principalmente all’accan- tonamento di oneri ambientali per l’avanzamento delle attività di bonifica e decomissioning di alcuni siti industriali e strutture ausiliarie; • la differenza tra la valorizzazione delle rimanenze gas a costo medio ponderato prevista dagli IFRS e quella gestionale che tiene conto delle dinamiche di invaso e svaso del gas naturale e riporta i margini (differenziale del costo del gas tra estate e inverno) ed i relativi effetti di hedging in corrispondenza dei prelievi (onere di €655 milioni); • oneri per incentivazione all’esodo del personale dipendente (€158 milioni); • svalutazioni per perdite su crediti nell’upstream (€129 milioni); • la plusvalenza di €834 milioni connessa alla cessione del 49,9% delle controllate Eni che gestiscono i gasdotti TTPC/Transmed e dei relativi diritti di trasporto di gas naturale importato dall’Algeria a seguito dell’accordo con Snam SpA, compresa la plusvalenza re- lativa alla valutazione al fair value della partecipazione mantenuta nella società conferitaria. Dettaglio degli special item RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202398 ENI (€ milioni) 2023 2022 2021 Special item dell'utile (perdita) operativo 4.986 3.440 (1.186) \- oneri ambientali 648 2.056 271 \- svalutazioni (riprese di valore) nette 1.802 1.140 167 \- radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti 2 247 \- plusvalenze nette su cessione di asset (11) (41) (100) \- accantonamenti a fondo rischi 39 87 142 \- oneri per incentivazione all'esodo 158 202 193 \- derivati su commodity 1.255 (389) (2.139) \- differenze e derivati su cambi (16) 149 183 \- altro 1.111 234 (150) Oneri (proventi) finanziari 30 (127) (115) di cui: \- riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell'utile (perdita) operativo 16 (149) (183) Oneri (proventi) su partecipazioni (698) (2.834) 851 di cui: \- operazione SeaCorridor (834) \- plusvalenza IPO Vår Energi (448) \- plusvalenza Azule (2.542) \- svalutazioni/rivalutazioni 851 Imposte sul reddito (1.180) (683) 19 Totale special item dell'utile (perdita) netto 3.138 (204) (431) di competenza: \- interessenze di terzi (11) (19) \- azionisti Eni 3.149 (185) (431) L’analisi dell’utile netto adjusted per settore di attività è riportata nella seguente tabella: (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Exploration & Production 5.516 10.834 5.593 (5.318) (49,1) Global Gas & LNG Portfolio 2.373 982 169 1.391 .. Enilive, Refining e Chimica 670 1.914 62 (1.244) (65,0) Plenitude & Power 414 397 327 17 4,3 Corporate e altre attività (599) (767) (1.626) 168 21,9 Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato (a) 26 (4) (176) 30 Utile (perdita) netto adjusted 8.400 13.356 4.349 (4.956) (37,1) di competenza: \- azionisti Eni 8.322 13.301 4.330 (4.979) (37,4) \- interessenze di terzi 78 55 19 23 41,8 (a) Gli utili interni riguardano gli utili sulle cessioni intragruppo di prodotti, servizi e beni materiali e immateriali esistenti a fine periodo nel patrimonio dell’impresa acquirente. ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 99 I ricavi complessivi ammontano a €94.816 milioni, in riduzione del 29% rispetto al 2022, penalizzati dall’incertezza e volatilità dello scenario di riferimento e dell’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (+3%). I ricavi della gestione caratteristica conseguiti nel 2023 (€93.717 milioni) sono diminuiti di €38.795 milioni rispetto al 2022 (-29,3%). Tale trend riflette gli effetti indotti dalla flessione dei prezzi del pe- trolio (il Brent in riduzione da 101 $/barile nel 2022 a 83 $/barile nel 2023, -18%) e del gas (i prezzi spot del gas in Italia e in Europa in riduzione di oltre il 60%) che scontano il rallentamento economico dell’Europa, le incertezze sulla ripresa della Cina e le iniziative di ge- stione produttiva dell’OPEC+. Il business della Chimica ha risentito dei deboli fondamentali in relazione allo scarso dinamismo della domanda in Europa ed alla pressione competitiva da parte di geo- I costi operativi sostenuti nel 2023 (€77.221 milioni) sono diminuiti di €28.276 milioni rispetto al 2022, pari al 26,8%. Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (€73.836 milioni) sono diminuiti del 28% princi- palmente per effetto della riduzione del costo degli idrocarburi approv- grafie con migliori posizioni di costo. Il settore Enilive e Refining ha beneficiato di condizioni di mercato ancora complessivamente fa- vorevoli dopo l’anno record del 2022, grazie al positivo andamento della domanda di carburanti e alla sensibile riduzione del costo del gas. Questi fattori positivi sono stati attenuati dalla riduzione dei dif- ferenziali tra greggi pesanti e leggeri e dai crack spread dei prodotti, in particolare la diminuzione della redditività del gasolio, che sconta il rallentamento dell’attività industriale. Il retail gas & power risente della riduzione della domanda di mercato e dei minori consumi. Gli altri ricavi e proventi di €1.099 milioni sono sostanzialmente in linea rispetto al 2022 e includono il recupero della quota dei costi del diritto di utilizzo dei beni in leasing di competenza dei partner delle joint operation non incorporate operate da Eni (€121 milioni), nonché proventi per canoni brevetti, licenze e royalties. vigionati (gas da contratti long-term e cariche petrolifere e petrolchi- miche). Il costo lavoro (€3.136 milioni) è in aumento rispetto al 2022 (€121 milioni, pari al 4%) principalmente a seguito del piano di interven- ti straordinari per i dipendenti del Gruppo in Italia attuato a fine 2023. ANALISI DELLE VOCI DEL CONTO ECONOMICO RICAVI (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Exploration & Production 23.903 31.194 21.742 (7.291) (23,4) Global Gas & LNG Portfolio 20.139 48.586 20.843 (28.447) (58,5) Enilive, Refining e Chimica 52.558 59.178 40.374 (6.620) (11,2) \- Enilive e Refining 49.340 54.675 36.501 (5.335) (9,8) \- Chimica 4.236 6.215 5.590 (1.979) (31,8) \- Elisioni (1.018) (1.712) (1.717) Plenitude & Power 14.256 20.883 11.187 (6.627) (31,7) \- Plenitude 11.102 13.497 7.452 (2.395) (17,7) \- Power 4.029 9.533 3.996 (5.504) (57,7) \- Elisioni (875) (2.147) (261) Corporate e altre attività 1.972 1.886 1.698 86 4,6 Elisioni di consolidamento (19.111) (29.215) (19.269) 10.104 Ricavi della gestione caratteristica 93.717 132.512 76.575 (38.795) (29,3) Altri ricavi e proventi 1.099 1.175 1.196 (76) (6,5) Totale ricavi 94.816 133.687 77.771 (38.871) (29,1) COSTI OPERATIVI (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi 73.836 102.529 55.549 (28.693) (28,0) Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti 249 (47) 279 296 .. Costo lavoro 3.136 3.015 2.888 121 4,0 di cui: incentivi per esodi agevolati e altro 258 202 193 77.221 105.497 58.716 (28.276) (26,8) RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023100 ENI Gli ammortamenti (€7.479 milioni) sono aumentati di €274 milioni rispetto al 2022 (+3,8%) principalmente nel settore Exploration & Production per effetto degli avvii e ramp-up di nuovi progetti par- zialmente compensati dall’apprezzamento dell’euro nonché nel settore Plenitude & Power a seguito dell’avvio di alcuni impianti. Le svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali e im- materiali e di diritto di utilizzo beni in leasing (€1.802 milioni), com- mentate nel paragrafo “special item” sono così articolate: AMMORTAMENTI, SVALUTAZIONI, RIPRESE DI VALORE E RADIAZIONI (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Exploration & Production 6.148 6.017 5.976 131 2,2 Global Gas & LNG Portfolio 233 217 174 16 7,4 Enilive, Refining e Chimica 524 506 512 18 3,6 \- Enilive e Refining 418 389 417 29 7,5 \- Chimica 106 117 95 (11) (9,4) Plenitude & Power 466 358 286 108 30,2 \- Plenitude 404 307 241 97 31,6 \- Power 62 51 45 11 21,6 Corporate e altre attività 142 140 148 2 1,4 Effetto eliminazione utili interni (34) (33) (33) (1) Totale Ammortamenti 7.479 7.205 7.063 274 3,8 Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali e immateriali e di diritti di utilizzo beni in leasing 1.802 1.140 167 662 58,1 Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore nette 9.281 8.345 7.230 936 11,2 Radiazioni 535 599 387 (64) (10,7) 9.816 8.944 7.617 872 9,7 (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Exploration & Production 1.037 432 (1.244) 605 Global Gas & LNG Portfolio (1) (12) 26 11 Enilive, Refining e Chimica 764 717 1.342 47 Plenitude & Power (30) (37) 20 7 Corporate e altre attività 32 40 23 (8) Svalutazioni (Riprese di valore) nette di attività materiali e immateriali e di diritti di utilizzo beni in leasing 1.802 1.140 167 662 Le radiazioni (€535 milioni) si riferiscono principalmente al settore E&P. In particolare, nell’ambito delle attività esplorative e di apprai- sal nel corso dell’esercizio sono state rilevate radiazioni riguardanti i costi dei pozzi esplorativi in corso e completati in attesa di esito che nell’esercizio sono risultati d’insuccesso relativi in particolare a iniziative in Egitto, Messico, Mozambico, Marocco, Emirati Arabi e Libano, nonché titoli minerari esplorativi principalmente per abban- dono delle iniziative sottostanti. ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 101 PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto (487) (939) (849) 452 \- Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari (667) (507) (475) (160) \- Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading 250 (53) 11 303 \- Proventi (oneri) netti su altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 34 (2) 36 \- Interessi ed altri oneri verso banche ed altri finanziatori (207) (128) (94) (79) \- Interessi passivi su passività per beni in leasing (267) (315) (304) 48 \- Interessi attivi verso banche 356 57 4 299 \- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa 14 9 9 5 Proventi (oneri) su strumenti finanziari derivati (61) 13 (306) (74) \- Strumenti finanziari derivati su valute (63) (70) (322) 7 \- Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse 2 81 16 (79) \- Opzioni 2 (2) Differenze di cambio 255 238 476 17 Altri proventi (oneri) finanziari (274) (275) (177) 1 \- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa 153 128 67 25 \- Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (accretion discount) (341) (199) (144) (142) \- Altri proventi (oneri) finanziari (86) (204) (100) 118 (567) (963) (856) 396 Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale 94 38 68 56 (473) (925) (788) 452 Gli oneri finanziari netti di €473 milioni registrano un decremento di €452 milioni rispetto al 2022 a seguito della riduzione degli oneri finanziari correlati all’indebitamento (+€452 milioni) principalmente dovuta all’andamento discendente della curva tassi presa a riferi- mento per il calcolo del fair value delle attività finanziarie di trading (+€303 milioni) e all’effetto sui proventi finanziari dei più elevati tassi I proventi netti su partecipazioni ammontano a €2.444 milioni e riguardano: • le quote di competenza dei risultati dell’esercizio delle imprese par- tecipate valutate con il metodo del patrimonio netto per comples- sivi €1.336 milioni attribuibili essenzialmente alla rilevazione della quota di competenza della JV Vår Energi, Azule e di ADNOC Refi- nery, nonché la quota Eni del risultato della joint venture Saipem; • i dividendi di €255 milioni ricevuti da partecipazioni minoritarie misurate al fair value con imputazione nell’utile complessivo, medi sulle giacenze attive registrate nell’anno rispetto all’effetto sul- le passività finanziarie che presentano tassi prevalentemente fissi (effetto netto di €220 milioni). Tali fattori positivi sono stati in par- te compensati dall’effetto negativo della variazione del fair value su strumenti derivati su tassi d’interesse (€79 milioni) privi dei requisiti formali per il trattamento in hedge accounting previsto dallo IFRS 9. principalmente la Nigeria LNG (€179 milioni) e la Saudi Euro- pean Petrochemical Co. (€55 milioni); • la plusvalenza di €420 milioni relativa alla cessione del 49,9% delle controllate Eni che gestiscono i gasdotti TTPC/Transmed e dei relativi diritti di trasporto di gas naturale importato dall’Al- geria a seguito dell’accordo con Snam SpA, nonché la plusva- lenza relativa alla valutazione al fair value della partecipazione mantenuta nella società conferitaria iscritta negli “Altri proven- ti netti”. PROVENTI (ONERI) NETTI SU PARTECIPAZIONE 2023 (€ milioni) Exploration & Production Global Gas & LNG Portfolio Enilive, Refining e Chimica Plenitude & Power Corporate e altre attività Gruppo Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto 1.009 49 343 (55) (10) 1.336 Dividendi 194 60 1 255 Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni 8 420 2 430 Altri proventi (oneri) netti (1) 444 (13) (7) 423 1.210 913 392 (55) (16) 2.444 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023102 ENI (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto 1.336 1.841 (1.091) (505) Dividendi 255 351 230 (96) Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni 430 483 1 (53) Altri proventi (oneri) netti 423 2.789 (8) (2.366) Proventi (oneri) su partecipazioni 2.444 5.464 (868) (3.020) Le imposte sul reddito si riducono di €2.720 milioni a €5.368 milioni. Le imposte sul reddito del 2022 comprendevano l’imposta straordi- naria di solidarietà per l’anno 2022 introdotta in Italia dalla Legge n. 51/2022, nonché un’addizionale d’imposta sui profitti energetici nel Regno Unito nonché il contributo straordinario previsto dalla Legge n. 197/2022 (Finanziaria 2023) calcolato sul reddito imponibile 2022 al IMPOSTE SUL REDDITO lordo della distribuzione di riserve di rivalutazione. Il tax rate reported si attesta a circa il 53% per effetto: (i) dell’impatto del calo dei prezzi del petrolio e del gas; (ii) dell’impatto dell’imposta sui profitti energetici del Regno Unito, efficace dal terzo trimestre 2022; e (iii) dell’impatto di al- cuni costi non deducibili (per esempio le radiazioni di costi esplorativi). Su base adjusted, il tax rate si ridetermina in circa il 44%. RISULTATI PER SETTORE DI ATTIVITÀ 1 EXPLORATION & PRODUCTION 2 (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Utile (perdita) operativo 8.549 15.963 10.113 (7.414) (46,4) Esclusione special item: 1.385 506 (773) 879 \- oneri ambientali 81 30 60 51 \- svalutazioni (riprese di valore) nette 1.037 432 (1.244) 605 \- radiazioni pozzi esplorativi per abbandono progetti 2 247 (2) \- plusvalenze nette su cessione di asset 2 (27) (77) 29 \- oneri per incentivazione all'esodo 40 34 60 6 \- accantonamenti a fondo rischi 7 34 113 (27) \- differenze e derivati su cambi 62 (54) (3) 116 \- altro 156 55 71 101 Utile (perdita) operativo adjusted 9.934 16.469 9.340 (6.535) (39,7) Proventi (oneri) finanziari netti (a) (196) (319) (313) 123 Proventi (oneri) su partecipazioni (a) 1.321 2.086 681 (765) di cui: Vår Energi 454 951 425 (497) Azule 653 455 198 Imposte sul reddito (a) (5.543) (7.402) (4.115) 1.859 Tax rate (%) 50,1 40,6 42,4 Utile (perdita) netto adjusted 5.516 10.834 5.593 (5.318) (49,1) I risultati includono: costi di ricerca esplorativa: 687 605 558 82 13,6 ‐ costi di prospezioni, studi geologici e geofisici 205 220 194 (15) (6,8) ‐ radiazione di pozzi di insuccesso (b) 482 385 364 97 25,2 Prezzi medi di realizzo Petrolio (c) ($/barile) 78,25 92,49 66,62 (14,24) (15,4) Gas naturale ($/migliaia di metri cubi) 287,49 366,6 234,77 (79,09) (21,6) Idrocarburi ($/boe) 59,35 73,98 51,49 (14,63) (19,8) (a) Escludono gli special item. (b) Include anche la radiazione di diritti esplorativi unproved, laddove presenti, associati ai progetti con esito negativo. (c) Include condensati. (1) Note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con gli Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance (Orien- tamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015\. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. sezione “Indicatori alternativi di performance” alle pagine seguenti della presente relazione. (2) A partire dal 2023, i risultati dei business Cattura, Stoccaggio e Utilizzo della CO 2 e dell’Agri-business, in fase di sviluppo, precedentemente inclusi nel settore E&P, sono stati riclassi- ficati nel settore “Corporate e altre attività”. I periodi di confronto sono stati coerentemente riesposti; gli effetti sono immateriali. L’analisi per tipologia di provento/onere è illustrata nella tabella seguente: ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 103 Nel 2023 il settore Exploration & Production ha registrato un uti- le operativo adjusted di €9.934 milioni, -39,7% rispetto al 2022, a causa della flessione dei prezzi del petrolio in dollari (marker Brent -18%) e dei prezzi di riferimento del gas in tutte le aree ge- ografiche, che hanno influito negativamente sui prezzi di realiz- zo della produzione, in particolare in Europa, dei maggiori costi esplorativi nonché del mancato contributo delle società operative angolane a seguito del loro conferimento nella JV Azule, nel terzo trimestre 2022, i cui risultati sono rilevati nella gestione delle par- tecipazioni, e dell’apprezzamento del tasso di cambio EUR/USD (+3%). Tali effetti negativi sono stati in parte assorbiti dagli effetti positivi volume/mix. L’utile operativo adjusted è stato determinato con una rettifica positi- va per special item di €1.385 milioni. Il settore ha riportato un utile netto adjusted di €5.516 milioni nell’esercizio in calo del 49% rispetto al 2022, a causa della più de- bole performance operativa e dei minori proventi da partecipazioni. Su base annua, il tax rate aumenta di oltre 9 punti percentuali ri- spetto al 2022 per effetto: (i) dell’impatto del calo dei prezzi del petrolio e del gas; (ii) dell’impatto dell’imposta sui profitti energetici del Regno Unito, non considerata special item (efficace dal terzo trimestre 2022); e (iii) dell’impatto di alcuni costi non deducibili (per esempio le radiazioni di costi esplorativi). GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Utile (perdita) operativo 2.431 3.730 899 (1.299) (34,8) Esclusione special item: 816 (1.667) (319) 2.483 \- svalutazioni (riprese di valore) nette (1) (12) 26 11 \- oneri per incentivazione all'esodo 4 4 5 \- derivati su commodity 97 (1.805) (207) 1.902 \- differenze e derivati su cambi (105) 244 206 (349) \- altro 821 (98) (349) 919 Utile (perdita) operativo adjusted 3.247 2.063 580 1.184 57,4 Proventi (oneri) finanziari netti (a) 1 (17) (17) 18 Proventi (oneri) su partecipazioni (a) 49 4 45 di cui: SeaCorridor 49 49 Imposte sul reddito (a) (924) (1.068) (394) 144 Utile (perdita) netto adjusted 2.373 982 169 1.391 (a) Escludono gli special item. Nel 2023 il settore Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito l’utile ope- rativo adjusted di €3.247 milioni, in crescita del 57% rispetto al 2022 (+€1.184 milioni rispetto al 2022) guidato dalle ottimizzazioni del porta- foglio di gas naturale e GNL, rinegoziazioni contrattuali che hanno aiu- tato a compensare la contrazione delle importazioni dalla Russia, man- tenendo stabilità e sicurezza delle forniture verso i mercati Europei. Il risultato riflette inoltre il positivo esito di una procedura di arbitraggio. L’esercizio chiude con un utile netto adjusted di €2.373 milioni rispet- to all’utile di €982 milioni del 2022. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023104 ENI ENILIVE, REFINING E CHIMICA (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Utile (perdita) operativo (1.397) 460 45 (1.857) .. Esclusione (utile) perdita di magazzino 604 (416) (1.455) Esclusione special item: 1.348 1.885 1.562 \- oneri ambientali 373 962 150 \- svalutazioni (riprese di valore) nette 764 717 1.342 \- plusvalenze nette su cessione di asset (9) (10) (22) \- accantonamenti a fondo rischi 19 52 (4) \- oneri per incentivazione all'esodo 46 46 42 \- derivati su commodity 14 4 50 \- differenze e derivati su cambi 24 (33) (14) \- altro 117 147 18 Utile (perdita) operativo adjusted 555 1.929 152 (1.374) (71,2) \- Enilive 728 672 n.d 56 8,3 \- Refining 441 1.511 n.d (1.070) (70,8) \- Chimica (614) (254) 198 (360) .. Proventi (oneri) finanziari netti (a) (38) (36) (32) (2) Proventi (oneri) su partecipazioni (a) 412 637 (4) (225) di cui: ADNOC Refining 400 568 (76) St. Bernard Renewables Llc (6) Imposte sul reddito (a) (259) (616) (54) 357 Utile (perdita) netto adjusted 670 1.914 62 (1.244) (65,0) (a) Escludono gli special item. Il business Enilive ha registrato l’utile operativo adjusted di €728 mi- lioni nell’esercizio 2023, +8% rispetto al 2022, per effetto della solida performance del Marketing. Il business Refining ha registrato l’utile operativo adjusted di €441 milioni nell’esercizio 2023 che si confronta con un utile di €1.511 milioni nell’anno 2022, negativamente influenzato dalla riduzione dei differenziali tra greggi pesanti e leggeri e dai crack spread dei prodotti, in parte compensati dalla riduzione del costo delle utilities dovuta al calo dei prezzi del gas naturale. Nel 2023 il business della Chimica ha registrato una perdita operati- va adjusted di €614 milioni, in aumento rispetto alla perdita di €254 milioni conseguita nell’esercizio 2022. Tale risultato riflette il calo del- la domanda in tutti i segmenti di business dovuto al rallentamento macroeconomico e ai maggiori costi di produzione in Europa che hanno ridotto la competitività delle produzioni di Versalis rispetto ai competitors americani ed asiatici. L’ utile operativo adjusted del settore Enilive, Refining e Chimica pari a €555 milioni è ottenuto con una rettifica positiva per gli special item di €1.348 milioni e con l’esclusione della perdita da valutazione delle scorte di €604 milioni. L’ utile netto adjusted del settore Enilive, Refining e Chimica si atte- sta a €670 milioni rispetto all’utile di €1.914 milioni del 2022. ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 105 PLENITUDE & POWER (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Utile (perdita) operativo (464) (825) 2.355 361 43,8 Esclusione special item: 1.145 1.440 (1.879) \- oneri ambientali 1 2 \- svalutazioni (riprese di valore) nette (30) (37) 20 \- plusvalenze nette su cessione di asset 1 (2) \- oneri per incentivazione all'esodo 9 65 (5) \- derivati su commodity 1.144 1.412 (1.982) \- differenze e derivati su cambi (5) (6) \- altro 21 2 96 Utile (perdita) operativo adjusted 681 615 476 66 10,7 \- Plenitude 515 345 363 170 49,3 \- Power 166 270 113 (104) (38,5) Proventi (oneri) finanziari netti (a) (15) (11) (2) (4) Proventi (oneri) su partecipazioni (a) (34) (6) (3) (28) Imposte sul reddito (a) (218) (201) (144) (17) Utile (perdita) netto adjusted 414 397 327 17 4,3 (a) Escludono gli special item. Nel 2023, Plenitude ha registrato un utile operativo adjusted pari a €515 milioni, in aumento del 49,3% rispetto al 2022, grazie ai buoni risultati del business retail e al ramp-up della capacità installata e dei volumi di produzione da fonti rinnovabili, confermando il valore del modello di business integrato che ha permesso di cogliere al meglio le dinamiche di scenario. Il business Power di produzione di energia da impianti a gas ha con- seguito l’utile operativo adjusted di €166 milioni, in riduzione di €104 Il risultato dell’aggregato Corporate e Altre Attività include princi- palmente i costi delle sedi direzionali Eni al netto dei riaddebiti alle società operativi per la fornitura di servizi generali, amministrativi, finanziari, ICT, risorse umane, legali, affari societari, nonché i costi operativi delle attività di bonifica di aree di proprietà del Gruppo inattive a seguito della cessazione di precedenti operazioni indu- striali, al netto dei margini di società controllate captive che for- milioni rispetto all’anno 2022 che beneficiava di uno scenario prezzi particolarmente positivo. L’ utile operativo adjusted del settore Plenitude & Power pari a €681 milioni è ottenuto con una rettifica positiva per gli special item di €1.145 milioni. L’ utile netto adjusted del settore Plenitude & Power di €414 milioni è in aumento del 4,3% rispetto al 2022 (utile netto adjusted di €397 milioni). niscono servizi specialistici al business (assicurazioni, finanziario, recruitment). Inoltre, a partire dal quarto trimestre 2023, i risultati dei business Cattura, Stoccaggio e Utilizzo della CO 2 e dell’Agri-bu- siness, in fase di sviluppo, precedentemente inclusi nel settore E&P, sono stati riclassificati nel settore “Corporate e altre attività”. I dati comparativi sono stati coerentemente riesposti; gli effetti sono im- materiali. CORPORATE E ALTRE ATTIVITÀ (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Utile (perdita) operativo (943) (1.956) (863) 1.013 51,8 Esclusione special item: 292 1.276 223 \- oneri ambientali 193 1.062 61 \- svalutazioni (riprese di valore) nette 32 40 23 \- plusvalenze nette su cessione di asset (4) (5) 1 \- accantonamenti a fondo rischi 13 1 33 \- oneri per incentivazione all'esodo 59 53 91 \- differenze e derivati su cambi 3 (3) \- altro (4) 128 14 Utile (perdita) operativo adjusted (651) (680) (640) 29 4,3 Proventi (oneri) finanziari netti (a) (195) (669) (539) 474 Proventi (oneri) su partecipazioni (a) (2) (91) (691) 89 Imposte sul reddito (a) 249 673 244 (424) Utile (perdita) netto adjusted (599) (767) (1.626) 168 21,9 (a) Escludono gli special item. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023106 ENI Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato aggrega i valori attivi e passivi dello schema statutory secondo il criterio della fun- zionalità alla gestione dell’impresa considerata suddivisa convenzio- nalmente nelle tre funzioni fondamentali: l’investimento, l’esercizio, il finanziamento. Il management ritiene che lo schema proposto rappresenti un’utile informativa per l’investitore perché consente di STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO (a) individuare le fonti delle risorse finanziarie (mezzi propri e mezzi di terzi) e gli impieghi delle stesse nel capitale immobilizzato e in quello di esercizio. Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato e uti- lizzato dal management per il calcolo dei principali indici finanziari di redditività del capitale investito (ROACE adjusted) e di solidità/equili- brio della struttura finanziaria (gearing/leverage). (€ milioni) 31 dicembre 2023 31 dicembre 2022 Var. ass. Capitale immobilizzato Immobili, impianti e macchinari 56.299 56.332 (33) Diritto di utilizzo beni in leasing 4.834 4.446 388 Attività immateriali 6.379 5.525 854 Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo 1.576 1.786 (210) Partecipazioni 13.886 13.294 592 Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa 2.335 1.978 357 Debiti netti relativi all’attività di investimento (2.031) (2.320) 289 83.278 81.041 2.237 Capitale di esercizio netto Rimanenze 6.186 7.709 (1.523) Crediti commerciali 13.184 16.556 (3.372) Debiti commerciali (14.231) (19.527) 5.296 Attività (passività) tributarie nette (2.112) (2.991) 879 Fondi per rischi e oneri (15.533) (15.267) (266) Altre attività (passività) d’esercizio (892) 316 (1.208) (13.398) (13.204) (194) Fondi per benefici ai dipendenti (748) (786) 38 Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili 747 156 591 CAPITALE INVESTITO NETTO 69.879 67.207 2.672 Patrimonio netto degli azionisti Eni 53.184 54.759 (1.575) Interessenze di terzi 460 471 (11) Patrimonio netto 53.644 55.230 (1.586) Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 10.899 7.026 3.873 Passività per leasing 5.336 4.951 385 \- di cui working interest Eni 4.856 4.457 399 \- di cui working interest follower 480 494 (14) Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 16.235 11.977 4.258 COPERTURE 69.879 67.207 2.672 (a) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo “Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori”. Al 31 dicembre 2023 il capitale immobilizzato (€83.278 milioni) è au- mentato di €2.237 milioni rispetto al 31 dicembre 2022 per effetto degli investimenti, delle acquisizioni (in particolare in Algeria e la partecipazio- ne di controllo in Novamont) e dell’incremento del book value delle par- tecipazioni valutate all’equity (principalmente il 50% della bioraffineria Chalmette negli Stati Uniti), nonché della derecognition degli asset Eni relativi al trasporto di gas naturale dall’Algeria/Tunisia, che sono stati conferiti nella società di nuova costituzione “SeaCorridor” (joint venture tra Eni e Snam con una quota rispettivamente del 50,1% e del 49,9%) e l’iscrizione del valore della partecipazione Eni nella JV. Questi incremen- ti sono stati in parte compensati dall’effetto negativo delle differenze cambio (al 31 dicembre 2023, cambio puntuale EUR/USD pari a 1,105 rispetto al cambio di 1,067 al 31 dicembre 2022, +4%) nonché dagli am- mortamenti/svalutazioni e radiazioni di periodo. L’incremento della voce “Diritto di utilizzo beni in leasing” si riferisce ai progetti di sviluppo della FLNG in Congo e di Baleine nell’offshore della Costa d’Avorio. Il capitale di esercizio netto (-€13.398 milioni) è diminuito di €194 milioni rispetto al 31 dicembre 2022. Il minor valore delle scorte di petrolio e prodotti dovuto all’applicazione del metodo del costo medio ponderato in un contesto di prezzi in calo (-€1.523 milioni) e l’incremento delle altre attività (passività) d’esercizio (-€1.208 milioni) per effetto della variazione del fair value degli strumenti derivati sono stati in parte compensati dal decremento del saldo tra crediti e debiti commerciali (+€1.924 miliardi). ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 107 (€ milioni) 2023 2022 Utile (perdita) netto dell'esercizio 4.860 13.961 Componenti non riclassificabili a conto economico 22 114 Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti (31) 60 Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI 45 56 Quota di pertinenza delle “altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (2) 3 Effetto fiscale 10 (5) Componente riclassificabili a conto economico (1.573) 1.643 Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro (2.010) 1.095 Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 541 794 Quota di pertinenza delle “altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 54 (12) Effetto fiscale (158) (234) Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo (1.551) 1.757 Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio 3.309 15.718 di competenza: \- azionisti Eni 3.220 15.643 \- interessenze di terzi 89 75 (€ milioni) Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2022 44.519 Totale utile (perdita) complessivo 15.718 Dividendi distribuiti agli azionisti Eni (3.022) Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate (60) Cessione Enipower 542 Acquisto azioni proprie (2.400) Cedole obbligazioni subordinate perpetue (138) Imposte su cedole bond ibrido 44 Altre variazioni 27 Totale variazioni 10.711 Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2022 55.230 di competenza: \- azionisti Eni 54.759 \- interessenze di terzi 471 Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2023 55.230 Totale utile (perdita) complessivo 3.309 Dividendi distribuiti agli azionisti Eni (3.005) Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate (36) Cedole obbligazioni subordinate perpetue (138) Acquisto azioni proprie (1.837) Emissione bond convertibile 79 Imposte su cedole bond ibrido 40 Altre variazioni 2 Totale variazioni (1.586) Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2023 53.644 di competenza: \- azionisti Eni 53.184 \- interessenze di terzi 460 RICONDUZIONE DELL’UTILE COMPLESSIVO PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO Il patrimonio netto (€53.644 milioni) si riduce di €1.586 milioni rispetto al 31 dicembre 2022 per effetto dell’utile netto del perio- do (€4.860 milioni), della variazione positiva della riserva cash flow hedge (€541 milioni) in parte compensati dalle differenze negative di cambio (€2.010 milioni) che riflettono il deprezza- mento del dollaro rispetto all’euro, nonché dai dividendi distribu- iti agli azionisti (€3.005 milioni) e del riacquisto di azioni proprie (€1.837 milioni). RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023108 ENI (€ milioni) 31 dicembre 2023 31 dicembre 2022 Var. ass. Debiti finanziari e obbligazionari 28.729 26.917 1.812 \- Debiti finanziari a breve termine 7.013 7.543 (530) \- Debiti finanziari a lungo termine 21.716 19.374 2.342 Disponibilità liquide ed equivalenti (10.193) (10.155) (38) Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (6.782) (8.251) 1.469 Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa (855) (1.485) 630 Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 10.899 7.026 3.873 Passività per beni in leasing 5.336 4.951 385 \- di cui working interest Eni 4.856 4.457 399 \- di cui working interest follower 480 494 (14) Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 16.235 11.977 4.258 Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi 53.644 55.230 (1.586) Leverage ante lease liability ex IFRS 16 0,20 0,13 0,07 Leverage post lease liability ex IFRS 16 0,30 0,22 0,08 Il “leverage” misura il grado di indebitamento della Società ed è calcolato come rapporto tra l’indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi azionisti. Il management Eni utilizza tale indicatore per valutare il grado di INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di inci- denza relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per effettuare analisi di benchmark con gli standard dell’industria. L’indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2023 è pari a €16.235 milioni in aumento di €4.258 milioni rispetto al 2022. I debiti finanziari e obbligazionari ammontano a €28.729 milioni, di cui €7.013 milioni a breve termine (comprensivi delle quote in scadenza entro 12 mesi dei debiti finanziari a lungo termine di €2.921 milioni) e €21.716 milioni a lungo termine. Escludendo l’effetto della lease liability - IFRS 16, l’indebitamento finanziario netto si ridetermina a €10.899 miliardi, in aumento di €3.873 milioni rispetto al 31 dicembre 2022. Il leverage 3 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – si attesta a 0,20 al 31 dicembre 2023 (0,13 al 31 dicembre 2022). (3) Note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con gli Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance (Orien- tamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. sezione “Misure alternative di performance” alle pagine seguenti della presente relazione. ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 109 RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato è la sintesi dello schema statutory al fine di consentire il collegamento tra il rendicon- to finanziario, che esprime la variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo dello schema obbligatorio, e la variazione dell’in- debitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo dello schema riclassificato. La misura che consente tale collegamento è il “free cash flow” cioè l’avanzo o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamen- to degli investimenti. Il free cash flow chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/ acquisto netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli effet- ti sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze cambio da conversione; (ii) sulla variazione dell’indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio, nonché gli effetti sull’indebitamento finanziario netto delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione. RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO (a) (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Utile (perdita) netto 4.860 13.961 5.840 (9.101) Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa: \- ammortamenti e altre componenti non monetarie 7.781 4.369 8.568 3.412 \- plusvalenze nette su cessioni di attività (441) (524) (102) 83 \- dividendi, interessi e imposte 5.596 8.611 5.334 (3.015) Variazione del capitale di esercizio 1.811 (1.279) (3.146) 3.090 Dividendi incassati da partecipate 2.255 1.545 857 710 Imposte pagate (6.283) (8.488) (3.726) 2.205 Interessi (pagati) incassati (460) (735) (764) 275 Flusso di cassa netto da attività operativa 15.119 17.460 12.861 (2.341) Investimenti tecnici (9.215) (8.056) (5.234) (1.159) Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda (2.592) (3.311) (2.738) 719 Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d'azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni 596 1.202 404 (606) Altre variazioni relative all’attività di investimento (348) 2.361 289 (2.709) Free cash flow 3.560 9.656 5.582 (6.096) Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa 2.194 786 (4.743) 1.408 Variazione debiti finanziari correnti e non correnti 315 (2.569) (244) 2.884 Rimborso di passività per beni in leasing (963) (994) (939) 31 Flusso di cassa del capitale proprio (4.882) (4.841) (2.780) (41) Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue (138) (138) 1.924 Variazioni area di consolidamento, differenze cambio sulle disponibilità (62) 16 52 (78) VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI 24 1.916 (1.148) (1.892) Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted 16.498 20.380 12.711 (3.882) VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Free cash flow 3.560 9.656 5.582 (6.096) Rimborso di passività per beni in leasing (963) (994) (939) 31 Debiti e crediti finanziari società acquisite (234) (512) (777) 278 Debiti e crediti finanziari società disinvestite (155) 142 (297) Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni (1.061) (1.352) (429) 291 Flusso di cassa del capitale proprio (4.882) (4.841) (2.780) (41) Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue (138) (138) 1.924 VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITÀ PER LEASING (3.873) 1.961 2.581 (5.834) Rimborsi lease liability 963 994 939 (31) Accensioni del periodo e altre variazioni (1.348) (608) (1.258) (740) Variazione passività per beni in leasing (385) 386 (319) (771) VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITÀ PER LEASING (4.258) 2.347 2.262 (6.605) (a) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo “Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori”. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023110 ENI Il flusso di cassa netto da attività operativa dell’esercizio 2023 è sta- to di €15.119 milioni con un decremento di €2.341 milioni rispetto al 2022 e include €2.255 milioni di dividendi incassati dalle partecipate, principalmente Azule Energy, Vår Energi e Adnoc R&T ed è stato im- pattato dalla riduzione di circa €0,5 miliardi della manovra factoring rispetto all’ammontare di crediti commerciali ceduti a fine 2022. Prima della variazione del capitale circolante al costo di rimpiazzo e di alcune rettifiche, il flusso di cassa netto da attività operativa si ride- termina in €16.498 milioni nell’anno. Tali rettifiche comprendono: l’uti- le/perdita di magazzino olio e prodotti, la differenza temporanea tra il valore del magazzino gas calcolato in base al metodo del costo medio ponderato e la misura interna di performance del management che uti- lizza il magazzino quale leva di ottimizzazione dei margini, il fair value dei derivati su commodity privi dei requisiti formali per il trattamento in hedge accounting, o ripartiti proporzionalmente per competenza, non- ché accantonamenti a fondo rischi straordinari (ad esempio relativi agli accantonamenti per il decommissioning delle raffinerie o alle perdite attese su crediti a causa di eventi al di fuori del rapporto commercia- le). Esclude inoltre il pagamento relativo alla windfall tax straordinaria italiana di €0,4 miliardi istituita dalla Legge di Bilancio 2023, calcolato sull’utile ante imposte 2022 e stanziato nel bilancio 2022. L’incremento dell’indebitamento ante IFRS 16 pari a circa €3,9 miliardi è dovuto al flusso di cassa netto da attività operativa adjusted di circa €16,5 miliardi, agli investimenti netti di €9,2 miliardi, ai fabbisogni di circolante (€1 miliardi), al pagamento dei dividendi agli azionisti Eni e all’acquisto di azioni proprie di €4,8 miliardi, all’effetto netto di acqui- sizioni/disinvestimenti (€2,4 miliardi), ad altre attività d’investimento e altre variazioni (€1,5 miliardi), nonché al pagamento delle rate di le- asing e delle cedole dei bond ibridi (€1,1 miliardi) e della windfall tax straordinaria italiana (€0,4 miliardi). La riconduzione del flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted al flusso di cassa netto da attività ope- rativa per i reporting period 2023, 2022 e 2021 è riportata di seguito: (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Flusso di cassa netto da attività operativa 15.119 17.460 12.861 (2.341) Variazione del capitale di esercizio (1.811) 1.279 3.146 (3.090) Esclusione derivati su commodity 1.255 (389) (2.139) 1.644 Esclusione (utile) perdita di magazzino 562 (564) (1.491) 1.126 Accantonamenti straordinari su crediti e per oneri 1.373 2.594 334 (1.221) Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted 16.498 20.380 12.711 (3.882) INVESTIMENTI TECNICI E IN PARTECIPAZIONI (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Var. % Exploration & Production 7.133 6.252 3.824 881 14,1 \- acquisto di riserve proved e unproved 260 17 (260) (100,0) \- ricerca esplorativa 784 708 391 76 10,7 \- sviluppo di idrocarburi 6.293 5.238 3.364 1.055 20,1 \- altro 56 46 52 10 21,7 Global Gas & LNG Portfolio 16 23 19 (7) (30,4) Enilive, Refining e Chimica 982 878 728 104 11,8 \- Enilive e Refining 795 623 538 172 27,6 \- Chimica 187 255 190 (68) (26,7) Plenitude & Power 740 631 443 109 17,3 \- Plenitude 637 481 366 156 32,4 \- Power 103 150 77 (47) (31,3) Corporate e altre attività 363 276 224 87 31,5 Effetto eliminazione utili interni (19) (4) (4) Investimenti tecnici (a) 9.215 8.056 5.234 1.159 14,4 Investimenti in partecipazioni/business combination 2.592 3.311 2.738 (719) (21,7) Totale investimenti tecnici e in partecipazioni/business combination 11.807 11.367 7.972 440 3,9 (a) I costi capitalizzati per i quali sono state concesse dilazioni di pagamento che hanno comportato la classificazione del debito come finanziario sono rilevati nelle altre variazioni del rendiconto finanziario riclassificato e non sono riportati nella tabella (€966 milioni nel 2023). ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 111 I fabbisogni per gli investimenti tecnici e in partecipazioni/business combination ammontano a €11.807 milioni, in aumento del 3,9% ri- spetto al 2022. Gli investimenti in partecipazioni/business combination (€2.592 miliardi) si riferiscono principalmente all’acquisizione degli asset a gas di bp in Algeria, della partecipazione di Chevron in asset indonesiani, della partecipazione nella bioraffineria St. Bernard (Chalmette) negli Stati Uniti, del controllo di Novamont con l’ac- quisizione della quota residua del capitale sociale, degli asset del business rinnovabili di Plenitude e del saldo del corrispettivo rela- tivo all’acquisizione del gruppo PLT effettuata alla fine del 2022. Tali impieghi sono stati in parte compensati dalla cessione del 49,9% della partecipazione Eni nelle società di gestione dei ga- sdotti TTPC/Transmed a seguito dell’accordo con Snam, nonché di altri asset non strategici. Gli investimenti tecnici di €9.215 milioni (€8.056 milioni nell’eser- cizio 2022) evidenziano un aumento del 14,4% e hanno riguardato principalmente: • lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi (€6.293 milioni) in particola- re in Costa d’Avorio, Congo, Egitto, Italia, Emirati Arabi Uniti, Libia e Algeria; • l’attività di raffinazione bio e tradizionale in Italia e all’estero e l’at- tività di biometano (€621 milioni) finalizzati essenzialmente ad at- tività di sviluppo, di asset integrity e stay-in-business, nonché agli interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente; nel marketing (€174 milioni) essenzialmente interventi per obblighi di legge e stay-in-business della rete di distribuzione di prodotti petroliferi in Italia e nel resto d’Europa; • Plenitude (€637 milioni) relativa principalmente allo sviluppo del business delle rinnovabili, acquisizione di nuovi clienti e attività di sviluppo di infrastrutture di rete per veicoli elettrici. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023112 ENI Il management valuta le performance underlying dei settori di bu- siness sulla base di misure di risultato non previste dagli IFRS (“Mi- sure alternative di performance”) che escludono dall’utile operativo e dall’utile netto reported una serie di oneri e proventi straordinari (special items) rispettivamente before e after tax che comprendo- no in particolare: le svalutazioni di asset, le plusvalenze da ces- sione, gli accantonamenti al fondo rischi ambientale e altri fondi, gli oneri delle ristrutturazioni, il fair value dei derivati di copertura privi dei requisiti formali per l’hedge accounting e le svalutazioni delle attività per imposte anticipate. Inoltre, è oggetto di esclusione il cosiddetto profit/loss on stock dato dalla differenza tra il costo corrente delle quantità vendute e quello determinato sulla base del criterio contabile IFRS del costo medio ponderato per la valutazio- ne delle giacenze di fine periodo. Il profit (loss) on stock non è ri- levato nei settori che utilizzano il magazzino come leva gestionale per ottimizzare i margini. Tali misure di risultato sono definite utile operativo adjusted e utile netto adjusted. Il management ritiene che tali misure di performance consentano di facilitare l’analisi dell’andamento dei business, assicurando una migliore comparabilità dei risultati nel tempo, avuto riguardo alla pre- senza di fenomeni non ricorrenti, e, agli analisti finanziari, di valutare i risultati di Eni sulla base dei loro modelli previsionali. L’informativa finanziaria Non-GAAP deve essere considerata come complementa- re e non sostituisce le informazioni redatte secondo gli IFRS. Le altre compagnie possono adottare metodologie differenti per il calcolo delle Non-GAAP measures. Di seguito la descrizione delle principali misure alternative di perfor- mance; le misure di seguito rappresentate sono afferenti a risultati consuntivati: Utile operativo e utile netto adjusted L’utile operativo e l’utile netto adjusted sono ottenuti escludendo dall’utile operativo e dall’utile netto reported gli special item e l’utile/ perdita di magazzino, nonché, nella determinazione dell’utile netto dei settori di attività, gli oneri/proventi finanziari correlati all’indebi- tamento finanziario netto. Ai fini della determinazione dei risultati adjusted dei settori, sono classificati nell’utile operativo gli effetti economici relativi agli strumenti finanziari derivati attivati per la ge- stione del rischio connesso all’esposizione dei margini industriali e dei debiti e crediti commerciali in valuta ai movimenti dei tassi di cambio e le relative differenze di cambio di traduzione. L’effetto fisca- le correlato alle componenti escluse dal calcolo dell’utile netto adju- sted è determinato sulla base della natura di ciascun componente di reddito oggetto di esclusione, con l’eccezione degli oneri/proventi finanziari per i quali è applicata convenzionalmente l’aliquota statu- tory delle società italiane. Gli oneri/proventi finanziari correlati all’indebitamento finanziario netto esclusi dall’utile netto adjusted di settore sono rappresenta- ti dagli oneri finanziari sul debito finanziario lordo e dai proventi sulle disponibilità e sugli impieghi di cassa non strumentali all’at- tività operativa. Pertanto restano inclusi nell’utile netto adjusted di settore gli oneri/ proventi finanziari correlati con gli asset finanziari operati dal settore, in particolare i proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all’atti- vità operativa e gli oneri finanziari derivanti dall’accretion discount di passività rilevate al valore attuale (in particolare le passività di sman- tellamento e ripristino siti nel settore Exploration & Production). Utile/perdita di magazzino L’utile/perdita di magazzino deriva dalla differenza tra il costo corren- te dei prodotti venduti e quello risultante dall’applicazione del costo medio ponderato prevista dagli IFRS. Special item Le componenti reddituali sono classificate tra gli special item, se si- gnificative, quando: (i) derivano da eventi o da operazioni il cui acca- dimento risulta non ricorrente, ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell’atti- vità; (ii) derivano da eventi o da operazioni non rappresentativi della normale attività del business, come nel caso degli oneri di ristruttura- zione e ambientali, nonché di oneri/proventi connessi alla valutazio- ne o alla dismissione di asset, anche se si sono verificati negli eser- cizi precedenti o è probabile si verifichino in quelli successivi; oppure (iii) differenze e derivati in cambi sono relativi alla gestione commer- ciale e non finanziaria, come avviene in particolare per i derivati in cambi posti in essere per la gestione del rischio di cambio implicito nelle formule prezzo delle commodity. In tal caso gli stessi, ancorché gestiti unitariamente sul mercato, sono riclassificati nell’utile ope- rativo adjusted variando corrispondentemente gli oneri/proventi fi- nanziari. In applicazione della Delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti da eventi o da operazioni non ricorrenti sono evidenziate, quando significative, distintamente nei commenti del management e nell’informativa finanziaria. Inoltre, sono classificati tra gli special item gli effetti contabili dei derivati su commodity/tassi di cambio valutati a fair value privi dei requisi- ti contabili per essere classificati come hedges in base agli IFRS o per poter beneficiare della “own use exemption”, la quota inefficace dei derivati di copertura nonché gli effetti contabili dei derivati le cui sottostanti transazioni fisiche sono attese in reporting period futuri. Leverage Il leverage è una misura Non-GAAP della struttura finanziaria del Gruppo, evidenziando il grado di indebitamento, ed è calcolato come rapporto tra l’indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi azionisti. Il leverage è utilizzato per valutare il grado di solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanzia- INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE (NON-GAAP MEASURE) ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 113 mento tra mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per effettuare analisi di benchmark con gli standard dell’industria. Gearing Il gearing è calcolato come rapporto tra l’indebitamento finanziario netto e il capitale investito netto e misura quanta parte del capitale investito netto è finanziata con il ricorso ai mezzi di terzi. Flusso di cassa netto adjusted ante variazione circolante Flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione del capitale di esercizio ed escludendo l’utile/perdita di magazzino e cer- te componenti straordinarie. Free cash flow Il Free cash flow è la misura che consente il collegamento tra il rendi- conto finanziario, che esprime la variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto finanziario obbliga- torio, e la variazione dell’indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto finanziario riclassificato. Il “free cash flow” rappresenta l’avanzo o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti e chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/ acquisto netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli effet- ti sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze cambio da conversione; (ii) sulla variazione dell’indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio, nonché gli effetti sull’indebitamento finanziario netto delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione. Indebitamento finanziario netto L’indebitamento finanziario netto è calcolato come debito finanziario al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti, delle attività finan- ziarie valutate al fair value con effetti a conto economico e degli altri titoli non strumentali all’attività operativa, nonché dei crediti finanzia- ri a breve termine non strumentali all’attività operativa. Assumono la qualificazione di strumentali all’attività operativa le attività finanziarie funzionali allo svolgimento delle operations. ROACE Adjusted Indice di rendimento del capitale investito, calcolato come rapporto tra l’utile netto adjusted prima degli interessi di terzi azionisti aumentato degli oneri finanziari netti correlati all’indebitamento finanziario netto, dedotto il relativo effetto fiscale, e il capitale investito netto medio. Coverage Misura di equilibrio finanziario, calcolato come rapporto tra utile ope- rativo e gli oneri finanziari netti. Current ratio Indica la capacità dell’impresa di far fronte alle obbligazioni in sca- denza ed è calcolato come rapporto tra le attività correnti e le pas- sività correnti. Debt coverage Misura chiave utilizzata dalle società di rating per valutare la sosteni- bilità del debito. Rappresenta il rapporto tra il flusso di cassa netto da attività operativa e l’indebitamento finanziario netto, detraendo dai debiti finanziari le disponibilità liquide e gli impieghi finanziari non funzionali all’attività operativa. Debt/EBITDA Debt/EBITDA è un rapporto tra l’ammontare di reddito disponibile per ripagare il debito prima di dedurre interessi, imposte, ammor- tamenti e svalutazioni. Tale indice è una misura della capacità di un’impresa di ripagare il debito. Il rapporto esprime la quantità approssimativa di tempo che sarebbe necessario per pagare tutti i debiti. Profit per boe Esprime la redditività per ogni barile di petrolio e gas naturale prodot- to ed è calcolato come rapporto tra il risultato delle attività oil & gas (definiti secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities \- Oil and Gas Topic 932) e i volumi venduti. Opex per boe Indica l’efficienza della gestione operativa nell’attività upstream di sviluppo ed è calcolato come rapporto tra i costi operativi (defini- ti secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas Topic 932) e i volumi prodotti. Finding & Development cost per boe Rappresenta il costo di esplorazione e di sviluppo sostenuto per ogni boe di nuove riserve scoperte o accertate ed è ottenuto dal rapporto tra la somma degli investimenti di esplorazione e sviluppo e dei costi di acquisto di riserve probabili e possibili e gli incrementi delle riserve certe connesse a miglioramenti di recupero, a esten- sioni e nuove scoperte e a revisioni di precedenti stime (definiti se- condo le disposizioni del FASB Extractive Activities – Oil and Gas Topic 932). Utile operativo proforma adjusted In relazione al crescente contributo delle JV/associates è stata de- finita la misura di risultato “utile operativo proforma adjusted” che integra la quota Eni dei margini operativi delle investee. Nelle tavole seguenti sono rappresentati l’utile operativo e l’utile net- to adjusted consolidati e a livello di settore di attività e la riconcilia- zione con l’utile netto di competenza Eni. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023114 ENI RICONDUZIONE DELL’UTILE OPERATIVO E DELL’UTILE NETTO AI VALORI ADJUSTED 2023 (€ milioni) Exploration & Production Global Gas & LNG Portfolio Enilive, Refining e Chimica Plenitude & Power Corporate e altre attività Effetto eliminazione utili interni Gruppo Utile (perdita) operativo 8.549 2.431 (1.397) (464) (943) 81 8.257 Esclusione (utile) perdita di magazzino 604 (42) 562 Esclusione special item: \- oneri ambientali 81 373 1 193 648 \- svalutazioni (riprese di valore) nette 1.037 (1) 764 (30) 32 1.802 \- plusvalenze nette su cessione di asset 2 (9) (4) (11) \- accantonamenti a fondo rischi 7 19 13 39 \- oneri per incentivazione all'esodo 40 4 46 9 59 158 \- derivati su commodity 97 14 1.144 1.255 \- differenze e derivati su cambi 62 (105) 24 3 (16) \- altro 156 821 117 21 (4) 1.111 Special item dell'utile (perdita) operativo 1.385 816 1.348 1.145 292 4.986 Utile (perdita) operativo adjusted 9.934 3.247 555 681 (651) 39 13.805 Proventi (oneri) finanziari netti (a) (196) 1 (38) (15) (195) (443) Proventi (oneri) su partecipazioni (a) 1.321 49 412 (34) (2) 1.746 Imposte sul reddito (a) (5.543) (924) (259) (218) 249 (13) (6.708) Tax rate (%) 44,4 Utile (perdita) netto adjusted 5.516 2.373 670 414 (599) 26 8.400 di competenza: \- interessenze di terzi 78 \- azionisti Eni 8.322 Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 4.771 Esclusione (utile) perdita di magazzino 402 Esclusione special item 3.149 Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 8.322 (a) Escludono gli special item. ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 115 RICONDUZIONE DELL’UTILE OPERATIVO E DELL’UTILE NETTO AI VALORI ADJUSTED 2022 (€ milioni) Exploration & Production Global Gas & LNG Portfolio Enilive, Refining e Chimica Plenitude & Power Corporate e altre attività Effetto eliminazione utili interni Gruppo Utile (perdita) operativo 15.963 3.730 460 (825) (1.956) 138 17.510 Esclusione (utile) perdita di magazzino (416) (148) (564) Esclusione special item: \- oneri ambientali 30 962 2 1.062 2.056 \- svalutazioni (riprese di valore) nette 432 (12) 717 (37) 40 1.140 \- radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti 2 2 \- plusvalenze nette su cessione di asset (27) (10) 1 (5) (41) \- accantonamenti a fondo rischi 34 52 1 87 \- oneri per incentivazione all'esodo 34 4 46 65 53 202 \- derivati su commodity (1.805) 4 1.412 (389) \- differenze e derivati su cambi (54) 244 (33) (5) (3) 149 \- altro 55 (98) 147 2 128 234 Special item dell'utile (perdita) operativo 506 (1.667) 1.885 1.440 1.276 3.440 Utile (perdita) operativo adjusted 16.469 2.063 1.929 615 (680) (10) 20.386 Proventi (oneri) finanziari netti (a) (319) (17) (36) (11) (669) (1.052) Proventi (oneri) su partecipazioni (a) 2.086 4 637 (6) (91) 2.630 Imposte sul reddito (a) (7.402) (1.068) (616) (201) 673 6 (8.608) Tax rate (%) 39,2 Utile (perdita) netto adjusted 10.834 982 1.914 397 (767) (4) 13.356 di competenza: \- interessenze di terzi 55 \- azionisti Eni 13.301 Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 13.887 Esclusione (utile) perdita di magazzino (401) Esclusione special item (185) Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 13.301 (a) Escludono gli special item. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023116 ENI RICONDUZIONE DELL’UTILE OPERATIVO E DELL’UTILE NETTO AI VALORI ADJUSTED 2021 (€ milioni) Exploration & Production Global Gas & LNG Portfolio Enilive, Refining e Chimica Plenitude & Power Corporate e altre attività Effetto eliminazione utili interni Gruppo Utile (perdita) operativo 10.113 899 45 2.355 (863) (208) 12.341 Esclusione (utile) perdita di magazzino (1.455) (36) (1.491) Esclusione special item: \- oneri ambientali 60 150 61 271 \- svalutazioni (riprese di valore) nette (1.244) 26 1.342 20 23 167 \- radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti 247 247 \- plusvalenze nette su cessione di asset (77) (22) (2) 1 (100) \- accantonamenti a fondo rischi 113 (4) 33 142 \- oneri per incentivazione all'esodo 60 5 42 (5) 91 193 \- derivati su commodity (207) 50 (1.982) (2.139) \- differenze e derivati su cambi (3) 206 (14) (6) 183 \- altro 71 (349) 18 96 14 (150) Special item dell'utile (perdita) operativo (773) (319) 1.562 (1.879) 223 (1.186) Utile (perdita) operativo adjusted 9.340 580 152 476 (640) (244) 9.664 Proventi (oneri) finanziari netti (a) (313) (17) (32) (2) (539) (903) Proventi (oneri) su partecipazioni (a) 681 (4) (3) (691) (17) Imposte sul reddito (a) (4.115) (394) (54) (144) 244 68 (4.395) Tax rate (%) 50,3 Utile (perdita) netto adjusted 5.593 169 62 327 (1.626) (176) 4.349 di competenza: \- interessenze di terzi 19 \- azionisti Eni 4.330 Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 5.821 Esclusione (utile) perdita di magazzino (1.060) Esclusione special item (431) Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 4.330 (a) Escludono gli special item. RICONDUZIONE UTILE OPERATIVO PROFORMA ADJUSTED DI GRUPPO (€ milioni) 2023 2022 Var. ass. Var. % Utile operativo adjusted E&P 9.934 16.469 (6.535) (40) Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti (a) 3.414 4.431 (1.017) (23) Utile operativo proforma adjusted E&P 13.348 20.900 (7.552) (36) Utile operativo adjusted GGP 3.247 2.063 1.184 57 Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti (b) 186 186 Utile operativo proforma adjusted GGP 3.433 2.063 1.370 66 Utile operativo adjusted Enilive, Refining e Chimica 555 1.929 (1.374) (71) Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti (c) 404 516 (112) (22) Utile operativo proforma adjusted Enilive, Refining e Chimica 959 2.445 (1.486) (61) Utile operativo adjusted altri settori 30 (65) 95 .. Effetto eliminazione utili interni 39 (10) 49 Utile operativo proforma adjusted di Gruppo 17.809 25.333 (7.524) (30) (a) Vår Energi, Azule Energy e Mozambique Rovuma Venture. (b) SeaCorridor. (c) ADNOC R&T e St. Bernard Renewables Llc. ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 117 RICONDUZIONE DEGLI SCHEMI DI BILANCIO RICLASSIFICATI UTILIZZATI NELLA RELAZIONE SULLA GESTIONE A QUELLI OBBLIGATORI STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO 31 dicembre 2023 31 dicembre 2022 Voci dello stato patrimoniale riclassificato (dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta direttamente dallo schema legale) (€ milioni) Riferimento alle note al Bilancio consolidato Valori da schema legale Valori da schema riclassificato Valori da schema legale Valori da schema riclassificato Capitale immobilizzato Immobili, impianti e macchinari 56.299 56.332 Diritto di utilizzo beni in leasing 4.834 4.446 Attività immateriali 6.379 5.525 Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo 1.576 1.786 Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto e altre partecipazioni 13.886 13.294 Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa (vedi nota 17) 2.335 1.978 Debiti netti relativi all’attività di investimento, composti da: (2.031) (2.320) \- passività per attività di investimento correnti (vedi nota 11) (36) (4) \- passività per attività di investimento non correnti (vedi nota 11) (65) (79) \- crediti per attività di disinvestimento (vedi nota 8) 200 301 \- crediti per attività di disinvestimento non correnti (vedi nota 11) 205 23 \- debiti verso fornitori per attività di investimento (vedi nota 18) (2.335) (2.561) Totale Capitale immobilizzato 83.278 81.041 Capitale di esercizio netto Rimanenze 6.186 7.709 Crediti commerciali (vedi nota 8) 13.184 16.556 Debiti commerciali (vedi nota 18) (14.231) (19.527) Attività (passività) tributarie nette, composti da: (2.112) (2.991) \- passività per imposte sul reddito correnti (1.685) (2.108) \- passività per imposte sul reddito non correnti (38) (253) \- passività per altre imposte correnti (vedi nota 11) (1.811) (1.463) \- passività per imposte differite (4.702) (5.094) \- passività per altre imposte non correnti (vedi nota 11) (16) (34) \- attività per imposte sul reddito correnti 460 317 \- attività per imposte sul reddito non correnti 142 114 \- attività per altre imposte correnti (vedi nota 11) 915 807 \- attività per imposte anticipate 4.482 4.569 \- attività per altre imposte non correnti (vedi nota 11) 137 157 \- crediti per consolidato fiscale (vedi nota 8) 9 3 \- debiti per consolidato fiscale (vedi nota 18) (5) (6) Fondi per rischi e oneri (15.533) (15.267) Altre attività (passività), composti da: (892) 316 \- crediti finanziari strumentali all'attività operativa a breve termine (vedi nota 17) 7 8 \- crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione e altri (vedi nota 8) 3.158 3.980 \- altre attività correnti (vedi nota 11) 4.722 12.014 \- altri crediti e altre attività non correnti (vedi nota 11) 3.051 2.056 \- acconti e anticipi, debiti verso partner per attività di esplorazione e produzione e altri (vedi nota 18) (4.083) (3.615) \- altre passività correnti (vedi nota 11) (3.732) (11.006) \- altri debiti e altre passività non correnti (vedi nota 11) (4.015) (3.121) Totale Capitale di esercizio netto (13.398) (13.204) Fondi per benefici ai dipendenti (748) (786) Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili 747 156 composte da: \- attività destinate alla vendita 2.609 264 \- passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita (1.862) (108) CAPITALE INVESTITO NETTO 69.879 67.207 Patrimonio netto degli azionisti Eni comprese interessenze di terzi 53.644 55.230 Indebitamento finanziario netto Debiti finanziari e obbligazioni, composti da: 28.729 26.917 ‐ passività finanziarie a lungo termine 21.716 19.374 ‐ quote a breve di passività finanziarie a lungo termine 2.921 3.097 ‐ passività finanziarie a breve termine 4.092 4.446 a dedurre: Disponibilità liquide ed equivalenti (10.193) (10.155) Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (6.782) (8.251) Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa (vedi nota 17) (855) (1.485) Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 10.899 7.026 Passività per beni in leasing, composti da: 5.336 4.951 \- passività per beni in leasing a lungo termine 4.208 4.067 \- quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine 1.128 884 Totale Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 (a) 16.235 11.977 COPERTURE 69.879 67.207 (a) Per maggiori dettagli sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto si veda anche la nota 20 al Bilancio consolidato. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023118 ENI 2023 2022 Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale (€ milioni) Valori da schema legale Valori da schema riclassificato Valori da schema legale Valori da schema riclassificato Utile (perdita) netto 4.860 13.961 Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa: Ammortamenti e altri componenti non monetari 7.781 4.369 \- ammortamenti 7.479 7.205 \- svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing 1.802 1.140 \- radiazioni 535 599 \- effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (1.336) (1.841) \- altre variazioni (700) (2.773) \- variazione fondo per benefici ai dipendenti 1 39 Plusvalenze nette su cessioni di attività (441) (524) Dividendi, interessi e imposte 5.596 8.611 \- dividendi (255) (351) \- interessi attivi (517) (159) \- interessi passivi 1.000 1.033 \- imposte sul reddito 5.368 8.088 Flusso di cassa del capitale di esercizio 1.811 (1.279) \- rimanenze 1.792 (2.528) \- crediti commerciali 3.322 (1.036) \- debiti commerciali (4.823) 2.284 \- fondi per rischi e oneri 97 2.028 \- altre attività e passività 1.423 (2.027) Dividendi incassati 2.255 1.545 Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati (6.283) (8.488) Interessi (pagati) incassati (460) (735) \- interessi incassati 459 116 \- interessi pagati (919) (851) Flusso di cassa netto da attività operativa 15.119 17.460 Investimenti (9.215) (8.056) \- attività materiali (8.739) (7.700) \- attività immateriali (476) (356) Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda (2.592) (3.311) ‐ partecipazioni (1.315) (1.675) ‐ imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite (1.277) (1.636) Disinvestimenti 596 1.202 \- attività materiali 122 149 \- attività immateriali 32 17 ‐ imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute 395 (60) \- partecipazioni 47 1.096 Altre variazioni relative all'attività di investimento e disinvestimento (348) 2.361 \- diritto di utilizzo prepagato beni in leasing (3) ‐ investimenti finanziari: titoli e crediti strumentali all'attività operativa (388) (350) ‐ variazione debiti relativi all'attività di investimento (209) 927 ‐ disinvestimenti finanziari: titoli e crediti strumentali all'attività operativa 32 483 ‐ variazione crediti relativi all'attività di disinvestimento 217 1.304 Free cash flow 3.560 9.656 RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 119 segue RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO 2023 2022 Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale (€ milioni) Valori da schema legale Valori da schema riclassificato Valori da schema legale Valori da schema riclassificato Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa 2.194 786 \- variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all’attività operativa 2.194 786 Variazione debiti finanziari correnti e non correnti 315 (2.569) \- assunzione di debiti finanziari a lungo termine 4.971 130 \- rimborsi di debiti finanziari a lungo termine (3.161) (4.074) \- incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine (1.495) 1.375 Rimborso di passività per beni in leasing (963) (994) Flusso di cassa del capitale proprio (4.882) (4.841) ‐ apporti (rimborsi) di capitale da azionisti terzi (16) 92 \- acquisto di azioni proprie (1.803) (2.400) \- cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate (60) 536 ‐ dividendi pagati ad azionisti Eni (3.046) (3.009) ‐ dividendi pagati ad altri azionisti (36) (60) \- effetto emissione di obbligazioni convertibili 79 Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue (138) (138) \- pagamenti di cedole relative ad obbligazioni perpetue (138) (138) Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità (62) 16 \- effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti (62) 16 Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti 24 1.916 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023120 ENI Nel corso dell’esercizio 2023 sono state effettuate le seguenti ope- razioni straordinarie: • conferimento a Enilive SpA (ex Eni Sustainable Mobility SpA) del ramo d’azienda “Sustainable Mobility” costituito dall’insieme dei rap- porti attivi e passivi inerenti all’attività raffinazione bio, commercia- lizzazione e distribuzione di carburanti e altri prodotti petroliferi e bio e servizi alla mobilità. L’atto di conferimento è stato stipulato in data 15 dicembre 2022 con efficacia dal 1° gennaio 2023 4 . L’operazione è stata effettuata in continuità di valori civilistici e fiscali e ha determi- nato un incremento del valore della partecipazione di €1.049 milioni; • fusione transfrontaliera per incorporazione della Eni Finance In- ternational SA. L’operazione è stata approvata in data 22 giugno 2023; l’atto di fusione è stato stipulato in data 18 dicembre 2023, con efficacia giuridica dal 21 dicembre 2023\. Le operazioni della società incorporata sono state rilevate nella contabilità di Eni SpA a partire dal 1° dicembre 2023, e considerato il ridotto lasso tempo- rale rispetto alla data di efficacia giuridica della fusione non è stata operata la riesposizione dei dati comparativi. I risultati economico-finanziari di Eni SpA di seguito illustrati: L’ utile netto di Eni SpA di €3.272 milioni si riduce di €2.131 milio- ni rispetto all’esercizio precedente per effetto essenzialmente: (i) dell’incremento delle imposte sul reddito (€1.948 milioni) a seguito della minore ripresa di valore delle attività per imposte anticipa- te; (ii) della riduzione dei proventi netti su partecipazioni (€1.489 milioni) per effetto principalmente della circostanza che nel 2022 sono state rilevate plusvalenze da conferimento e dei maggiori oneri netti connessi alle valutazioni da impairment. Tali effetti sono parzialmente compensati dal miglioramento del risultato operati- vo (€1.355 milioni) riferibile essenzialmente alle linee di business Global Gas & LNG Portfolio (€1.870 milioni) e alla linea di business E&P (€787 milioni). Commento ai risultati economico-finanziari di Eni SpA (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Ricavi della gestione caratteristica 42.790 74.679 38.249 (31.889) Altri ricavi e proventi 432 542 474 (110) Costi operativi (41.050) (67.447) (34.490) 26.397 Altri proventi (oneri) operativi 705 (6.325) (2.278) 7.030 Ammortamenti (634) (825) (930) 191 Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing (644) (334) (455) (310) Radiazioni (19) (65) (1) 46 Risultato operativo 1.580 225 569 1.355 Proventi (oneri) finanziari (265) (216) (207) (49) Proventi (oneri) su partecipazioni 2.282 3.771 6.918 (1.489) Utile prima delle imposte 3.597 3.780 7.280 (183) Imposte sul reddito (325) 1.623 395 (1.948) Utile netto 3.272 5.403 7.675 (2.131) (4) Nell’ambito della stessa operazione nel corso del 2023 sono seguiti altri due conferimenti stipulati, rispettivamente, il 22 giugno 2023, con efficacia dal 1° luglio 2023 e il 20 dicembre 2023, con efficacia dal 1° gennaio 2024. CONTO ECONOMICO ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 121 I motivi delle variazioni più significative delle voci di conto eco- nomico di Eni SpA se non espressamente indicate di seguito, sono commentate nelle Note al bilancio di esercizio di Eni SpA, cui si rinvia. I ricavi Exploration & Production (€2.114 milioni) si riducono di €629 mi- lioni, pari al 22,9%, a seguito principalmente della riduzione dei prezzi di vendita del gas e del greggio. I ricavi Global Gas & LNG Portfolio (€19.303 milioni) si riducono di €20.509 milioni per effetto principalmente dello scenario energetico legato ai prezzi del gas e della riduzione dei volumi commercializzati. Tali effetti sono parzialmente compensati dagli effetti del realizzo dei contratti derivati di copertura su commodity attivati per la gestione del rischio prezzo. I ricavi Refining (€18.437 milioni) si riducono di €6.898 milioni, pari al 27,2%, a seguito essenzialmente della circostanza che il 2022 comprende- va i ricavi del ramo d’azienda “Sustainable Mobility” conferito a Enilive SpA. I ricavi Power (€4.369 milioni) si riducono di €5.434 milioni a seguito dello scenario prezzi in forte discesa e della riduzione dei volumi com- mercializzati. I ricavi della Corporate (€1.082 milioni) sono sostanzialmente in linea con l’esercizio 2022. Il risultato operativo della Exploration & Production, negativo di €223 milioni, migliora di €787 milioni a seguito essenzialmente; (i) della circostanza che nel 2022 erano stati rilevati effetti economici negati- vi relativi ai derivati su commodity attivati per la gestione del rischio prezzo; (ii) dei minori ammortamenti; (iii) dai minori costi operativi; (iv) delle minori radiazioni di costi capitalizzati relativi a immobilizza- zioni in corso. Tali effetti sono parzialmente compensati dalla dimi- nuzione dei prezzi di vendita del gas e del greggio e delle svalutazioni operate sugli asset operativi. Il risultato operativo della Global Gas & LNG Portfolio, €3.145 mi- lioni, migliora di €1.870 milioni a seguito: (i) delle ottimizzazioni del portafoglio di gas naturale e GNL; (ii) dei benefici derivanti da rinego- ziazioni contrattuali; (iii) degli effetti economici positivi connessi alla gestione dei contratti derivati su commodity attivati per la gestione del rischio prezzo. Il risultato operativo della Refining, negativo di €751 milioni, peggio- ra di €1.409 milioni per effetto: (i) della circostanza che il 2022 tiene ANALISI DELLE VOCI DEL CONTO ECONOMICO RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Exploration & Production 2.114 2.743 2.198 (629) Global Gas & LNG Portfolio 19.303 39.812 18.374 (20.509) Refining 18.437 25.335 15.505 (6.898) Power 4.369 9.803 4.089 (5.434) Corporate 1.082 1.057 976 25 Elisioni (2.515) (4.071) (2.893) 1.556 42.790 74.679 38.249 (31.889) RISULTATO OPERATIVO (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Exploration & Production (223) (1.010) 711 787 Global Gas & LNG Portfolio 3.145 1.275 683 1.870 Refining (751) 658 (205) (1.409) Power 74 206 23 (132) Corporate (743) (901) (557) 158 Eliminazione utili interni (a) 78 (3) (86) 81 Risultato operativo 1.580 225 569 1.355 (a) Gli utili interni riguardano gli utili conseguiti sulle cessioni tra linee di business di gas e greggio in rimanenza a fine esercizio. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023122 ENI PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Dividendi 3.691 2.336 6.006 1.355 Plusvalenze nette da vendite 373 214 21 159 Plusvalenze da conferimento 2.006 (2.006) Altri proventi 432 1.238 2.281 (806) Totale proventi 4.496 5.794 8.308 (1.298) Svalutazioni e perdite (2.214) (2.023) (1.390) (191) 2.282 3.771 6.918 (1.489) IMPOSTE SUL REDDITO (€ milioni) 2023 2022 2021 Var. ass. Imposte correnti 215 (876) (117) 1.091 Imposte differite e anticipate (512) 2.514 477 (3.026) Imposte estere (27) (11) (6) (16) Totale imposte sul reddito Eni SpA (324) 1.627 354 (1.951) Totale imposte relative al consolidamento proporzionale delle Joint operation (1) (4) 41 3 (325) 1.623 395 (1.948) conto delle attività del ramo d’azienda “Sustainable Mobility” conferi- te a Enilive SpA”; (ii) della riduzione dei differenziali tra greggi pesanti e leggeri e dai crack spread dei prodotti, in parte compensati dalla riduzione del costo delle utilities dovuta al calo dei prezzi del gas naturale rispetto al 2022 che riportava margini di raffinazione elevati; (iii) dell’effetto della valutazione scorte che riflette l’andamento dei prezzi di mercato delle principali commodity. Il risultato operativo della Power, €74 milioni, peggiora di €132 milioni a seguito principalmente dell’effetto dei minori margini legati al calo dello scenario prezzi; tali effetti sono parzialmente compensati dalle maggiori rivalutazioni da impairment test sui right of use. Il risultato operativo della Corporate, negativo di €743 milioni, mi- gliora di €158 milioni per effetto essenzialmente della circostanza che nel 2022 erano stati operati maggiori accantonamenti degli oneri ambientali a fronte delle garanzie rilasciate a Eni Rewind SpA all’atto della cessione delle partecipazioni in Agricoltura SpA e in Singea SpA. Le imposte sul reddito, €325 milioni, si incrementano di €1.948 milioni a seguito essenzialmente della minore ripresa di valore delle imposte anticipate effettuata a seguito dell’analisi della loro recuperabilità in funzione degli imponibili futuri attesi; tale effetto è parzialmente compensato dal miglioramento delle imposte cor- renti che nell’esercizio 2022 sono state caratterizzate dall’iscrizio- ne dei contributi di solidarietà delle imprese del settore energeti- co. La differenza negativa di 17,14% tra il tax rate effettivo (9,04%) e teorico (26,18%) è dovuta essenzialmente: (i) alla quota non im- ponibile dei dividendi incassati nell’esercizio (con effetto sul tax rate del 23,47 %); (ii) alla quota non imponibile degli effetti delle cessioni di partecipazioni (con effetto sul tax rate del 3,53%); (iii) alla valutazione delle imposte anticipate IRES e IRAP (con effetto sul tax rate del 3,27%). Tali effetti sono parzialmente compensati dalle valutazioni nette su partecipazioni (con un effetto sul tax rate del 13,31%). ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 123 I motivi delle variazioni più significative delle voci dello stato pa- trimoniale di Eni SpA, se non espressamente indicati di seguito, sono commentati nelle Note al bilancio di esercizio di Eni SpA, cui si rinvia. STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO 5 (€ milioni) 31 dicembre 2023 31 dicembre 2022 Var. ass. Capitale immobilizzato Immobili, impianti e macchinari 3.761 5.112 (1.351) Diritto di utilizzo beni in leasing 1.452 1.654 (202) Attività immateriali 253 241 12 Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo 1.575 1.773 (198) Partecipazioni 60.344 59.815 529 Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa 17.578 2.364 15.214 Crediti (debiti) netti relativi all’attività di investimento/disinvestimento (126) (287) 161 84.837 70.672 14.165 Capitale di esercizio netto Rimanenze 1.856 3.815 (1.959) Crediti commerciali 6.939 11.082 (4.143) Debiti commerciali (7.033) (11.682) 4.649 Attività (passività) tributarie nette 1.070 1.798 (728) Fondi per rischi e oneri (5.641) (5.661) 20 Altre attività (passività) d'esercizio 911 (911) 1.822 (1.898) (1.559) (339) Fondi per benefici ai dipendenti (336) (341) 5 Attività destinate alla vendita 2 82 (80) CAPITALE INVESTITO NETTO 82.605 68.854 13.751 Patrimonio netto 51.019 52.520 (1.501) Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS16 29.690 14.074 15.616 Passività per leasing 1.896 2.260 (364) Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 31.586 16.334 15.252 COPERTURE 82.605 68.854 13.751 Il capitale investito netto al 31 dicembre 2023 ammonta a €82.605 milioni con un incremento di €13.751 milioni rispetto al 31 dicembre 2022. Il capitale immobilizzato, €84.837 milioni, aumenta di €14.165 mi- lioni rispetto al 31 dicembre 2022 a seguito essenzialmente dell’in- cremento dei crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa (€15.214 milioni) per effetto dei maggiori finanziamenti concessi a società del Gruppo a seguito della fusione per incorporazione in Eni SpA di Eni Finance International SA, precedentemente deputata a gestire la copertura dei fabbisogni e ad assorbire i surplus finanziari delle società estere del Gruppo. Tale effetto è parzialmente com- pensato: (i) dal decremento degli immobili, impianti e macchinari (€1.351 milioni) a seguito essenzialmente del conferimento a Enilive SpA del ramo d’azienda “Sustainable Mobility” (€925 milioni) e delle svalutazioni operate sugli asset della linea di business Exploration & Production (€409 milioni); (ii) dal decremento dei diritti di utilizzo di beni in leasing (€202 milioni) a seguito essenzialmente del con- ferimento a Enilive SpA del ramo d’azienda “Sustainable Mobility” (€229 milioni). Il capitale di esercizio netto, negativo di €1.898 milioni, si riduce di €339 milioni per effetto essenzialmente della riduzione delle ri- manenze (€1.959 milioni) a seguito del conferimento a Enilive SpA del ramo d’azienda “Sustainable Mobility” (€438 milioni) e della valutazione delle scorte che riflette l’andamento dei prezzi di mer- cato.Tale effetto è parzialmente compensato dall’incremento delle altre attività nette d’esercizio (€1.822 milioni) in particolare per i (5) Si rinvia al commento ai risultati economici e finanziari del consolidato per l’illustrazione metodologica degli schemi riclassificati. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023124 ENI INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (€ milioni) 31 dicembre 2023 31 dicembre 2022 Var. ass. Debiti finanziari e obbligazionari 47.331 33.059 14.272 Debiti finanziari a breve termine 26.287 17.005 9.282 Debiti finanziari a lungo termine 21.044 16.054 4.990 Disponibilità liquide ed equivalenti (7.119) (7.628) 509 Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa (4.242) (3.542) (700) Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (6.280) (7.815) 1.535 Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS16 29.690 14.074 15.616 Passività per leasing 1.896 2.260 (364) Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 31.586 16.334 15.252 PATRIMONIO NETTO (€ milioni) Patrimonio netto al 31 dicembre 2022 52.520 Incremento per: Utile netto 3.272 Fusione Eni Finance International SA 225 Effetto emissione di obbligazioni convertibili 79 Piano incentivazione di lungo termine 20 Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti ad OCI 2 Altri incrementi 40 3.638 Decremento per: Acquisto azioni proprie (1.837) III e IV tranches dividendo 2022 (1.472) I e II tranches dividendo 2023 (1.533) Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale (156) Cedole obbligazioni subordinate perpetue (138) Valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale (3) (5.139) Patrimonio netto al 31 dicembre 2023 51.019 L’incremento dell’indebitamento finanziario netto di €15.252 milioni è dovuto essenzialmente: (i) agli investimenti netti in attività finanziarie strumentali all’attività operativa (€15.392 milioni); (ii) al pagamento dei dividendi agli azionisti (€3.046 milioni); (iii) agli investimenti in par- tecipazioni per effetto essenzialmente di nuovi investimenti e degli interventi sul capitale di alcune imprese controllate (€2.977milioni); (iv) all’acquisto di azioni proprie (€1.803 milioni); (v) agli investimenti tecnici (€725 milioni). Tali effetti sono stati parzialmente compensati dal flusso di cassa netto positivo da attività operativa (€6.178 milio- ni), dalle dismissioni (€493 milioni) e dall’incremento non monetario dell’indebitamento finanziario netto a seguito della fusione per incor- porazione di Eni Finance International SA (€1.704 milioni). crediti verso imprese controllate per dividendi deliberati e non an- cora incassati dalla partecipata Eni International BV (€904 milioni) e la riduzione delle passività da contratti con la clientela a segui- to del conferimento a Enilive SpA del ramo d’azienda “Sustainable Mobility” (€341 milioni). Le attività destinate alla vendita, €2 milioni, si riducono di €80 milioni per effetto del perfezionamento delle cessioni del 49,9% della parte- cipazione in SeaCorridor Srl e della partecipazione in Servizi Fondo Bombole Metano SpA. Al 31 dicembre 2023 le attività destinate alla vendita si riferiscono a siti dismessi della linea di business Refining. ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 125 RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO 6 (€ milioni) 2023 2022 Var. ass. Utile netto 3.272 5.403 (2.131) Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa netto da attività operativa: \- ammortamenti e altri componenti non monetari 2.973 2.257 716 \- plusvalenze nette su cessioni di attività (390) (2.226) 1.836 \- dividendi, interessi e imposte (2.971) (3.585) 614 Variazione del capitale di esercizio 871 (697) 1.568 Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati 2.423 4.666 (2.243) Flusso di cassa netto da attività operativa 6.178 5.818 360 Investimenti tecnici (725) (783) 58 Investimenti in partecipazioni (2.977) (3.457) 480 Disinvestimenti (investimenti) finanziari strumentali all'attività operativa (15.392) 923 (16.315) Dismissioni 493 966 (473) Altre variazioni relative all’attività di investimento e rami d'azienda 11 76 (65) Free cash flow (12.412) 3.543 (15.955) Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa 886 (1.440) 2.326 Variazione debiti finanziari correnti e non correnti 16.187 4.850 11.337 Rimborso di passività per beni in leasing (280) (390) 110 Flusso di cassa del capitale proprio (4.849) (5.409) 560 Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue (138) (138) Effetto emissione bond convertibile 79 79 Effetti delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti 18 (18) 36 VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI (509) 998 (1.507) (€ milioni) 2023 2022 Var. ass. Free cash flow (12.412) 3.543 (15.955) Rimborso di passività per beni in leasing (280) (390) 110 Flusso di cassa del capitale proprio (4.849) (5.409) 560 Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue (138) (138) Effetto emissione bond convertibile 79 79 Effetto Fusione 1.704 1.704 Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni 280 (317) 597 VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITÀ PER LEASING (15.616) (2.711) (12.905) Rimborso di passività per beni in leasing 280 390 (110) Accensioni del periodo e altre variazioni 84 (328) 412 Variazione passività per beni in leasing 364 62 302 VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITÀ PER LEASING (15.252) (2.649) (12.603) INVESTIMENTI TECNICI (€ milioni) 2023 2022 Var. ass. Exploration & Production 304 244 60 Refining 351 480 (129) Corporate 70 59 11 Investimenti tecnici 725 783 (58) (6) Si rinvia al commento ai risultati economici e finanziari di consolidato per l’illustrazione metodologica degli schemi riclassificati. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023126 ENI RICONDUZIONE DEGLI SCHEMI DI BILANCIO RICLASSIFICATI UTILIZZATI NELLA RELAZIONE SULLA GESTIONE A QUELLI OBBLIGATORI 31 dicembre 2023 31 dicembre 2022 Voci dello stato patrimoniale riclassificato (dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta direttamente dallo schema legale) (€ milioni) Riferimento alle note al Bilancio di esercizio Valori da schema legale Valori da schema riclassificato Valori da schema legale Valori da schema riclassificato Capitale immobilizzato Immobili, impianti e macchinari 3.761 5.112 Diritto di utilizzo beni in leasing 1.452 1.654 Attività immateriali 253 241 Rimanze immobilizzate - scorte d'obbligo 1.575 1.773 Partecipazioni 60.344 59.815 Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa: 17.578 2.364 \- crediti finanziari strumentali all'attività operativa (correnti) (vedi nota 15) 1.970 218 \- crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa (non correnti) (vedi nota 15) 15.608 2.146 Crediti (debiti) netti relativi all'attività di investimento/disinvestimento, composti da: (126) (287) \- crediti relativi all'attività di disinvestimento (vedi nota 7 e nota 10) 181 20 \- debiti per attività di investimento (vedi nota 10 e nota 17) (307) (307) Totale Capitale immobilizzato 84.837 70.672 Capitale di esercizio netto Rimanenze 1.856 3.815 Crediti commerciali (vedi nota 7) 6.939 11.082 Debiti commerciali (vedi nota 17) (7.033) (11.682) Attività (passività) tributarie nette: 1.070 1.798 \- passività per imposte sul reddito (correnti) (539) (771) \- altre passività (correnti) (vedi nota 10) (1.050) (679) \- attività per imposte sul reddito (correnti) 272 173 \- altre attività (correnti) (vedi nota 10) 188 152 \- attività per imposte anticipate 2.018 2.684 \- passività per imposte differite (60) \- attività per imposte sul reddito (non correnti) 100 78 \- altre attività (non correnti) (vedi nota 10) 3 2 \- crediti per consolidato fiscale e IVA (vedi nota 7) 390 193 \- debiti per consolidato fiscale e IVA (vedi nota 17) (245) (9) \- altre passività (non correnti) (vedi nota 10) (7) (25) Fondi per rischi ed oneri (5.641) (5.661) Altre attività (passività) di esercizio: 911 (911) \- altri crediti (vedi nota 7) 1.128 366 \- altre attività (correnti) (vedi nota 10) 5.039 12.924 \- altre attività (non correnti) (vedi nota 10) 507 2.811 \- altri debiti (vedi nota 17) (303) (452) \- altre passività (correnti) (vedi nota 10) (4.325) (13.626) \- altre passività (non correnti) (vedi nota 10) (1.135) (2.934) Totale Capitale di esercizio netto (1.898) (1.559) Fondi per benefici ai dipendenti (336) (341) Attività destinate alla vendita 2 82 CAPITALE INVESTITO NETTO 82.605 68.854 Patrimonio netto 51.019 52.520 Indebitamento finanziario netto Debiti finanziari e obbligazioni, composti da: \- passività finanziarie a lungo termine 21.044 16.054 \- quote a breve di passività finanziarie a lungo termine 2.529 2.883 \- passività finanziarie a breve termine 23.758 14.122 a dedurre: Disponibilità liquide ed equivalenti 7.119 7.628 Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa (vedi nota 15) 4.242 3.542 Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 6.280 7.815 Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS16 29.690 14.074 Passività per beni in leasing, composti da: 1.896 2.260 \- passività per beni in leasing a lungo termine 1.606 1.887 \- quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine 290 373 Totale Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS16 31.586 16.334 COPERTURE 82.605 68.854 ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 127 2023 2022 Voci del rendiconto finanziario riclassificato e confluenze/ riclassifiche delle voci dello schema legale (€ milioni) Valori da schema legale Valori da schema riclassificato Valori da schema legale Valori da schema riclassificato Utile netto 3.272 5.403 Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa netto da attività operativa: Ammortamenti e altri componenti non monetari 2.973 2.257 \- ammortamenti 634 825 \- svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing 644 334 \- radiazioni 19 65 \- effetto valutazione partecipazioni 1.790 785 \- differenze cambio da allineamento (69) 92 \- variazione da valutazione al fair value titoli destinati al trading (100) 146 \- remeasurement delle passività per leasing (6) \- piani incentivazione a lungo termine 20 15 \- variazioni fondi per benefici ai dipendenti 35 1 Plusvalenze nette su cessione di attività (390) (2.226) Dividendi, interessi e imposte (2.971) (3.585) \- dividendi (3.691) (2.336) \- interessi attivi (954) (203) \- interessi passivi 1.349 577 \- imposte sul reddito 325 (1.623) Flusso di cassa del capitale di esercizio 871 (697) \- rimanenze 1.718 (1.902) \- crediti commerciali 4.134 (1.597) \- debiti commerciali (4.612) 2.950 \- fondi per rischi ed oneri 234 769 \- altre attività e passività (603) (917) Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati 2.423 4.666 \- dividendi incassati 2.787 5.515 \- interessi incassati 843 209 \- interessi pagati (1.239) (558) \- imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati 32 (500) Flusso di cassa netto da attività operativa 6.178 5.818 Investimenti tecnici (725) (783) \- immobilizzazioni materiali (648) (751) \- immobilizzazioni immateriali (77) (32) Investimenti in partecipazioni e rami d'azienda (2.977) (3.457) Disinvestimenti (investimenti) finanziari strumentali all'attività operativa (15.392) 923 \- crediti finanziari strumentali (15.392) 923 Dismissioni 493 966 \- immobilizzazioni materiali 7 166 \- immobilizzazioni immateriali 14 9 \- partecipazioni 472 791 Altre variazioni relative all'attività di investimento/disinvestimento e rami d'azienda: 11 76 \- variazione debiti e crediti relativi all'attività di disinvestimento 46 80 \- rami d'azienda (35) (4) RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023128 ENI segue RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO 2023 2022 Voci del rendiconto finanziario riclassificato e confluenze/ riclassifiche delle voci dello schema legale (€ milioni) Valori da schema legale Valori da schema riclassificato Valori da schema legale Valori da schema riclassificato Free cash flow (12.412) 3.543 Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività 886 (1.440) ‐ variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa 886 (1.440) Variazione debiti finanziari correnti e non correnti: 16.187 4.850 \- assunzione (rimborsi) debiti finanziari a lungo termine e quota a breve del lungo 2.333 (3.437) \- incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine 13.854 8.287 Rimborso di passività per beni in leasing (280) (390) Flusso di cassa del capitale proprio (4.849) (5.409) \- dividendi pagati (3.046) (3.009) \- acquisto azioni proprie (1.803) (2.400) Effetto emissione di obbligazioni convertibili 79 Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue (138) (138) Pagamento cedole obbligazioni subordinate perpetue (138) (138) Effetti delle differenze di cambio da conversione, delle fusioni e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti 18 (18) VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI (509) 998 ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 129 RISCHI CONNESSI ALLA CICLICITÀ DEL SETTORE OIL & GAS Il prezzo del petrolio è la principale variabile che influenza i risultati finanziari e le prospettive industriali di Eni e, al pari delle altre mate- rie prime, ha una storia di volatilità dovuta alla correlazione con il ci- clo economico. Nel breve termine, i prezzi del petrolio sono influen- zati dall’equilibrio tra domanda e offerta e dal livello delle scorte globali. Le variazioni immediate nella produzione, come l’aumento o la diminuzione da parte dei principali Paesi produttori possono causare forti oscillazioni dei prezzi. Inoltre, le tensioni geopolitiche introducono un elevato grado di incertezza. Anche i dati economici rilevanti con riflessi sui consumi possono influenzare i movimenti di prezzo nel breve termine. Infine, le attività speculative nel merca- to dei futures del petrolio incrementano la volatilità. Nel lungo termine, i prezzi del petrolio sono influenzati da tendenze più strutturali. La crescita economica e demografica globale, che determina un aumento della domanda di petrolio, spinge al rialzo i prezzi. La transizione verso fonti energetiche rinnovabili, le politiche per ridurre le emissioni di carbonio e un maggiore orientamento verso la sostenibilità e l’efficienza energetica possono invece ridur- re la domanda di petrolio nel tempo. Nel 2023 il Brent ha registrato un livello medio di 82,6 $/bbl, in ri- basso rispetto al 2022 (-18%) quando il prezzo era stato influenzato in misura significativa dalla guerra in Ucraina. La domanda aumen- ta di 2,3 milioni barili/giorno vs. 2022 a 101,7 milioni barili/giorno superando i livelli pre-pandemia (100,8 milioni barili/giorno), traina- ta dal non OCSE (+2,2 milioni barili/giorno). La Cina contribuisce per circa l’80% della crescita totale supportata dagli investimenti in capacità petrolchimica. Nel 2023 l’offerta aumenta di +1,9 milioni barili/giorno, crescita concentrata principalmente nei Paesi non-O- PEC guidata dall’America, in particolare dagli USA. Cala il supply OPEC per la politica dei tagli introdotti a sostegno dei prezzi con l’Arabia Saudita che scende a livello di produzione più basso dal 2011 (escluso il periodo pandemico). Nel primo semestre dell’anno, nonostante le preoccupazioni riguardanti l’economia mondiale e le incertezze legate all’economia cinese, la crescente domanda e le politiche dell’OPEC+ hanno mantenuto i prezzi del Brent nell’intorno degli 80 $/bbl. Nel terzo trimestre la domanda ha raggiunto nuovi massimi. Questa tendenza in un contesto di mercato influenzato anche dalle politiche dell’OPEC+, ha portato a un marcato aumento del Brent, che a settembre ha superato i 90 $/bbl. Il quarto tri- mestre è stato caratterizzato da prezzi sostenuti dal conflit- to in Medio Oriente che ha mantenuto il mercato in uno stato di Fattori di rischio e incertezza incertezza; tuttavia, a fine anno i dubbi riguardo la complian- ce delle politiche OPEC+ e le preoccupazioni sul contesto ma- croeconomico hanno causato un indebolimento dei prezzi. L’OPEC+ nel corso del 2023 ha confermato il suo ruolo di market manager intervenendo in modo significativo nel mercato con l’in- tento di supportare la stabilità dei prezzi: dopo il taglio della produ- zione a ottobre 2022 di circa 2 milioni di barili/giorno, si sono ag- giunti ad aprile 2023 un taglio produttivo volontario di 1,66 milioni di barili/giorno e agli inizi di giugno un ulteriore taglio volontario da parte di Arabia Saudita di 1 milione barili/giorno in vigore da luglio ed esteso successivamente fino a dicembre. A causa delle incer- tezze sulla tenuta dell’economia globale, che vede la contrazione dell’attività industriale in Europa, la ripresa della Cina inferiore alle attese e contrastanti segnali dagli USA, e dell’aumento degli yield sugli asset privi di rischio, gli operatori finanziari hanno a più ripre- se liquidato le posizioni lunghe sui future del petrolio innescando brusche e significative correzioni. La curva dei prezzi a futuri del greggio si è progressivamente appiattita a fine 2023. Le compagnie petrolifere internazionali quotate hanno mantenuto la disciplina finanziaria adottata in risposta alla crisi di mercato causata dal COVID-19, caratterizzata da un approccio prudente alle decisioni d’investimento, piani di spesa finalizzati al solo sostegno delle produzioni, rinunciando alla crescita e privilegiando nell’allo- cazione dei flussi di cassa generati in un ambiente di prezzi ancora elevati la ristrutturazione dei bilanci e la remunerazione degli azio- nisti. Inoltre, la sottovalutazione dei titoli azionari delle compagnie petrolifere (in termini di comuni multipli di borsa rispetto alla media degli indici azionari) rende più attrattivo l’investimento nel riacqui- sto delle azioni proprie rispetto a investimenti di crescita delle pro- duzioni. L’outlook per il 2024 è caratterizzato da elementi di incertezza in relazione alla crescita economica e alle tensioni geopolitiche. No- nostante il consensus degli economisti ritenga poco probabile uno scenario di hard landing (in conseguenza delle politiche monetarie restrittive) grazie alla solidità dell’economia USA, si prevede un pe- riodo di debolezza delle economie occidentali (in particolare quelle europee), mentre la Cina andrà incontro ad un rallentamento strut- turale del proprio tasso di crescita. Il prezzo del petrolio potrebbe essere sostenuto dalla continua crescita della domanda prevista aumentare di oltre 1 Mb/g nel 2024. Permangono i rischi sistemici rappresentati principalmente dal perdurare della guerra in Ucraina, dalle controversie commerciali RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023130 ENI tra Stati Uniti e Cina e dall’instabilità in Medio Oriente che alimen- tano incertezza e volatilità sui mercati finanziari ed energetici. Il management sconta le incertezze macroeconomiche in una pre- visione di prezzo di 80 $/bbl per il greggio Brent nel 2024/2025 e un valore di lungo termine nominale di circa 90 $/bbl a partire dal 2032, in linea con le precedenti previsioni. Oltre tale orizzonte, in termini reali il prezzo del petrolio è previsto in declino per riflettere la decarbonizzazione dell’economia. I prezzi del gas naturale hanno registrato una correzione ancora più accentuata, dopo aver raggiunto valori record durante l’estate 2022 in connessione con l’intensa attività di riempimento degli stoccaggi (e di altri fattori congiunturali come, ad esempio, i bassi contributi di generazione da nucleare in Francia e da idroelettrico) in vista di una possibile crisi invernale dovuta alla carenza del- le forniture russe, raggiungendo il record storico di circa 300 €/ MWh ai mercati spot continentali in Europa. Nei mesi successivi, i fondamentali del mercato sono mutati in modo sostanziale per effetto di una stagione invernale mite, dell’aumento della produ- zione USA e delle esportazioni di GNL che hanno raggiunto valori record grazie all’entrata in esercizio di nuova capacità di liquefa- zione (in particolare negli USA) e di un corrispondente incremen- to dei terminali di ricezione in Europa, della riduzione strutturale dei consumi industriali dovuta alle chiusure definitive di impianti energivori nel continente e alla delocalizzazione di produzioni, del- la competizione delle rinnovabili e calo della domanda elettrica, nonché per effetto di adeguati livelli di stoccaggio. Il lento ritmo della ripresa asiatica dove i consumi di GNL hanno registrato un incremento minore rispetto agli anni 2020-2021, ha riportato il mercato globale di gas naturale ad un equilibrio anche se fragile. Nel 2023, il prezzo medio del gas nel mercato europeo (spot Title Transfer Facility) è diminuito di circa l’85% rispetto al picco stori- co di agosto 2022 e di circa il 66 % vs. il 2022 (a circa 41 €/MWh rispetto ai circa 121 €/MWh del 2022). Nel medio termine i prezzi sono attesi convergere sul valore di equilibrio di circa 35 €/MWh (24 €/MWh al 2030) in relazione all’avvio di rilevanti progetti GNL soprattutto negli USA e in Qatar. I risultati del Gruppo, principalmente del settore Exploration & Production, sono esposti alla volatilità dei prezzi del petrolio e del gas naturale. La riduzione dei prezzi degli idrocarburi ha effetti negativi sui ricavi, sull’utile operativo e sui flussi di cassa a livello consolidato, determinando la flessione dei risultati nel confronto anno su anno. La flessione dei prezzi degli idrocarburi del 2023 ha influito negativamente sulla performance operativa del settore E&P per circa €5 miliardi e con un impatto sul flusso di cassa operativo del Gruppo di circa €3 miliardi. Nel portafoglio corrente Eni, l’espo- sizione al rischio prezzo riguarda circa il 40% della produzione di petrolio e gas del Gruppo. Tale esposizione, per scelta strategica, non è oggetto di attività di gestione e/o di copertura economica, salvo particolari situazioni aziendali o di mercato. L’analisi di sen- sitività per l’anno 2024 prevede una variazione del flusso di cassa operativo prima del capitale circolante al costo di rimpiazzo di circa €0,14 miliardi a fronte di variazioni del Brent di 1 $/bbl rispetto al prezzo previsivo di 80 $/bbl; si precisa che tale analisi di sensitività è ritenuta valida per variazioni di prezzo limitate rispetto alla previ- sione. La parte restante della produzione del Gruppo non è esposta al rischio prezzo, poiché è regolata dallo schema contrattuale di Production Sharing Agreement (“PSA”) che garantisce il recupero di un ammontare fisso dei costi sostenuti attraverso l’attribuzione di un corrispondente numero di barili, esponendola pertanto a un rischio legato al numero di barili. L’attività Oil & Gas è un business a elevata intensità di capitale che necessita di notevoli risorse finanziare per lo sviluppo delle riserve. Qualora il Gruppo non sia in grado di ottenere adeguati mezzi finanziari, il business potrebbe contrarsi L’attività Oil & Gas è un business che necessita di ingenti risorse fi- nanziarie per l’esplorazione e lo sviluppo delle riserve di idrocarburi. Storicamente, gli investimenti upstream sono stati finanziati attra- verso l’autofinanziamento, gli incassi da dismissioni e ricorrendo a nuovo indebitamento attraverso l’emissione di nuove obbligazioni o utilizzando le linee di credito. I flussi di cassa operativi e l’accesso al mercato dei capitali del Gruppo sono soggetti a diverse variabili, quali: (i) l’ammontare delle riserve certe del Gruppo; (ii) il volume di petrolio e di gas naturale che il Gruppo è in grado di produrre e vendere dai pozzi esistenti; (iii) i prezzi di vendita del petrolio e del gas naturale; (iv) la capacità di acquisire, scoprire e produrre nuove riserve; e (v) la capacità e la disponibilità delle banche e delle istituzioni finanziarie e degli investitori a concedere credito/sotto- scrivere le obbligazioni emesse da Eni per sostenere i programmi di sviluppo del Gruppo. Un calo dei prezzi del petrolio e del gas per periodi prolungati po- trebbe avere effetti negativi rilevanti sulla performance e sulle pro- spettive reddituali del Gruppo, poiché uno scenario di contrazione potrebbe limitare la capacità del Gruppo di finanziare i progetti di 131ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE espansione, riducendo la capacità di crescere in futuro in termini di produzione e ricavi e di rispettare gli obblighi contrattuali. Ove ciò si verificasse, il Gruppo potrebbe essere costretto a rivedere le decisioni di investimento e la fattibilità dei progetti di sviluppo e dei piani di investimento e, a seguito di tale revisione, potrebbe riprogrammare, rinviare, ridurre o cancellare i progetti di sviluppo. Un calo strutturale dei prezzi degli idrocarburi potrebbe determi- nare una revisione dei valori contabili delle proprietà di petrolio e gas, con la conseguente registrazione di significative svalutazioni delle attività, nonché revisioni negative (debooking) delle riserve di idrocarburi, qualora diventassero anti-economiche in questo tipo di contesto. Nonostante Eni adotti presidi di controllo della redditività dei pro- getti per verificarne la sostenibilità anche in presenza di scenari prezzo depressi, nonché un framework finanziario basato sulla selettività nelle decisioni d’investimento e sul mantenimento di un adeguato livello di leverage e di riserve di liquidità, il verificarsi di tali rischi potrebbe influenzare negativamente le prospettive di business, i risultati operativi, la generazione di cassa, la liquidità del Gruppo e i ritorni per gli azionisti. I settori della raffinazione di prodotti petroliferi e della chimica da idrocarburi sono esposti alla volatilità del ciclo economico Il settore della raffinazione oil e la Chimica sono business ciclici, i cui risultati dipendono dai trend nell’offerta e nella domanda dei prodotti petroliferi e commodity plastiche, funzione a loro volta della congiuntura economica, e dei relativi margini di vendita. L’impatto dei movimenti del prezzo del petrolio sui risultati di tali business varia in funzione del ritardo temporale con il quale le quotazioni dei prodotti si adeguano alle variazioni del costo della materia prima, che dipende a sua volta dalle dinamiche competi- tive dei mercati a valle. Nel 2023 il settore raffinazione di Eni ha beneficiato di condizioni di mercato ancora complessivamente favorevoli dopo l’anno record del 2022, grazie al positivo andamento della domanda di carburanti trainata in particolare dai settori dell’aviazione e del trasporto su strada, ai colli di bottiglia nel sistema/ritardi negli start-up e alla sensibile riduzione del costo del gas. Questi fattori sono stati atte- nuati dalla riduzione della redditività del gasolio, che sconta il rallen- tamento dell’attività industriale. Il margine medio SERM nel 2023 si è attestato su livelli ancora storicamente sostenuti con una media di circa 10 $/bbl. Tale indicatore, tuttavia, non riflette appieno i mar- gini effettivi delle raffinerie Eni nel 2023, che sono stati influenzati negativamente dal restringimento dei differenziali tra greggi sour/ heavy vs. greggi light/sweet a causa della rarefazione dell’offerta dei primi dovuta al regime sanzionatorio nei confronti del greggio russo Ural e ai tagli produttivi dell’OPEC. In normali condizioni di mercato le raffinerie complesse in grado di lavorare greggi pesanti beneficiano dei prezzi dei greggi meno pregiati a sconto rispetto al greggio benchmark Brent. È prevedibile che i margini di raffinazione si indeboliscano nel me- dio termine per effetto dell’ingresso di nuova capacità principal- mente in Medio Oriente e Asia con l’avvio di impianti di dimensioni mega. Il settore della raffinazione europea si conferma un business caratterizzato da fattori di debolezza strutturale a causa della com- petizione da parte di produttori con maggiori economie di scala e minori costi operativi per oneri ambientali, nonché in considerazio- ne dell’atteso declino della domanda di carburanti tradizionali per effetto delle politiche di decarbonizzazione dell’EU. Il business della Chimica Eni gestito dalla Versalis è caratterizzato da dinamiche di mercato simili alla raffinazione: eccesso di capaci- tà, pressione competitiva da parte di produttori con maggiori eco- nomie di scala o altri vantaggi di costo (Cina, Medio Oriente e USA), accentuarsi dei fattori di debolezza strutturale della chimica euro- pea legati agli elevati costi energetici e alle obbligazioni ambientali. Nel corso del 2023 gli svantaggi competitivi di Versalis sono stati aggravati dalla flessione della domanda di commodity nei principali mercati di sbocco (Italia, Europa) a causa del rallentamento eco- nomico dell’Eurozona e della caduta della produzione industriale nonché dell’evoluzione delle preferenze dei consumatori in relazio- ne alle tematiche ambientali. In tale ambiente competitivo Versalis ha registrato per il 2023 una perdita operativa adjusted di €614 milioni ai quali si aggiungono svalutazioni d’impianti per circa €405 milioni in funzione delle mi- nori prospettive di redditività del settore nell’attuale scenario. Il management sta attuando un percorso strategico di riposizio- namento di questi due business con l’obiettivo di ridurre il peso in portafoglio dei segmenti commodity caratterizzati da deboli fon- damentali ed esposti alla volatilità dei margini degli idrocarburi, a beneficio dei business dei biocarburanti e della chimica da fonte rinnovabile e da riciclo, nonché aumentando la specializzazione verso polimeri a elevato valore aggiunto, caratterizzati da maggiore stabilità ed interessanti prospettive di crescita. RISCHI CONNESSI AL CAMBIAMENTO CLIMATICO Il contesto in cui Eni opera è influenzato in maniera rilevante dal- le politiche di transizione energetica messe in atto dai governi di numerosi Stati. Queste politiche definiscono le linee d’azione per realizzare gli impegni presi dai Paesi nell’ambito dell’Accordo di Parigi, in particolare con quanto contenuto nell’accordo raggiunto alla COP28 sul Global Stocktake, che fa riferimento esplicito, per la prima volta, alla necessità di ridurre l’utilizzo dei combustibili fossili (“transitioning away from fossil fuels”). Gli impegni al rag- giungimento della neutralità carbonica e il possibile cambiamento delle preferenze dei consumatori potrebbero determinare una di- minuzione strutturale della domanda d’idrocarburi nel medio-lun- go termine e un aumento dei costi operativi del settore Oil & Gas. Le incertezze sull’andamento della domanda e sulla fattibilità/red- RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023132 ENI ditività delle tecnologie di decarbonizzazione rendono le decisioni di investimento a lungo termine sempre più rischiose. Inoltre, la crescente polarizzazione del dibattito pubblico sul cambiamento climatico e lo scrutinio sempre più rigoroso da parte di vari sta- keholder potrebbero comportare difficoltà di accesso al mercato dei capitali e mettere in discussione la “license to operate” delle società. In risposta a queste tendenze emergenti, Eni è impegnata nell’esecuzione di una strategia di riposizionamento del portafo- glio basata sulla progressiva riduzione del peso degli idrocarburi a beneficio della crescita delle energie rinnovabili, dei biocarburanti sostenibili e dei chemicals ecocompatibili, così come dello svi- luppo di tecnologie di cattura/abbattimento delle emissioni e di vettori energetici low carbon. I rischi connessi al cambiamento climatico sono valutati e gestiti da Eni considerando i cinque driver di riferimento individuati dalla Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD), che si riferiscono sia ai rischi legati alla transizione energetica (normativo, legale, scenario di mercato, tecnologico e reputazionale) sia al ri- schio fisico (acuto e cronico) connesso al cambiamento climatico. Normativo: a livello globale, in relazione agli impegni di decarbo- nizzazione dei Paesi, è ipotizzabile, nel medio-lungo termine, un’e- voluzione normativa che porti alla diffusione di nuovi meccanismi di carbon pricing e/o obblighi di introduzione di quote minime di combustibili rinnovabili/low carbon nel mercato. Con riferimento al contesto europeo, Eni è soggetta all’European Emission Trading Scheme (EU ETS) e all’UK Emission Trading Scheme (UK ETS) per circa la metà delle sue emissioni dirette di GHG. Secondo tale mec- canismo, l’impresa ha l’onere di acquistare quote di emissione a copertura dell’eccesso rispetto a quanto assegnato gratuitamente. Con riferimento all’area extra UE, diverse economie in via di svilup- po hanno annunciato l’implementazione di meccanismi di carbon pricing, seppur si prevede che, almeno in una fase iniziale, questi siano caratterizzati da contenuti prezzi della CO 2 con impatto non significativo sulle attività Eni. Inoltre, la possibile adozione di provvedimenti finalizzati a diminuire il consumo d’idrocarburi o l’introduzione di restrizioni dell’attività estrattiva potrebbero ridurre le prospettive di crescita del business tradizionale con conseguente necessità di accelerare la diversifica- zione del portafoglio. Legale: alcuni soggetti pubblici e privati hanno avviato procedimen- ti giudiziali nei confronti delle principali compagnie Oil & Gas, sulla base di presunzione di responsabilità per gli impatti connessi al cli- mate change, per presunte violazioni dei diritti umani, nonché per pratiche di cd. “greenwashing”. I ricorrenti investitori istituzionali o esponenti della società civile hanno ottenuto sentenze di condanna (sebbene i diversi gradi di giudizio siano ancora da esperire) delle società petrolifere ad adottare piani di decarbonizzazione maggior- mente incisivi, in altri casi hanno chiesto il riconoscimento della responsabilità del Board nella gestione della strategia climatica op- pure hanno promosso risoluzioni assembleari che interferiscono con i piani aziendali. Nel 2023 Eni è stata citata in giudizio da parte di alcune NGO e privati cittadini per presunte responsabilità per il cambiamento climatico, mentre è parte di alcuni procedimenti in California promossi da diversi soggetti economici che lamentano perdite di reddito dovute al cambiamento climatico e reclamano un risarcimento da parte delle compagnie petrolifere. Questi eventi dimostrano come alcune istituzioni e stakeholder stiano mettendo in discussione la license to operate delle società petrolifere occidentali percepite da queste poco virtuose o restie ad adattare il proprio modello di business e i processi di capital allocation allo scenario di decarbonizzazione, creando nuovi profili di rischio per gli operatori in campo legale. Reputazionale: nella crescente polarizzazione del dibattito pubbli- co sul cambiamento climatico, una parte della società civile (mo- vimenti ambientalisti, ONG, giovani generazioni), istituzioni gover- native e altri stakeholder percepiscono le compagnie Oil & Gas tra i principali responsabili. Ciò porta a una sempre maggiore pressione sui Board delle compagnie petrolifere per accelerare le strategie e i piani di transizione e sul settore finanziario (asset manager, ban- che e società assicurative) per allineare i propri portafogli ai target “Net Zero”. Recentemente, alcuni grandi banche e istituzioni finan- ziarie soprattutto europee hanno annunciato di interrompere il fi- nanziamento diretto di nuovi progetti Oil & Gas. Il disimpegno del mondo finanziario dagli idrocarburi potrebbe comportare difficoltà di accesso al mercato dei capitali e una crescente pressione sui titoli delle società Oil & Gas, con conseguente aumento dei costi di finanziamento e del rischio equity. Mercato: attualmente, il mercato è caratterizzato da elevata incer- tezza a causa dell’azione simultanea di diverse variabili: le tensioni geopolitiche, le politiche per la decarbonizzazione (estremamente disomogenee a livello geografico), l’andamento di domanda e of- ferta. Tale scenario accentua la complessità delle decisioni di inve- stimento e diminuisce la prevedibilità delle modalità e tempistiche della transizione energetica. Pertanto, qualora i meccanismi che regolano la domanda e l’offerta presente e futura delle diverse tec- nologie (sia quelle attualmente disponibili che quelle in varie fasi di commercializzazione o sviluppo) si muovano in maniera più rapida rispetto alle aspettative del Gruppo, ne conseguirebbero effetti ne- gativi rilevanti sulle prospettive di crescita, sui risultati operativi, sul cash flow e sui ritorni per gli azionisti. Tecnologico: nel medio-lungo termine, diverse tecnologie finaliz- zate a costruire un modello di consumo energetico low carbon po- trebbero raggiungere la fase commerciale, ad esempio, nella mobi- lità elettrica, nello stoccaggio di energia da fonti rinnovabili, e nello sviluppo di nuovi vettori energetici. Per questo, l’innovazione tecno- logica riveste un ruolo chiave nei piani di transizione delle società Oil & Gas. Eni è impegnata nello sviluppo di nuove tecnologie e vet- tori energetici volti a trasformare il suo portfolio, come la cattura e stoccaggio delle emissioni, la produzione/trasporto di idrogeno, e la fusione a confinamento magnetico. Il mancato presidio di tecno- 133ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE logie che si riveleranno essenziali per la transizione energetica e, d’altra parte, il fallimento o il ritardo nello sviluppo delle tecnologie in cui il Gruppo investe per la transizione potrebbe portare a un rischio finanziario significativo. Fisici: in base agli studi della comunità scientifica, l’aumento del- la frequenza di fenomeni meteoclimatici acuti e cronici a elevato impatto sull’economia e sulla vita delle comunità, quali, a titolo esemplificativo, uragani, inondazioni, siccità, desertificazione, innalzamento del livello degli oceani, scioglimento dei ghiacciai perenni e altri ancora, è correlato al cambiamento climatico. Gli eventi metereologici estremi possono comportare interruzioni più o meno prolungate delle operazioni industriali e danni a impianti e infrastrutture, con conseguente perdita di risultato e cash flow e in- cremento dei costi di ripristino e manutenzione, compresi gli effetti sulla catena di fornitura. Maggiori informazioni sono fornite alla Nota n.15 delle “Note al Bi- lancio Consolidato”. RISCHI CONNESSI AL DEBOLE CONTESTO ECONOMICO GLOBALE E AL QUADRO GEOPOLITICO I risultati reddituali e i flussi finanziari attesi dal Gruppo nel 2024 sono esposti ai rischi di rallentamento dell’economia globale. L’outlook 2024 presenta elementi di incertezza in relazione alle pro- spettive dell’economia mondiale e alle tensioni geopolitiche. Nono- stante il consensus degli economisti attribuisca una contenuta pro- babilità a uno scenario di hard landing, la crescita globale risentirà del protrarsi della fase di debolezza delle economie occidentali (in particolare quelle europee), mentre la Cina potrebbe andare incon- tro ad un rallentamento strutturale del proprio tasso di sviluppo. Aumentano i rischi sistemici, dovuti soprattutto all’intensificarsi delle tensioni geopolitiche legate principalmente al perdurare del- la guerra in Ucraina, alle controversie commerciali tra Stati Uniti e Cina e all’instabilità in Medio Oriente innescata dal conflitto tra Isra- ele e Hamas. L’acuirsi delle tensioni, alimentando incertezza e vola- tilità sui mercati finanziari ed energetici possono incidere sull’atti- vità produttiva mondiale, sulla catena delle forniture e sulla fiducia dei consumatori, delle imprese e degli investitori con conseguenti ritardi o arresti nelle decisioni di spesa e d’investimento. Tali con- dizioni potrebbero determinare una riduzione della domanda delle materie prime energetiche e una conseguente riduzione dei prezzi, con ricadute negative sui risultati economici, il flusso di cassa e la realizzazione dei piani industriali del Gruppo. La principale esposizione di Eni nei confronti della Russia riguarda i contratti di approvvigionamento di gas naturale di lungo termine con società del Gruppo Gazprom. Nel 2023 le forniture di gas naturale da Gazprom a Eni verso i mercati UE si sono di fatto azzerate nell’ambito di varie controversie commerciali tra le parti (nel 2022 avevano coper- to il 18% degli acquisti totali di gas naturale del Gruppo al servizio del mercato europeo). I piani commerciali del Gruppo per l’anno in cor- so avevano scontato questa possibilità, limitando coerentemente gli impegni di vendita. Il management assume che anche nel prossimo quadriennio le forniture di gas naturale dalla Russia saranno presso- ché nulle. Per far fronte a questa situazione, il Gruppo attraverso varie iniziative commerciali, quali ad esempio l’utilizzo delle flessibilità con- trattuali per aumentare i prelievi da altre geografie e l’aumento delle produzioni con la prossima entrata in esercizio di progetti GNL, ha adattato il portafoglio di forniture e sarà in grado nel medio termine di aumentare progressivamente gli impegni di vendita una volta assi- curata la copertura delle esigenze di approvvigionamento interne (in particolare il feedgas per le centrali termiche di Gruppo) e i volumi per il settore retail gas gestito da Plenitude. Il complessivo processo di sostituzione del gas russo nel portafoglio Eni potrebbe far emergere eventuali rischi operativi e finanziari. RISCHIO MERCATO, RISCHIO CREDITO, RISCHIO LIQUIDITÀ Eni è esposta ai rischi di fluttuazioni dei prezzi delle commodity, dei tassi di cambio dell’euro con le principali valute, in particola- re il dollaro statunitense, e dei tassi di interesse che potrebbero comportare una diminuzione del valore di bilancio delle attività o un incremento delle passività o un impatto negativo sui cash flow attesi. Tali esposizioni sono normalmente gestite dal Gruppo trami- te l’utilizzo di strumenti derivati, ad eccezione delle esposizioni così dette strategiche relative alle produzioni delle riserve, ai margini di raffinazione e ad una quota dei volumi di gas naturale approvvigio- nati dai contratti long-term, venduti al mercato grossista, salvo par- ticolari situazioni di mercato, nonché l’esposizione al dollaro USA relativa alla conversione in euro dei bilanci delle società del settore E&P che hanno il dollaro come valuta funzionale. Con riguardo a quest’ultima, l’analisi di sensitività per l’anno 2024 prevede una va- riazione del flusso di cassa operativo prima del capitale circolante al costo di rimpiazzo di circa €0,3 miliardi a fronte di variazioni di 5 centesimi del tasso di cambio USD/EUR rispetto all’assunzione del management per il 2024 pari a un cambio euro/dollaro di 1,08. Il rischio di liquidità è il rischio che il Gruppo non sia in grado di rispettare gli impegni di pagamento a causa della difficoltà di re- perire adeguate fonti di finanziamento o che il Gruppo non sia in grado di liquidare le proprie attività sul mercato per far fronte alle esigenze finanziarie di breve termine. Tale situazione potrebbe ave- re un impatto negativo sui risultati economici e sui flussi di cassa del Gruppo, in quanto comporterebbe per Eni un aumento degli oneri finanziari per far fronte alle proprie obbligazioni, o nel peggio- re degli scenari, una situazione di insolvenza che pone a rischio la continuità aziendale. Il Gruppo è esposto al rischio di potenziali perdite derivanti dall’i- nadempienza delle controparti di pagare gli importi dovuti a Eni RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023134 ENI alla scadenza contrattuale in relazione alle forniture di prodotti o servizi Eni o altri addebiti da parte del Gruppo nel normale svolgi- mento delle operazioni. In caso di tali rischi o di situazioni di default delle controparti, il Gruppo incorre in perdite su crediti con impatti negativi sulla generazione di cassa. Per maggiori informazioni sul rischio mercato si rinvia alle Note al bilancio consolidato nota n. 28 Impegni Garanzie e Rischi. RISCHIO PAESE Al 31 dicembre 2023, circa 82% delle riserve certe di idrocarburi del Gruppo risulta localizzato in Paesi non OCSE, principalmente in Africa, Asia Centrale e Medio Oriente che per varie ragioni sono ca- ratterizzati da un minore grado di stabilità non solo politica, socia- le ed economica ma anche normativa rispetto ai Paesi dell’OCSE. Tale instabilità e incertezza anche del quadro legislativo può cau- sare eventi destabilizzanti quali conflitti interni, rivoluzioni, instau- razione di regimi non democratici, disordine sociale, scioperi, atti di vandalismo alle infrastrutture, furti di petrolio dalle pipeline e altre forme di disordine civile e fenomeni similari tali da compromettere in modo temporaneo o permanente la capacità di Eni di operare in condizioni economiche e di assicurarsi l’accesso alle riserve di idrocarburi. I principali rischi connessi all’attività svolta in tali Paesi esteri sono rappresentati da: (i) mancanza di un quadro legislativo stabile e in- certezze sulla tutela dei diritti della compagnia straniera in caso di inadempienze contrattuali da parte di soggetti privati o Enti di Stato; (ii) sviluppi o applicazioni penalizzanti di leggi, regolamenti, modifiche contrattuali unilaterali che comportano la riduzione di valore degli asset del Gruppo, disinvestimenti forzosi, nazionalizza- zioni ed espropriazioni; (iii) restrizioni di varia natura sulle attività di esplorazione, produzione, importazione ed esportazione; (iv) incre- menti della fiscalità applicabile; (v) complessi iter di rilascio/rinno- vo di autorizzazioni e permessi che impattano sul time-to-market dei progetti di sviluppo; (vi) sistema di sanzioni adottate dagli USA e dall’UE nei confronti di determinati Paesi che possono compro- mettere la capacità di Eni di continuare a svolgere le proprie attività o a svolgerle con talune limitazioni. Nello scenario corrente, il Gruppo Eni è esposto ad un maggiore pro- filo di rischio in relazione alla propria operatività in Venezuela, Egitto e Nigeria a causa delle difficoltà finanziarie di questi Paesi che si sono estese alle compagnie petrolifere statali e compagnie locali, che sono partner del Gruppo nell’esecuzione di progetti Oil & Gas o che acquistano la produzione equity del Gruppo. Per quanto riguarda la Libia, uno dei Paesi a più elevato rischio poli- tico nel recente passato, la situazione di maggiore stabilità interna ha consentito il regolare svolgimento delle attività estrattive, non- ché l'avvio di discussioni con la compagnia di Stato NOC per possi- bili futuri sviluppi di riserve gas nel Paese. Nel 2023 Eni e la Natio- nal Oil Corporation (NOC) hanno siglato un accordo per avviare lo sviluppo delle “Strutture A&E”, progetto strategico volto ad aumen- tare la produzione di gas per rifornire il mercato interno libico, oltre a garantire l’esportazione di volumi in Europa. “Strutture A&E” è il primo grande progetto ad essere sviluppato nel Paese dall’inizio del 2000 e prevede la costruzione di un impianto di cattura dell’anidride carbonica (CCS) a Mellitah e stoccaggio della CO 2 nel giacimento offshore di Bahr Essalam, che consentirà una significativa riduzio- ne dell’impronta carbonica complessiva, in linea con la strategia di decarbonizzazione di Eni. Stesso obiettivo è alla base del progetto “Bouri Gas Utilization”, sanzionato a maggio 2023, che prevede una riduzione delle emissioni di circa 1,5 milioni di tonnellate CO 2 equi- valente/anno e la valorizzazione di gas equity. Nel 2023 Eni ha pro- dotto in Libia 169 mila di barili olio equivalente/giorno pari a circa il 10% della produzione complessiva Eni dell’anno. Il Venezuela attraversa una crisi strutturale economica e finanzia- ria causata dalla contrazione delle entrate del settore petrolifero a causa delle sanzioni USA volte a colpire il settore petrolifero del Pa- ese, il Governo venezuelano e le Società di Stato del petrolio. L’out- look finanziario del Paese rappresenta un rischio per il recupero dell’investimento Eni nel giacimento offshore a gas Perla, operato dalla società locale Cardón IV, joint venture paritetica con un’altra compagnia petrolifera internazionale. Gli investimenti e le riserve in altri progetti Eni nel Paese sono stati completamente svalutati in precedenti reporting period a causa dei rischi connessi all’am- biente operativo. Alla data di bilancio, il capitale investito Eni nel Paese ammonta a circa €1 miliardo, relativo principalmente ai cre- diti commerciali scaduti verso la società di Stato Petróleos de Ve- nezuela SA (“PDVSA”) per le forniture del gas equity del giacimento Perla, la cui recuperabilità è resa difficoltosa dal regime sanziona- torio USA. Nel corso del 2023 l’aumento dei crediti connesso alle forniture di gas naturale del periodo è stato in parte compensato da alcuni rimborsi in kind, mediante assegnazione di carichi di greggio di proprietà PDVSA resosi possibile anche grazie a un sostanziale miglioramento del quadro sanzionatorio che ha consentito di au- mentare la flessibilità e l’efficacia delle attività di recupero crediti in particolare nell’ultimo trimestre del 2023\. L’esposizione verso il Venezuela rimane un fattore di rischio nel breve-medio termine. L’Egitto sta attraversando una fase di contrazione economica e di difficoltà finanziarie a causa della crisi in Medio Oriente e della ridu- zione del traffico merci attraverso il Golfo di Suez. Tale situazione riduce il grado di solvibilità delle compagnie di Stato del Paese che acquistano la quota equity delle produzioni Eni, in particolare di gas naturale. Questo ha comportato un ritardo nei pagamenti dei crediti vantati da Eni per le forniture del 2023. In Nigeria, il Gruppo ha delle esposizioni creditizie a rischio relative al finanziamento dei progetti Oil & Gas del Paese, di cui Eni, in qualità di operatore, sostiene i costi di sviluppo addebitandoli, in proporzione alle rispettive quote di partecipazione nell’iniziativa, alla compagnia petrolifera di Stato NNPC e a eventuali partner locali. L’ammontare dei crediti scaduti nei confronti della controparte di Stato alla data di 135ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE bilancio non è di entità tale da comportare una revisione della qua- lità del credito. Un’importante area di rischio è invece rappresentata dall’esposizione nei confronti di un partner compagnia petrolifera lo- cale che ha sospeso i pagamenti per chiamate fondi da alcuni anni stante l’arbitrato in corso relativo alla contestazione sull’ammonta- re degli addebiti Eni. Tuttavia, tale controversia potrebbe risolversi nell’ambito del processo di vendita dell’interessenza Eni negli asset petroliferi onshore alla medesima controparte. Altri rischi Paese in Nigeria sono connessi all’ambiente operativo in relazione al fenomeno delle continue sottrazioni di petrolio dalle pipeline che trasportano greggio di proprietà Eni, con conseguenti perdite di fatturato, danneggiamenti alle infrastrutture e sversa- menti nel suolo. Inoltre, Eni è parte in un procedimento arbitrale in relazione alla conversione del titolo minerario nigeriano OPL 245 relativo all’esplorazione del blocco offshore omonimo, per il quale Eni aveva chiesto la conversione in licenza di sviluppo. L’evoluzione del contesto economico, finanziario e politico dei Pae- si in cui opera il Gruppo potrebbe influire sulle scelte operative e di investimento di Eni che potrebbe anche, in ultima istanza, decidere di ridimensionare la presenza del Gruppo in determinate aree, con conseguenti possibili ripercussioni negative sulla situazione eco- nomica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo. RISCHIO OPERATION E CONNESSI RISCHI IN MATERIA DI HSE L’attività del Gruppo è soggetta alla normativa italiana, europea e internazionale in materia di tutela dell’ambiente, della salute e della sicurezza. Benché il Gruppo svolga la propria attività nel rispetto di tali leggi e regolamenti, il rischio di incorrere in incidenti, violazioni di complesse normative e altri oneri imprevisti, ivi comprese le ri- chieste di risarcimento dei danni a cose e persone, nonché il rischio reputazionale, sono connaturati alla natura delle attività poste in essere dal Gruppo. Le attività industriali Eni nei settori della ricerca, sviluppo e produ- zione di idrocarburi, della raffinazione, delle produzioni petrolchimi- che e del trasporto degli idrocarburi sono esposte per loro natura ai rischi operativi connessi con le caratteristiche chimico-fisiche delle materie prime e dei prodotti (tra cui infiammabilità, tossicità, instabi- lità). Guasti tecnici, malfunzionamenti di apparecchiature e impianti, errori umani, atti di sabotaggio, perdite di contenimento, incidenti di pozzo, incidenti a raffinerie e impianti petrolchimici, fenomeni at- mosferici avversi possono innescare eventi dannosi di proporzioni anche rilevanti quali esplosioni, incendi, fuoriuscite di greggio, gas e prodotti (da pozzi, piattaforme, navi cisterna, pipeline, depositi e condutture), rilascio di contaminanti nell’ambiente, emissioni nocive, inquinamento dei terreni e delle falde con possibili, rilevanti conse- guenze sui dipendenti e altro personale coinvolto, le comunità cir- costanti e la proprietà. Tali eventi di rischio potrebbero assumere, in circostanze particolarmente avverse, proporzioni catastrofiche per l’ambiente, la sicurezza delle persone e la proprietà, come nel caso dell’incidente petrolifero del pozzo Macondo occorso nel 2010 nel Golfo del Messico a una compagnia petrolifera internazionale. Tali rischi sono influenzati dalle specificità degli ambiti territoriali nei quali sono condotte le operazioni (condizioni onshore vs. offshore, ecosistemi sensibili quali l’Artico, il Golfo del Messico, il Mar Caspio, impianti localizzati in prossimità di aree urbane), dalla complessità delle attività industriali e dalle oggettive difficoltà tecniche nell’esecu- zione degli interventi di recupero e contenimento degli idrocarburi o altre sostanze chimiche liquide sversate nell’ambiente o di emissioni nocive in atmosfera, delle operazioni di chiusura e messa in sicu- rezza di pozzi danneggiati o in caso di blowout, di spegnimento di incendi occorsi a raffinerie, complessi petrolchimici o pipeline. Anche le day-to-day operations potrebbero comportare modeste perdite di petrolio o altri contaminanti o piccole fuoriuscite di gas (cosiddette fuggitive) a causa di mancata manutenzione, tubature o infrastrut- ture corrose od obsolete, mancati controlli o altri fattori, che se pro- tratte nel tempo potrebbero causare gravi fenomeni d’inquinamento del suolo, delle falde acquifere o dell’aria. Per questi motivi le attività del settore petrolifero, della raffinazione, del trasporto degli idrocar- buri e della chimica sono sottoposte a una rigida regolamentazione a tutela dell’ambiente e della salute e della sicurezza delle persone, sia a livello nazionale/locale sia attraverso protocolli e convenzioni internazionali. Gli oneri e i costi associati alle necessarie azioni da mettere in atto per rispettare gli obblighi previsti dalle normative che regolamenta- no le attività industriali nel campo degli idrocarburi costituiscono una significativa voce di costo ricorrente del bilancio. Eni si è dotata di sistemi gestionali integrati, standard di sicurezza e pratiche ope- rative di elevata qualità e affidabilità per assicurare il rispetto della regolamentazione ambientale e per tutelare l’integrità delle perso- ne, dell’ambiente, delle operations, della proprietà e delle comunità interessate. Tuttavia, nonostante tali misure e precauzioni, non è possibile escludere del tutto il rischio di accadimento di incidenti e altri eventi dannosi quali quelli sopra descritti o di incorrere in passività ambientali che potrebbero avere impatti potenzialmente rilevanti sul business, sui risultati economici e finanziari, sulle pro- spettive di sviluppo del Gruppo e sulla sua reputazione, nonché sui ritorni per gli azionisti. In relazione alle contaminazioni storiche, con particolare riguar- do all’Italia, Eni continua ad essere esposta al rischio di passività e oneri ambientali in relazione ad alcuni siti oggi inattivi dove ha condotto in passato attività minero-metallurgiche e chimiche poi chiuse dismesse o liquidate; in tali siti, sono emersi livelli di concen- trazione di sostanze inquinanti non in linea con l’attuale normativa ambientale. Eni ha avviato progetti di bonifica e ripristino dei terreni e delle falde nelle aree di proprietà contaminate dalle attività indu- striali ormai cessate, d’intesa con le competenti Autorità Ammini- strative. Nonostante Eni abbia reso la dichiarazione di “proprietario non colpevole” poiché la Compagnia ritiene di non essere respon- RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023136 ENI sabile per il superamento di parametri d’inquinamento tollerati dalle leggi di allora o per situazioni d’inquinamento provocato da prece- denti operatori ai quali è subentrata nella gestione di tali siti, Eni è stata citata in giudizio da vari enti pubblici (Ministero dell’Ambiente, Enti locali o altri) e da privati per la realizzazione di interventi di bo- nifica e per il risarcimento di eventuali danni in base agli standard e parametri previsti dalla legislazione corrente. In alcuni casi, i ma- nager e il personale di Eni sono parte di procedimenti penali, come ad esempio per asseriti reati in materia ambientale quali omessa bonifica e disastro ambientale o per asseriti reati contro l’incolumi- tà pubblica, facendo scattare in capo a Eni la responsabilità ammi- nistrativa dell’ente. Il bilancio Eni accoglie i costi che dovrà sostenere in futuro per eseguire le bonifiche e i ripristini di aree contaminate a causa del- le proprie attività industriali dove esiste un’obbligazione legale o di altro tipo e per i quali è possibile stimare l’ammontare dei relativi oneri in modo attendibile (anche questo costituisce comunque, nelle fasi realizzative, un fattore di incertezza in relazione alla complessità della materia), a prescindere dall’eventuale quota di responsabilità di altri operatori ai quali Eni è subentrata. È pos- sibile che in futuro possano essere rilevate ulteriori passività in relazione ai risultati delle caratterizzazioni ambientali in corso sui siti d’interesse, in base alla normativa ambientale corrente o a fu- turi sviluppi regolatori, all’esito dei procedimenti amministrativi o giudiziali in corso, all’emergere di nuove passività ambientali e ad altri fattori di rischio. Inoltre, il mancato adeguamento alla normativa ambientale (che risulta peraltro in rapida e continua evoluzione) ovvero il mancato adempimento a provvedimenti e imposizioni di adeguamento delle attività svolte, può esporre il Gruppo al rischio di essere ritenuto responsabile civile di eventuali danni e conseguenti richieste di ri- sarcimento. L’eventuale soccombenza in relazione ai procedimenti in corso potrebbe determinare in relazione alla responsabilità am- ministrativa dell’Ente l’applicazione di sanzioni pecuniarie e/o inter- dittive, quali l’interdizione dall’esercizio dell’attività, la sospensione o la revoca di autorizzazioni, licenze o concessioni, con possibili conseguenti effetti negativi sull’attività, le prospettive, la reputazio- ne nonché la situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo. RISCHI CONNESSI ALL’AUMENTO DELLE IMPOSTE SUL REDDITO E DELLE ROYALTIES Le operazioni nel settore Oil & Gas sono soggette al pagamento di royalties e imposte sul reddito, la cui incidenza sull’utile ante imposte tende a essere più elevata rispetto al resto delle attività commerciali. Il possibile aumento dell’aliquota fiscale marginale nel settore Oil & Gas connesso all’aumento dei prezzi del petrolio potrebbe rendere più difficile per Eni tradurre l’aumento dei prez- zi del petrolio in un aumento dell’utile netto. Sfavorevoli variazio- ni dell’aliquota fiscale applicabile all’utile prima delle imposte del Gruppo nelle attività Oil & Gas avrebbero un impatto negativo sui futuri risultati economici e sui flussi di cassa. Nel 2022 la pressione fiscale sulle compagnie petrolifere europee è stata inasprita in modo significativo a causa della percezione da parte delle istituzioni politiche e dell’opinione pubblica che le stesse beneficiassero in maniera sproporzionata del clima di incertezza economica e finanziaria connessa alla guerra russo-ucraina che aveva determinato un’elevata volatilità nei prezzi dell’energia, e nell’ottica di alleviare il costo della bolletta energetica per imprese e famiglie ridistribuendo i profitti del settore Oil & Gas. Eni ha re- gistrato incrementi della pressione fiscale in Regno Unito, avente carattere strutturale, e attraverso prelievi una tantum in Italia. L’ultimo in ordine temporale è stata la legge di bilancio 2023 dello Stato italiano che ha introdotto a carico delle imprese del settore energetico un contributo solidaristico da versare nel 2023, calco- lato applicando un’aliquota del 50% all’imponibile IRES 2022 che eccede un ammontare pari al 110% dell’imponibile medio registrato nei quattro anni precedenti. La base imponibile comprende anche la distribuzione di riserve in sospensione d’imposta che Eni ritiene estranee alla base imponibile generata in relazione allo scenario energetico 2022. Eventuali ulteriori inasprimenti della pressione fiscale o eventuali prelievi straordinari una tantum sulla base di provvedimenti che po- trebbero essere emanati dai governi dei Paesi in cui opera il Gruppo potrebbero determinare un incremento, anche significativo delle imposte cui è soggetto il Gruppo, con conseguenti impatti signi- ficativi sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo. RISCHI CONNESSI AL QUADRO COMPETITIVO NEL SETTORE IN CUI OPERA IL GRUPPO L’attuale contesto competitivo in cui Eni opera è caratterizzato da prezzi e margini volatili delle commodity energetiche, limitata diffe- renziazione dei prodotti e complessi rapporti con le compagnie di Stato e le agenzie nazionali dei Paesi in cui sono ubicate le riserve di idrocarburi per l’ottenimento di diritti di sfruttamento minerario. Poiché i prezzi delle materie prime sono al di fuori del controllo di Eni, la competitività della compagnia in tale contesto richiede una continua attenzione all’innovazione tecnologica, al raggiungimento e mantenimento di efficienze nei costi operativi, a una gestione ef- ficace delle risorse di capitale e alla capacità di fornire servizi agli acquirenti di energia. Nel caso in cui il Gruppo non sia in grado di gestire efficacemente i rischi competitivi, che possono aumentare in caso di una ripresa economica più debole del previsto derivante dalle conseguenze del conflitto tra Russia e Ucraina o nel caso in cui le politiche monetarie 137ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE restrittive delle banche centrali provochino un “hard landing” dell’e- conomia, il Gruppo potrebbe non riuscire a mantenere o aumentare i propri volumi di vendita e di redditività, con effetti negativi sull’at- tività, sulle prospettive, sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo. RISCHI CONNESSI ALL’ATTIVITÀ DI RICERCA E PRODUZIONE DI IDROCARBURI, ALL’IMPOSSIBILITÀ DI RIMPIAZZO DELLE RISERVE E ALLE INCERTEZZE NELLE STIME DELLE RISERVE DI PETROLIO E DI GAS NATURALE E ALLE RISERVE NON ANCORA SVILUPPATE Le attività di ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi convenzio- nali richiedono elevati investimenti con tempi di ritorno medio-lun- ghi e sono soggette al rischio minerario sia nella fase esplorativa che può avere esito negativo a causa della perforazione di pozzi sterili o della scoperta di quantità insufficienti d’idrocarburi tali da giustificarne lo sfruttamento economico, sia nella fase di sviluppo, in relazione al recupero di volumi di idrocarburi inferiori alle stime iniziali sulla cui base è valutata la redditività dei progetti. L’attività è per sua natura esposta a rilevanti rischi operativi. Rischi economici Il rischio minerario è rappresentato dall’incertezza dell’attività esplorativa che può avere esito negativo a causa della perforazio- ne di pozzi sterili o della scoperta di quantità di idrocarburi non economiche, mentre nelle attività di sviluppo è rappresentato dal rischio di sottoperformance dei reservoir e di recupero di volumi di idrocarburi inferiori alle stime iniziali, nonché dai rischi di aumento dei costi e di volatilità dei prezzi degli idrocarburi. I progetti di svi- luppo delle riserve di idrocarburi convenzionali sono caratterizzati da lunghi tempi di realizzazione e di pay-back e dall’elevata espo- sizione finanziaria nella fase di costruzione/commissioning, che li espone al rischio di ritorni economici inferiori al costo del capitale a causa di aumenti non pianificati dei costi d’investimento/operativi, di possibili ritardi nell’avvio della produzione e della volatilità del prezzo degli idrocarburi che potrebbero essere inferiori rispetto a quelli sulla cui base Eni ha preso la decisione finale di investimento (FID). Inoltre, numerosi rischi di execution possono penalizzare i ritorni di tali progetti, quali difficoltà tecniche impreviste, mancato rispetto dei tempi/budget da parte dei fornitori di infrastrutture cri- tiche (navi FPSO, piattaforme, impiantistica upstream), efficacia dei global contractors, puntuale rilascio delle autorizzazioni da parte delle Autorità di Stato e ritardi nelle fasi di commissioning. I livelli futuri di produzione Eni dipendono dalla capacità dell’azien- da di rimpiazzare le riserve prodotte attraverso l’esplorazione di successo, l’efficacia e l’efficienza delle attività di sviluppo, l’applica- zione di miglioramenti tecnologici in grado di massimizzare i tassi di recupero dei giacimenti in produzione e l’esito dei negoziati con gli Stati detentori delle licenze. L’insuccesso nell’ottenere adeguati tassi di rimpiazzo delle produzioni con nuove riserve scoperte o “better performance” dei giacimenti potrebbero avere impatti nega- tivi rilevanti sulle prospettive di crescita del Gruppo, sui risultati, il cash flow, la liquidità e i ritorni per l’azionista. Il time-to-market delle riserve è un fattore critico per la redditività dell’industria petrolifera, considerata la complessità tecnologi- ca e realizzativa dei progetti, l’esposizione finanziaria durante la fase realizzativa e il differimento temporale dei cash flow positivi. Ogni ritardo nell’ottenimento del first oil o first gas comporta un peggioramento della redditività dei progetti. Lo sviluppo e mes- sa in produzione delle riserve scoperte comporta normalmente un insieme complesso di attività con lunghi tempi di esecuzione: verifica della fattibilità economico-tecnica con possibili ulteriori fasi di appraisal della scoperta, definizione del piano di svilup- po con i partner industriali dell’iniziativa, compresa la first par- ty di Stato, ottenimento delle autorizzazioni da parte dello Stato ospitante, talora il project financing, l’ingegneria di front-end e di dettaglio e la realizzazione di pozzi e impianti, piattaforme, unità di floating production, centri di trattamento, linee di export e al- tre facilities critiche. Durante la fase realizzativa, la Compagnia è esposta finanziariamente a causa del differimento temporale dei cash flow positivi che si manifestano a partire dall’inizio della produzione consentendo il recupero del capitale nell’arco di anni. Ritardi nell’ottenimento delle necessarie autorizzazioni o nelle fasi di costruzione, errori di progettazione, ritardi nel recupero di costi di investimenti per difficoltà della first party o altri eventi similari possono determinare slittamenti nei tempi di avvio della produ- zione e un incremento dei costi, con ricadute significative sulla redditività del progetto. Le eventuali complessità dell’ambiente circostante sono un ulteriore fattore di rischio per i tempi e i costi di realizzazione dei progetti (condizioni metereologiche, tempera- ture, offshore profondo e ultra-profondo, tutela dell’ecosistema, ecc.). I progetti di sviluppo sono esposti ai rischi di cost overrun in funzione dell’evoluzione dell’ambiente operativo. Per il 2024 sono prevedibili strozzature nelle catene di fornitura e nella logistica nonché incrementi del costo dei fattori produttivi quali materie prime (acciaio, cemento), lavoro specializzato e altri input, seb- bene a un tasso inferiore rispetto a quello registrato nel 2023\. Le daily rate di rig e altri mezzi navali di perforazione e sviluppo sono attese rimanere su elevati livelli a causa della disciplina finanzia- ria adottata dal settore dei servizi all’industria in risposta alla con- trazione degli investimenti da parte del settore petrolifero durante i recenti downturn e al mantenimento di un approccio selettivo al capital budget. Pertanto, le società petrolifere sono esposte al rischio di competere rispetto a un’offerta limitata di unità di perfo- razione e altri mezzi. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023138 ENI Rimpiazzo delle riserve La redditività futura di Eni dipende dall’accuratezza delle stime delle riserve certe e delle previsioni relative ai tassi futuri di produzione, alle proiezioni di costi operativi e di sviluppo futuri e ai tempi di so- stenimento dei costi. Tali stime dipendono da un insieme di fattori, assunzioni e variabili, quali: (i) la qualità dei dati geologici, tecnici ed economici disponibili e la loro interpretazione e valutazione; (ii) le stime riguardanti l’andamento futuro dei tassi di produzione e le previsioni di costi operativi e dei tempi di sostenimento dei costi di sviluppo; (iii) le modifiche della normativa fiscale vigente, delle regolamentazioni amministrative e delle condizioni contrattuali; (iv) l’esito di perforazioni e di test di produzione e l’effettiva performan- ce produttiva dei giacimenti successivamente alla data della stima che può determinare sostanziali revisioni al rialzo o al ribasso delle riserve; (v) le variazioni dei prezzi del petrolio e del gas naturale che potrebbero influire sulle quantità delle riserve certe, poiché la loro stima si basa sui prezzi e sui costi esistenti alla data della stima. Oltre a dipendere dalla produzione, dalle revisioni e dalle nuove scoperte, il rimpiazzo delle riserve del Gruppo è influenzato anche dal meccanismo di attribuzione previsto dai Production Sharing Agreements (“PSA”), in base al quale il Gruppo ha diritto a una parte delle riserve di un giacimento, la cui vendita è destinata a coprire i costi dallo stesso sostenuti per lo sviluppo e la gestione del gia- cimento stesso. Sulla base di tali meccanismi contrattuali previsti nei PSA, maggiori sono i prezzi di riferimento del Brent utilizzati per stimare le riserve certe di Eni, minore è il numero di barili necessari per recuperare lo stesso ammontare di costo, e viceversa. La pro- duzione futura di petrolio e gas dipende dalla capacità del Gruppo di accedere a nuove riserve attraverso nuove scoperte, l’applicazio- ne di miglioramenti tecnici, il successo delle attività di sviluppo, le trattative con le compagnie petrolifere nazionali e altri proprietari di riserve note e le acquisizioni. Il Gruppo potrebbe non ottenere adeguati tassi di rimpiazzo delle ri- serve prodotte con nuove riserve scoperte o un migliore rendimen- to da parte dei giacimenti ovvero potrebbe incorrere in insuccessi delle attività di esplorazione o nella mancata scoperta di ulteriori riserve commerciali con una conseguente riduzione della produ- zione futura di petrolio e gas naturale, che dipende in larga misura dal tasso di successo dei progetti di esplorazione e dall’efficienza delle attività di sviluppo nel recuperare i volumi inizialmente stimati. Una riduzione del prezzo del petrolio o la previsione di costi opera- tivi e di sviluppo più elevati possono comportare significative revi- sioni negative di stima delle riserve certe che potrebbero avere un impatto negativo sulle prospettive di business, sui risultati operati- vi, sui flussi di cassa e sulla liquidità del Gruppo. Rischi operativi L’attività upstream è esposta a specifici rischi operativi. A causa della natura degli idrocarburi (infiammabilità, tossicità, ecc.), delle caratteristiche dei giacimenti (temperatura, pressione, profondità) e della tipologia di operazioni necessarie all’estrazione ed al trat- tamento dei prodotti, l’attività di upstream è esposta ai rischi di eventi dannosi a carico della salute e della sicurezza delle persone, dell’ambiente e della proprietà, quali il rilascio incontrollato di pe- trolio o gas naturale da un pozzo a seguito di un incidente di pozzo (c.d. “blowout”), collisioni marine, malfunzionamenti delle apparec- chiature e conseguenti sversamenti di petrolio, fuoriuscite di gas, esplosioni pozzi e di piattaforme o unità galleggianti di produzione e stoccaggio e altri eventi similari che potrebbero essere di entità tale da causare perdite di vite umane, disastri ambientali, danni alla proprietà, inquinamento dell’aria, dell’acqua e del suolo e altre conseguenze negative. Tali rischi sono potenzialmente maggiori per le attività svolte nell’offshore e deep offshore a causa della maggiore complessità e difficoltà delle operazioni di contenimento e recupero delle fuori uscite di petrolio in mare aperto. Al 31 dicem- bre 2023 la produzione offshore del Gruppo ha rappresentato una quota rilevante di quella complessiva pari a circa il 70%. Al riguar- do, si segnala che il Gruppo ha in essere coperture assicurative per limitare i possibili effetti economici derivanti dai danni provocati a terzi e alla proprietà, agli attivi industriali e da responsabilità di bonifica e ripulitura dell’ambiente in caso di incidente. Cionono- stante, il verificarsi di eventi dannosi di ampie proporzioni, quali l’incidente che si verificò al pozzo Macondo nel Golfo del Messico nel 2010, non potrebbe se non in minima parte essere coperto dal- la capacità assicurativa disponibile sul mercato e comporterebbe a carico del Gruppo il riconoscimento di oneri e passività di am- montare straordinario determinando impatti negativi rilevanti sul business, sui risultati economici e finanziari, sulle prospettive di sviluppo del Gruppo e sulla sua reputazione. Rischio competitivo Nel settore Exploration & Production il Gruppo è esposto alla con- correnza di società petrolifere internazionali e compagnie di stato per l’ottenimento dei diritti di esplorazione e sviluppo, inoltre deve essere in grado di sviluppare e applicare nuove tecnologie per massimizzare l’estrazione di idrocarburi. A causa delle dimensio- ni inferiori di Eni rispetto ad altre compagnie petrolifere interna- zionali, il Gruppo potrebbe trovarsi in uno svantaggio competitivo in presenza di progetti su larga scala o a elevata intensità di ca- pitale che richiedono un’ampia disponibilità di risorse tecniche e finanziarie. Potrebbe perciò essere esposto al rischio di ottenere minori risparmi sui costi in un contesto deflazionistico rispetto ai suoi concorrenti più grandi, dato il suo potere di mercato poten- zialmente inferiore rispetto ai fornitori, mentre in caso di aumento dei costi dovuti alla carenza di materiali, manodopera e altri fat- tori produttivi, Eni potrebbe subire maggiori pressioni da parte dei propri fornitori per aumentare il prezzo di beni e servizi rispetto ai principali concorrenti. 139ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE RISCHI CONNESSI ALL’ATTIVITÀ DI GENERAZIONE ELETTRICA DA FONTI DI ENERGIA ALTERNATIVE E RINNOVABILI Il Gruppo è attivo da alcuni anni nello sviluppo e nella realizzazione di impianti per la generazione di energia elettrica da fonti rinnova- bili nell’ambito della strategia di diversificazione e trasformazione del modello di business per ridurre l’esposizione del portafoglio al settore degli idrocarburi. Lo sviluppo e la realizzazione di impianti per la generazione di ener- gia elettrica da fonti rinnovabili sono soggetti a processi autorizza- tivi lunghi e complessi e richiedono investimenti di rilevante entità che vengono recuperati in base ai ricavi generati nel corso della vita utile degli impianti. Gli investimenti necessari per lo sviluppo e la costruzione di un impianto variano, tra l’altro, in base ai costi dei materiali e delle componenti impiantistiche, dei servizi per la rea- lizzazione delle opere civili e per l’installazione e l’interconnessione con la rete di trasmissione, nonché alle tempistiche e disponibilità dei suddetti elementi. Nel 2023 il settore ha registrato un incremen- to dei costi di sviluppo a causa dell’aumento dei costi dei servizi e di alcune materie prime, della componentistica, nonché strozzature nella catena di approvvigionamento. Un eventuale rilevante incremento di tali costi di sviluppo e realizza- zione degli impianti, ovvero una significativa dilatazione dei tempi di reperimento dei principali materiali e componenti potrebbe com- portare effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e/o finanziaria del Gruppo e, in aggiunta, ove il Gruppo non dovesse essere in grado di realizzare gli impianti di generazio- ne di energia elettrica da fonti rinnovabili secondo criteri di econo- micità, il Gruppo potrebbe incontrare difficoltà nel perseguimento dei propri obiettivi di sviluppo, con conseguenti effetti pregiudizie- voli sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e/o fi- nanziaria del Gruppo. In aggiunta a quanto sopra, il business delle rinnovabili è influenza- to da fattori quali (i) le politiche di incentivazione alla generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili, (ii) eventuali malfunziona- menti e interruzioni dell’operatività degli impianti di trasmissione e generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili, (iii) l’evoluzione tecnologica e (iv) le variazioni climatiche. Le politiche di incentivazione alla generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili, che alla data del presente documento sono state adottate dalla maggior parte dei Paesi in cui il Gruppo ope- ra, possono incidere in maniera significativa sulle prospettive red- dituali della produzione da fonti rinnovabili per gli operatori del settore. Eventuali mutamenti o ridimensionamenti di tali politiche, anche attraverso misure fiscali temporanee o straordinarie, in de- terminati Paesi potrebbero indurre il Gruppo a modificare o ridurre i suoi piani di sviluppo, nonché incidere negativamente sull’eco- nomicità della produzione da alcune fonti, con conseguenti effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo. Con riferimento ad eventuali malfunzionamenti e interruzioni di ope- ratività, sia degli impianti di generazione sia delle reti elettriche alle quali gli stessi sono connessi, benché il Gruppo ritenga di essere do- tato di adeguata struttura organizzativa, idonei contratti di manuten- zione e coperture assicurative, il Gruppo è esposto a rischi di malfun- zionamento e di imprevista interruzione dei suddetti impianti, causati da eventi sia operativi quali incidenti, guasti o malfunzionamento di apparecchiature o sistemi di controllo, sia di natura straordinaria quali difetti di fabbricazione dei componenti degli impianti, calamità natu- rali, eventi catastrofici, fenomeni climatici estremi, sabotaggi e altri eventi straordinari similari. Il verificarsi di eventi di tale natura, non del tutto prevedibili e/o non completamente evitabili, potrebbe causare un aumento dei costi e una perdita di ricavi, l’insorgenza di potenziali perdite, la necessità di modificare il piano di investimenti del Gruppo, nonché avere effetti negativi sulla reputazione del Gruppo. Il rendimento degli impianti di energia rinnovabile varia in funzione delle condizioni climatiche. Eventuali condizioni climatiche avverse ovvero non in linea con quelle attese possono comportare una mi- nore produttività e redditività degli impianti del Gruppo. L’eventuale perdurare di condizioni meteorologiche avverse potrebbe compor- tare una riduzione dei volumi di energia elettrica prodotti dal Grup- po ovvero, al contrario, un eccesso dei volumi offerti che potrebbe comportare una riduzione, anche significativa, dei prezzi, con con- seguenti effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo. RISCHI CONNESSI ALLE SANZIONI ECONOMICHE E FINANZIARIE Eni svolge la propria attività anche sul piano internazionale e, di conseguenza, è esposto al rischio di violazione di eventuali pro- grammi sanzionatori di natura economica e finanziaria, con pos- sibili conseguenze negative sulla sua attività, sulle sue prospettive nonché sulla sua situazione economica, patrimoniale e finanziaria. In particolare, ad oggi risultano particolarmente rilevanti i program- mi sanzionatori adottati nei confronti del Venezuela e della Russia. Con riferimento al Venezuela, a partire dal 2019 sono state adottate restrizioni da parte degli Stati Uniti d’America volte a colpire, in par- ticolare, le operazioni nel settore petrolifero locale e/o con società controllate direttamente o indirettamente dal Governo venezuela- no, con impatti anche sulle esportazioni di greggio dal Venezuela e sulla possibilità da parte delle compagnie internazionali operanti nel Paese di compensare i crediti vantati nei confronti della società petrolifera di Stato del Venezuela con carichi di greggio. Per quanto concerne invece la Russia, in seguito all’invasione russa dell’Ucraina, a partire da febbraio 2022 sono state adottate sanzio- ni particolarmente severe da parte, inter alia, dell’Unione Europea, del Regno Unito e degli Stati Uniti d’America. L’impatto diretto di tali misure sulle attività di Eni è stato relativamente contenuto in consi- derazione della limitata esposizione del gruppo nel Paese. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023140 ENI Si segnala che nel 2023 non sono state irrogate sanzioni nei con- fronti del Gruppo nell’ambito di programmi di sanzioni economiche e finanziarie. Sebbene le sanzioni siano generalmente volte a colpire l’econo- mia del Paese oggetto del programma sanzionatorio e il Gruppo adotti misure volte a garantire che le proprie attività siano svolte in conformità con le norme applicabili, non si può escludere che il possibile deterioramento della situazione economica, sociale e politica del singolo Paese sanzionato, il protrarsi dell’applicazione delle sanzioni, la modifica ovvero l’inasprimento delle stesse pos- sano limitare l’operatività del Gruppo, anche in modo significativo, con impatti negativi sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo. EVOLUZIONE DELLA REGOLAMENTAZIONE AMBIENTALE L’attività di ricerca e sviluppo degli idrocarburi è soggetta a un com- plesso di norme, di regolamenti e di prescrizioni amministrative da parte degli ordinamenti e dei Governi in tutti gli Stati del mondo con l’intento di disciplinare materie quali l’assegnazione e l’esercizio dei titoli minerari per l’esplorazione, la prospezione e la coltivazione de- gli idrocarburi sulla terraferma e nel mare territoriale, l’imposizione a carico delle società petrolifere di obblighi specifici in relazione all’esecuzione dei programmi di perforazione e altre attività di gia- cimento, misure di protezione dell’ambiente e di prevenzione degli incidenti, prescrizioni relative allo smantellamento dei pozzi e delle infrastrutture minerarie al termine dell’attività e di ripristino delle aree, restrizioni sulla produzione, controlli sul rispetto del program- ma lavori e altri divieti/obblighi. Negli ultimi anni, a fronte del crescente degrado dello stato di salute del pianeta, la protezione dell’ambiente è divenuta un’esi- genza sempre più sentita dalla comunità internazionale, la quale ha progressivamente riconosciuto il valore dell’ambiente natura- le, preoccupandosi di legiferare per garantirne la salvaguardia ed arginarne il deterioramento. Da qualche anno invece l’evoluzione della normativa ambientale si è ampliata fino ad includere la pre- venzione e riduzione di impatti irreversibili. Le attività Eni di pro- duzione d'idrocarburi, raffinazione e trasporto di carburanti e altri prodotti infiammabili e produzioni petrolchimiche, sono soggette al rispetto di un numeroso e complesso corpus normativo, che riguarda in particolar modo: le emissioni in atmosfera, lo sfrut- tamento del suolo e dell’acqua, la gestione dei rifiuti e i prodotti petroliferi in generale. Con specifico riferimento all’attività di ricerca e produzione degli idrocarburi, in base alle normative applicabili in tutte le giurisdizioni dove Eni opera, la Società è tenuta a sostenere i costi relativi allo smantellamento di piattaforme e altre attrezzature di estrazione e di ripristino delle aree al termine delle attività petrolifere. Il bilancio consolidato accoglie la migliore stima dei costi che Eni dovrà so- stenere in futuro a fronte di tali obblighi. Tali stime sono soggette a rischi e incertezze di varia natura (accuratezza della stima, cost overrun, ampiezza dell’orizzonte temporale di stima, inasprimento delle normative locali, sviluppo di nuove tecnologie, ecc.). A livel- lo europeo, il legislatore sta aggiornando e promuovendo diversi strumenti al fine di favorire una migliore applicazione tra gli Sta- ti Membri. Tra questi ci sono le nuove linee guida pubblicate il 24 marzo 2021 su una omogenea interpretazione del termine “danno ambientale” ai sensi della direttiva 2004/35/Ue, con l’obiettivo di fornire un’interpretazione comune della definizione chiave della di- sciplina, recepita in Italia con la parte VI del D.lgs. 152/2006. Inol- tre, in riferimento alla tutela penale dell’ambiente, il 15 dicembre, la Commissione ha adottato la proposta di una nuova direttiva per reprimere la criminalità ambientale, in linea con un impegno fon- damentale del Green Deal europeo. La proposta intende rendere più efficace la normativa obbligando gli Stati membri ad adottare misure di diritto penale. In riferimento al contesto normativo italiano va ricordata l’entrata in vigore il 29 maggio 2015 della Legge 68/2015, che ha introdotto nel Codice Penale il Titolo IV bis interamente dedicato ai delitti con- tro l’ambiente, Eni ha sempre mantenuto aggiornato ed adeguato il proprio Modello 231 ed i relativi strumenti di controllo operativo, provvedendo alla loro diffusione interna ed applicazione al fine di assicurare un’adeguata valutazione dei rischi correlati alle temati- che ambientali ed una corretta operatività nell’ambito delle attività sensibili. Dal 3 giugno 2021, sono disponibili in Italia le linee guida per la prevenzione dei danni ambientali UNI/PdR 107:2021 “Ambiente Protetto \- Linee guida per la prevenzione dei danni all’ambien- te \- Criteri tecnici per un’efficace gestione dei rischi ambientali”. La prassi di riferimento definisce le Linee guida per un’efficace prevenzione dei danni all’ambiente in relazione ai vari scena- ri di rischio applicabili alle organizzazioni. Il 22 giugno 2021 la Commissione europea ha dato il via libera al Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza italiano (PNRR) sbloccando i €191,5 miliar- di di fondi per la ripresa e la decarbonizzazione dell’economia. All’interno del Piano, articolato in 6 missioni, vi è la missione 2 che è volta a supportare la realizzazione della transizione verde ed ecologica della Società e dell’economia per rendere il sistema sostenibile e garantire la sua competitività. In questa missione che si articola in 4 componenti specifiche sono compresi, tra gli altri, interventi per migliorare la capacità di gestione dei rifiuti; pro- grammi di investimento e ricerca per le fonti di energia rinnovabili; investimenti per lo sviluppo delle principali filiere industriali della transizione ecologica e la mobilità sostenibile, nonché azioni per l’efficientamento energetico e del patrimonio immobiliare e inizia- tive per il contrasto al dissesto idrogeologico, per salvaguardare e promuovere la biodiversità del territorio, e per garantire la sicurez- za dell’approvvigionamento e la gestione sostenibile ed efficiente delle risorse idriche. 141ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE A supporto della strategia di decarbonizzazione, è stato svolto un programma di energy assessment che ha coinvolto la maggioranza dei siti upstream, e che proseguirà nel 2024 per le consociate meno energivore e con il follow up degli assessment passati. Oltre ad iden- tificare nuovi interventi di efficientamento energetico e verificare lo status di quelli già implementati, nel 2024 si pianificheranno per il quadriennio le adozioni e certificazioni dei sistemi di gestione ISO 50001 delle realtà più energivore non ancora certificate. A Luglio 2023 il MASE (Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica) ha formalmente inviato alla Commissione europea la proposta di aggiornamento del PNIEC, Piano Nazionale Integrato Energia e Clima. Il PNIEC italiano fissa gli obiettivi nazionali al 2030 su efficienza energetica, fonti rinnovabili e riduzione delle emissioni di CO 2 . Il tragitto indicato dal PNIEC permette al 2030 di raggiunge- re quasi tutti i target comunitari su ambiente e clima, superando in alcuni casi gli obiettivi prefissi. La proposta del Piano sarà oggetto nei prossimi mesi di confronto con il Parlamento e le Regioni, oltre che del procedimento di VAS. L’ appro- vazione del testo definitivo dovrà concludersi entro giugno 2024\. Il testo prevede in sintesi un risparmio cumulato annuo al 2030 di circa 51,4 Mtep ed il raggiungimento di una quota del 40% di rinnovabili nei consumi finali lordi di energia che sale al 65% per i consumi solo elettrici. Il 37% di energia da rinnovabili per riscal- damento e raffrescamento, il 31% nei trasporti, 42% di idrogeno da rinnovabili per gli usi dell’industria. Il 5 aprile 2022 la Commis- sione europea ha presentato una proposta di direttiva che rivede in senso più restrittivo, aggiorna e modernizza la direttiva sulle emissioni industriali 2010/75/Ue (Direttiva IED). A fine novembre 2023, il Consiglio e il Parlamento hanno raggiunto un accordo provvisorio con un testo di compromesso sulla revisione della direttiva. Il prossimo passaggio sarà l’adozione formale da parte delle due istituzioni. La revisione prevede anche l’aggiornamento di modalità e dati ambientali da comunicare attraverso la trasfor- mazione del registro europeo delle emissioni e dei trasferimenti di sostanze inquinanti (E-PRTR) in un nuovo portale integrato sulle emissioni industriali, con la conseguente abrogazione del Regola- mento 166/2006/CE. Il 23 febbraio 2022, la Commissione europea ha pubblicato la sua proposta di Direttiva sulla Corporate Sustainability Due Diligence. La futura Direttiva con relative norme nazionali di trasposizione, defini- sce obblighi per le imprese di grandi dimensioni di un sistema volto a monitorare, prevenire e mitigare gli impatti negativi effettivi e poten- ziali sull’ambiente, sulle condizioni di lavoro e sui diritti e libertà indi- viduali sia dell’attività dell’impresa, sia della value chain a monte e a valle (fornitori, distributori, rivenditori, ecc.). A fine dicembre 2023 è stato raggiunto un accordo provvisorio tra le Istituzioni UE che deve essere approvato e adottato formalmente da entrambe le istituzioni. La Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) è un’altra ini- ziativa chiave del Green Deal per l’Europa e si inserisce in un più ampio quadro normativo che prevede obblighi di disclosure non finanziaria. Il 5 gennaio 2023 è entrata in vigore la direttiva 2022/2464/UE che ag- giorna le norme UE sulle informazioni delle imprese sulla sostenibilità ampliando il campo di applicazione e introducendo obblighi di comu- nicazione dettagliata, anche in un’ottica di lotta al greenwashing. La CSRD modifica la direttiva 2013/34/UE sulle informazioni di carattere non finanziario delle imprese attraverso l’introduzione di disposizioni ad hoc sulla rendicontazione di sostenibilità delle imprese. I nuovi ob- blighi si applicheranno progressivamente a partire dal 2024. L’11 dicembre 2019 la Commissione europea ha presentato “The Eu- ropean Green Deal”, la “road map green” della sua azione politica. Secondo la Commissione è necessario ripensare le politiche eco- nomiche e sociali per renderle più sostenibili, preservare il capitale naturale, prevedere una economia che preservi le risorse naturali, ri- duca la produzione dei rifiuti e punti su recupero, riparazione e riutiliz- zo. Fondamentale realizzare la neutralità climatica al 2050\. L’azione sull’economia circolare si concentrerà in particolare su settori ad alta intensità di risorse come il tessile, l’edilizia, l’elettronica e la plastica. Sono in vigore dal 14 gennaio 2022 le nuove disposizioni del D.lgs. 196/2021 sulla plastica monouso in recepimento della direttiva 2019/904/UE. Il D.lgs. 8 novembre 2021, n. 196 prevede l’usci- ta dal mercato di determinati prodotti in plastica monouso (e di tutti i prodotti in plastica oxo-degradabile), misure finalizzate alla riduzione del consumo per altre tipologie di prodotti e l’obbligo di marcare alcune tipologie di prodotti (o gli imballaggi) per infor- mare il consumatore sul corretto smaltimento e sul contenuto di plastica nel prodotto. Con il DM 24 giugno 2022, n. 259, il Ministero della transizione eco- logica ha approvato la Strategia nazionale per l’economia circola- re in attuazione del Piano nazionale di ripresa e resilienza. Tra gli obiettivi indicati nel documento: un nuovo sistema di tracciabilità digitale dei rifiuti, incentivi fiscali a sostegno delle attività di riciclo e utilizzo di materie prime secondarie; la revisione del sistema di tassazione ambientale dei rifiuti al fine di rendere più conveniente il riciclaggio rispetto al conferimento in discarica e all’incenerimento sul territorio nazionale; il diritto al riutilizzo e alla riparazione. Previ- sta inoltre la riforma del sistema di responsabilità estesa del pro- duttore e lo sviluppo/aggiornamento dei regolamenti End of waste (cessazione qualifica di rifiuto). Nel corso del 2023 sono state emanate diverse disposizioni ine- renti al nuovo Registro Nazionale per la Tracciabilità dei Rifiuti (RENTRI), previsto dall’art. 188-bis del D.lgs. 152/2006, in partico- lare il DM 59/2023 ed i DD 97/2023, 143/2023 e 251/2023. Il REN- TRI consentirà la tenuta in modalità esclusivamente elettronica delle registrazioni ambientali e prevedrà la comunicazione dei dati ad un sistema centralizzato; a partire dal 13/2/2025 entreranno in vigore i nuovi modelli di registro e formulario; dalla stessa data i gestori di rifiuti e i produttori di rifiuti con più di 50 dipendenti dovranno tenere il registro in modalità esclusivamente digitale; il medesimo obbligo si applicherà ad ulteriori soggetti nei 12 mesi successivi e dal 13/2/26 anche i formulari per il trasporto dei ri- RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023142 ENI fiuti dovranno essere tenuti in modalità esclusivamente digitale. Il 1° giugno 2023 è stato pubblicato il D.lgs. 213/2022, corret- tivo del D.lgs. 116/2020, che apporta modifiche alla Parte IV del D.lgs.152/2006 che regola la disciplina generale dei rifiuti. Il 1° settembre 2023 è stato pubblicato il DM 119/2023, che stabi- lisce le regole per l’esercizio in regime semplificato delle attività di preparazione per il riutilizzo, in attuazione dell’art. 214-ter del D.lgs. 152/2006; per i centri di preparazione per il riutilizzo la norma sta- bilisce requisiti, dotazioni, rifiuti impiegabili, quantitativi massimi ammessi e rifiuti esclusi. Il 17 agosto 2023 è entrato in vigore il Regolamento 12 luglio 2023, n. 2023/1542/Ue, relativo a batterie e rifiuti di batterie; dal 18 ago- sto 2025 scatteranno le nuove norme per la gestione dei rifiuti da batterie e sarà abrogata la direttiva 2006/66/CE; inoltre, sono fissa- ti obiettivi di raccolta per i rifiuti di batterie portatili (63% al 2027 e 73% al 2030) e per i rifiuti di batterie per mezzi di trasporto leggeri (51% al 2028 e 61% al 2031). Dal 30 novembre 2022 è in vigore la norma tecnica UNI/TS 11820 per misurare la circolarità dei processi delle organizzazioni in at- tuazione della Strategia nazionale per l’economia circolare. La norma UNI/TS 11820, “Misurazione della circolarità \- Metodi ed indicatori per la misurazione dei processi circolari nelle organiz- zazioni”, definisce un set di indicatori di circolarità (sono 71) appli- cati a livello meso e micro, atti a valutare il livello di circolarità di una organizzazione o gruppo di organizzazioni. A fine 2023, a val- le di alcuni test applicativi della norma tecnica UNI/TS 11820 per misurare la circolarità dei processi delle organizzazioni svolti da Aziende attive in differenti ambiti, è partito il processo di revisione della stessa norma. Il 26 ottobre 2022 la Commissione europea ha presentato una proposta di fusione delle due direttive europee sulla qualità dell’aria ambiente finalizzata a migliorare l’attuazio- ne della disciplina e inasprire i livelli consentiti di inquinanti. La proposta legislativa consiste nella revisione della Direttiva Am- bient Air Quality (2022/0347), che fonde le precedenti direttive in materia qualità dell’aria ambiente (2008/50/CE e 2004/107/CE). L’obiettivo ultimo è quello di migliorare ulteriormente la qualità dell’aria e di allineare maggiormente le norme dell’UE in materia alle raccomandazioni dell’OMS. Il Consiglio è pronto ad avviare negoziati con il Parlamento europeo per raggiungere un accor- do sulla versione definitiva della direttiva. Una volta raggiunto un accordo provvisorio, il testo definitivo dovrà essere formalmente adottato da entrambe le istituzioni. Per quanto riguarda la tutela della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro, la normativa ita- liana ha enfatizzato il valore di modelli organizzativi e di gestione, attribuendo a questi, efficacia esimente (art. 30 D.lgs. 81/08) dal- la responsabilità amministrativa dell’impresa, in caso di violazioni delle disposizioni legislative riguardanti la salute e la sicurezza sul luogo di lavoro. Eni ha adottato in tutte le operazioni che compor- tano rischi HSE, modelli organizzativi e di gestione in linea con i migliori standard del mercato. La gestione operativa Eni è fondata sui principi della prevenzio- ne, gestione e controllo dei rischi HSE. L’adozione estesa in Eni di sistemi di gestione integrati di salute, sicurezza e ambiente è rivolta ad assicurare la compliance normativa, il miglioramento continuo delle performance HSE e l’efficacia delle azioni intrapre- se in termini di prevenzione e contenimento dei possibili impatti ambientali. La pubblicazione delle Norme ISO 14001:2015 e ISO 9001:2015 ha introdotto una maggiore focalizzazione sul rischio, sul contesto locale e su eventuali accordi volontari in materia di sostenibilità. L’adeguamento a queste norme ha comportato un miglioramento della pianificazione e dei processi di controllo. Nel 2021 Eni ha ag- giornato lo strumento normativo adottando un’unica metodologia integrata per lo svolgimento delle analisi ambientali e valutazione degli impatti/rischi per l’Ambiente e l’Organizzazione, inclusi quelli di tipo 231\. Eni si è inoltre dotata di un sistema di controllo dei rischi HSE basato sul monitoraggio periodico di indicatori HSE svi- luppato su tre livelli di linea (il primo, la cui responsabilità è del sito; il secondo, che è svolto dalle Unità di Business; il terzo che resta in capo all’organizzazione centrale di Eni) che garantisce la progres- siva indipendenza dei controlli e su un piano strutturato di audit a copertura di tutti i siti, secondo le seguenti tipologie: (i) technical audit, volti ad accertare l’esistenza presso i siti/unità operative e sedi delle unità di business di adeguati sistemi di gestione, della loro corretta applicazione e coerenza con le normative e gli stan- dard adottati dalla Società; (ii) certificazioni dei sistemi di gestio- ne (con verifiche annuali effettuate da un Ente certificatore); (iii) verifiche di conformità alle normative vigenti in materia HSE; (iv) audit finalizzati alla verifica dell’efficacia delle barriere preventive e mitigative dei rischi di processo e della sicurezza di processo; e (v) audit/assessment per tematiche/attività/processi specifici (es. au- dit a seguito di segnalazioni, infortuni o incidenti o assessment su specifiche parti di impianto). Nel settore della sicurezza di proces- so Eni ha sviluppato e implementato un sistema di gestione spe- cifico basato su best practice internazionali. La nuova Norma ISO 45001 pone l’accento sull’importanza della segnalazione continua, nell’ambito dell’attività quotidiana, di eventuali rilievi per rafforzare le performance del sistema ed identificare rischi emergenti nell’ot- tica della prevenzione. RISCHIO IDRICO Secondo le analisi del World Economic Forum (The Global Risk Re- port 2024 \- GRR), da oltre 10 anni il rischio idrico viene identificato tra i principali rischi con maggiore impatto negativo potenziale per l’eco- nomia e la società nei prossimi 2-10 anni. Già nel report dello scorso anno il GRR evidenziava l’intensificarsi delle crescenti interconnes- sioni fra crisi idriche e altri fattori di rischio e instabilità, quali migra- zioni, tensioni fra Stati e crisi alimentari, portando all’emergere di una potenziale “policrisi”, la cui evoluzione sarà strettamente correlata al 143ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE grado di cooperazione globale e all’impatto del cambiamento clima- tico e della transizione energetica sull’approvvigionamento di risorse naturali. L’interdipendenza acqua-energia è destinata ad intensificar- si nei prossimi anni e, secondo la International Energy Agency (WEO 2016), sarà necessaria una sempre maggiore capacità di dare rispo- ste chiare e affidabili per la gestione di questo elemento di criticità. Secondo le Nazioni Unite (https://www.unwater.org/water-facts) i cambiamenti climatici si esplicitano nella forma di crisi idriche e di una crescente variabilità della disponibilità di acqua in quantità e di qualità adeguate ad uno sviluppo sostenibile. Entro il 2050, il numero di persone a rischio di inondazione aumenterà dall’attuale livello di 1,2 miliardi a 1,6 miliardi. Tra l’inizio e la metà degli anni 2010, 1,9 miliardi di persone, ovvero il 27% della popolazione mondiale, viveva- no in aree potenzialmente carenti d’acqua. Nel 2050, questo numero aumenterà da 2,7 a 3,2 miliardi di persone (UN2020). È, inoltre, sotto- lineato come l'acqua sia un elemento cruciale nel rapporto tra Stati e nei potenziali conflitti. Eni valuta e monitora il rischio idrico, anche in relazione agli effetti dei cambiamenti climatici, al fine di identificare le migliori strategie di gestione delle acque e di adattamento per i propri asset. Inoltre, Eni è impegnata a sviluppare progetti di accesso all’acqua per le popolazioni dove opera. Circa il 2% dei prelievi idrici totali di Eni avvengono in aree a stress o aride (così come identificate con Aqueduct, strumento sviluppato dal World Resources Institute). Tra i Paesi con aree a stress idrico impattate dai prelievi Eni, oltre all’Italia dove si verificano i maggiori prelievi di acqua dolce, ci sono Paesi dove al rischio di tipo fisico (scarsità della risorsa) si vanno ad aggiungere rischi di tipo sociale (scarsità di sistemi idrico-sanitari adeguati in molti Paesi in cui Eni opera) o geopolitico (approvvigio- namento di acqua dolce dipendente da fonti con provenienza oltre- confine come, ad esempio, il Nilo per l’Egitto). La tutela dell’ambiente si attua in primis identificando il contesto naturale in cui le attività hanno o avranno luogo in modo da evitare o mitigare il più possibile gli impatti su specie, habitat e servizi ecosistemici fin dai primi stadi del ciclo operativo. In particolare, prosegue l’impegno in progetti di water injection, intesi come ottimale gestione delle acque di produ- zione, e di reinjection a scopo IOR (Improved oil recovery). Sempre nel settore upstream, attraverso lo studio sistematico e di dettaglio dei flussi idrici sono stati individuati e avviati progetti di riduzione dei prelievi di acqua dolce a stress idrico, in particolare in Egitto. An- che nel downstream sono stati avviati progetti per ridurre i prelievi di acqua dolce di alta qualità nei siti top consumer a stress idrico sostituendoli con fonti di minor pregio quali acque reflue e acque da bonifica o attraverso ricicli interni. Al fine di rispondere alle crescenti richieste di informazioni da parte degli stakeholder, anche nel 2023 Eni ha dato risposta pubblica al questionario CDP water. Prima fra i peers, ad aprile 2019 Eni ha aderito al CEO Water Mandate, dando un segnale inequivocabile dell’importanza attribuita alla risorsa idrica. A giugno 2021 Eni ha pubblicato il proprio posizionamento sull’acqua, nel quale si impegna a minimizzare i propri prelievi di acqua dolce in aree a stress idrico. GESTIONE EMERGENZE E SPILL Le emergenze operative che possono avere impatto su asset, persone e ambiente sono gestite principalmente a livello di sito con una propria organizzazione che predispone, per ciascun possibile scenario, un pia- no di risposta in cui sono definiti ruoli, mezzi e risorse deputate all’at- tuazione. Questo è il primo livello di emergenza, il secondo livello pre- vede il supporto da parte dell’unità di business ed il terzo anche quello delle strutture centrali, in particolare il coordinamento tramite l’Unità di Crisi Eni per l’apporto di team specialistici, mezzi e attrezzature interne ed esterne ad Eni. Le discriminanti tra questi tre livelli sono: la gravità dell’evento, l’impatto reale o possibile, la potenzialità dell’evento di ec- cedere i limiti di batteria dell’asset. Questi effetti comportano la esca- lation di risorse coinvolte anche in stretta cooperazione con le Autorità locali e centrali che attivano i rispettivi piani di emergenza esterni. Eni è impegnata, sia all’estero che in Italia, nel monitoraggio e nella gestione dei rischi derivanti dagli oil spill sia operativi che causati da effrazioni. Una situazione di particolare rilievo si osserva in Nigeria dove sono frequenti fenomeni di sabotaggio sugli oleodotti. L’installazione del sistema di Leak Detection proprietario denominato “e-vpms ® ” (Eni Vibroacustic Pipeline Monitoring System), che permet- te il monitoraggio da remoto di eventuali spill dalle condotte geoloca- lizzandoli con una precisione inferiore ai 50m, oltre ad aver favorito la tempestività e la qualità degli interventi di contenimento, di riparazione e di protezione dei bersagli ambientali più sensibili, è stato un elemen- to di dissuasione fondamentale. In Nigeria, nel corso del 2023, nell'ambito della strategia di gestio- ne degli spill, sono proseguiti i test di funzionamento del sistema e-vpms ® , installato su alcune trunkline e pipeline del network. In ag- giunta è stato testato l'utilizzo di droni al fine di migliorare l'identi- ficazione delle attività illegali e per meglio supportare le agenzie di sorveglianza e le autorità nella riduzione dei fenomeni effrattivi. Sono state inoltre potenziate le squadre dedicate alla riparazione dei punti di connessione illegali con conseguente diminuzione degli impatti ambientali legati agli stessi. Per l'esposizione ai rischi naturali (in particolare terremoti, frane ed esondazioni) è stata ulteriormente sviluppata una metodologia di ana- lisi di rischio quantitativa di spill da condotte. In aggiunta al sistema di gestione, monitoraggio e risposta ai rischi di natura HSE, Eni ha attivato coperture assicurative tramite la parte- cipazione alla mutua Oil Insurance Limited e altri partner assicurativi per limitare i possibili effetti economici derivanti dai danni provocati a terzi, alle proprietà industriali e da responsabilità di bonifica e ripu- litura dell’ambiente in caso di incidente. L’ammontare coperto varia in base alla tipologia dell’evento e rappresenta una quota significati- va della capacità messa a disposizione dal mercato di riferimento. In particolare, la responsabilità finanziaria di Eni di risarcire il danno cagionato a terzi e/o a seguito di sversamento di petrolio è coperta da una protezione assicurativa capace di indennizzare fino a un mas- simo di $1,4 miliardi per incidenti nell’onshore (le raffinerie) e $1,2 miliardi per l’offshore. A queste ultime si aggiungono polizze assi- RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023144 ENI curative che coprono le responsabilità del proprietario, dell’operato- re e del noleggiatore di mezzi navali in base ai seguenti massimali: $1.250 milioni per le responsabilità connesse alla flotta di proprietà della LNG Shipping e nel caso di noleggio di time charter e di $1 miliardo delle FPSO utilizzate dal settore Exploration & Production nello sviluppo di giacimenti offshore. Si evidenzia inoltre che in occa- sione di particolari progetti, valutata la complessità industriale e altri fattori esterni, il management attiva coperture assicurative ad hoc, in aggiunta alle coperture standard di portafoglio. Eni continua a collaborare con IPIECA e IOGP – International Asso- ciation of Oil & Gas Producers – per rafforzare la capacità di risposta all'inquinamento marino a valle di eventuali spill (di petrolio, ma anche di altre sostanze chimiche), anche partecipando alle iniziative regionali in collaborazione con IMO, il GI WACAF (West/Central/Southern Afri- ca) e monitorando le attività dell'iniziativa OSPRI (Caspian Sea, Black Sea and Central Eurasia). Nell'ambito del gruppo di lavoro IPIECA e IOGP, nel corso del 2023 sono state aggiornate alcune Good Practice Guidance relative alla gestione delle emergenze oil spill e ne è stata data opportuna diffusione. Eni ha inoltre sviluppato tecnologie proprietarie, volte sia a ridurre il rischio di incidenti sia ad accelerare il recupero di eventuale olio sversato a mare come, ad esempio, il dispositivo CUBE (Contain- ment of Underwater Blowout Events) disponibile a Gela, un dispo- sitivo per separare gas e olio dall’acqua in prossimità della testa pozzo sottomarina. RISCHI CONNESSI AL QUADRO COMPETITIVO DEL SETTORE GGP Il settore Global Gas & LNG Portfolio (GGP) di Eni opera nel mercato all'ingrosso del gas soprattutto a livello europeo e nel mercato del GNL a livello globale. I risultati di tale business sono influenzati dal- le dinamiche globali e regionali della domanda e dell'offerta di gas naturale e dal conseguente contesto competitivo. L'attuale fase di mercato risulta essere ancora influenzata, seppur in modo mino- re rispetto al 2022, dall'evoluzione del conflitto Russia-Ucraina. La domanda in Europa risulta essere ancora caratterizzata da misure di contenimento superiori ai target prefissati mentre la ripresa dei consumi a livello globale risulta essere lenta in particolare in Asia. Sul lato offerta, la robusta crescita delle produzioni USA, su livelli record, e dei volumi all’export grazie all’apertura di nuovi impianti di liquefazione e al corrispondente aumento della capacità di rigassi- ficazione europea, ha di fatto incrementato la liquidità del mercato tenuto conto anche della possibilità di cargo diversion del GNL. L’e- voluzione attesa dell’ambiente competitivo tenderà a comprimere i prezzi e a ridurre la volatilità limitando le opportunità di trading/ arbitraggio che sono state alla base degli ottimi risultati del settore nel biennio 2022-2023. I fattori di mercato sono resi maggiormente complessi dalla presen- za nel portafoglio di approvvigionamento di GGP dei contratti con clausola take-or-pay. Per assicurarsi un’adeguata disponibilità di gas nel medio-lungo termine, a sostegno dei programmi di vendita, contribuendo alla sicurezza di approvvigionamento del mercato eu- ropeo in generale e di quello italiano in particolare, Eni ha stipulato nel passato, e ne sta stipulando nuovi, contratti di acquisto di lungo termine con i principali Paesi produttori che riforniscono il sistema europeo. Tali contratti di approvvigionamento prevedono la clausola di take-or-pay, in base alla quale l’acquirente è obbligato a pagare al prezzo contrattuale, o a una frazione di questo, la quantità minima di gas prevista dal contratto, anche se non ritirata, avendo la facoltà di prelevare negli anni contrattuali successivi il gas pagato ma non ritirato ad un prezzo che tiene conto della frazione di prezzo contrat- tuale già corrisposto. Il meccanismo degli anticipi contrattuali espo- ne l’impresa a significativi rischi finanziari nel caso in cui, a causa di un eventuale eccesso di offerta i prezzi di mercato non fossero remunerativi rispetto alla quota di minimum take non coperta da contratti di vendita e attività di risk management, facendo scattare l’applicazione della clausola. Analoghe considerazioni si applicano agli impegni contrattuali di lungo termine ship-or-pay attraverso i quali Eni si è assicurata l’accesso alle capacità di trasporto lungo le principali dorsali europee che convogliano il gas dai luoghi di produ- zione ai mercati di consumo. In tale scenario, il management di Eni è impegnato nella rinegoziazione dei contratti di approvvigionamen- to long-term e in azioni di ottimizzazione del portafoglio, quali leve per gestire il rischio take-or-pay/ship-or-pay e l’associato rischio fi- nanziario. Relativamente ai contratti di fornitura take-or-pay con le società di Stato russe (Gazprom e le sue affiliate), nello scenario in cui Eni sia costretta a cessare i prelievi per adempiere a possibili re- gimi sanzionatori o in vista dell’obiettivo comunitario di cessare ben prima del 2030 la dipendenza dalle forniture d’idrocarburi dalla Rus- sia, considerato che la data di scadenza di tali contratti è ben oltre il 2030, il Gruppo potrebbe sostenere oneri e passività di ammontare incerto, ma che potrebbero essere significativi. RISCHI CONNESSI A PROCEDIMENTI GIUDIZIARI E ARBITRALI DEL GRUPPO Eni è parte di procedimenti giudiziari civili o penali o arbitrali anche duraturi, con conseguente impiego di risorse, costi e spese legali. Per alcuni di questi procedimenti Eni è stata chiamata in causa ai sensi del D.lgs. 231/01 in materia di responsabilità d’impresa. Eni ha rilevato in bilancio le passività associate ai procedimenti per i quali è probabile la soccombenza e l’onere possa essere stimato in maniera attendibile. Tali oneri non costituiscono a oggi una voce significativa del bilancio consolidato. Tuttavia, nel caso in cui gli accantonamenti effettuati relativi ai procedimenti pendenti risultassero insufficienti a far fronte intera- mente agli oneri, alle spese, alle sanzioni e alle richieste risarcitorie e restitutorie formulate in caso di soccombenza in dipendenza ad esempio di nuovi elementi informativi e di sviluppi non previsti al 145ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE momento della stima del fondo di bilancio, si potrebbero avere ef- fetti negativi sull’attività, sulla situazione patrimoniale e finanziaria e sui risultati economici del Gruppo. Non può escludersi che l’esito dei procedimenti in corso alla data di bilancio, nonché degli eventuali ulteriori procedimenti che si do- vessero instaurare successivamente in relazione a controversie pendenti con terze parti non risolte in via extragiudiziale, possa- no avere un esito sfavorevole per il Gruppo, con accoglimento, in tutto o in parte, delle pretese avanzate dalle controparti per un ammontare superiore alle ragionevoli stime operate dal Gruppo – che, in tal caso, si troverebbe a dover far fronte a passività non previste, con possibili conseguenti effetti negativi sull’attività, sul- la situazione patrimoniale e finanziaria e sui risultati economici del Gruppo. Non si può escludere che rischi valutati remoti o possibili dal Grup- po possano diventare probabili e determinino adeguamenti al valo- re dei fondi rischi, o che, in caso di soccombenza in contenziosi per cui i relativi fondi rischi erano ritenuti adeguati, il Gruppo potrebbe subire effetti negativi sulla propria situazione economica, patrimo- niale e/o finanziaria. Non è possibile escludere che, nel caso in cui la responsabilità am- ministrativa di Eni fosse concretamente accertata, oltre alla conse- guente applicazione delle relative sanzioni, si verifichino ripercus- sioni negative sulla reputazione, sull’operatività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo. RISCHI CONNESSI AL FUNZIONAMENTO DEI SISTEMI INFORMATICI E ALLA SICUREZZA INFORMATICA L’operatività del Gruppo dipende in misura significativa dai si- stemi informatici e dai sistemi di elaborazione dati e da quelli dei propri consulenti e collaboratori per l’efficiente svolgimento delle attività industriali e commerciali, tra le quali in particola- re la gestione dei rapporti con i clienti e con le controparti. Il Gruppo si avvale anche di un numero significativo di sistemi e di altre tecnologie forniti da soggetti terzi. Tali sistemi possono essere esposti al rischio di malfunzionamenti, interruzioni, virus, accessi non autorizzati da parte di terzi intenzionati ad estrarre o corrompere informazioni e interruzione dei sistemi informatici, determinando errori nell’esecuzione delle operazioni, inefficien- ze nei processi, ritardi o cancellazione, perdite di clienti, fermi alla produzione o impedimenti alla spedizione di prodotti e altre interruzioni dell’operatività del Gruppo. Il rischio di cyber security rappresenta la possibilità che attacchi in- formatici compromettano i sistemi informativi aziendali (gestionali e industriali) avendo come principali conseguenze l’interruzione dei servizi erogati, la sottrazione di informazioni sensibili, con impatti sia economici che reputazionali. Il livello di cyber risk è stimato elevato poiché: • Eni è una Oil & Gas company e rappresenta un obiettivo chiave per i cyber attack dato il contesto geopolitico in cui opera; • il trend dei cyber attack in termini di frequenza e pericolosità è in crescita e, più in generale, aumentano le attività volte all’acquisi- zione di informazioni sensibili, sia attraverso l’utilizzo del fattore umano, sia mediante intercettazioni ed intrusioni telematiche; • i fenomeni di social engineering e phishing sono in crescente au- mento. Le possibili conseguenze riguardano: • la perdita di riservatezza, ovvero la diffusione intenzionale o acci- dentale di informazioni riservate, che può determinare perdite per Eni in termini di vantaggi competitivi, danni di immagine e reputa- zione e impatti di carattere legale ed economico (ad es. sanzioni), dovuti al mancato rispetto di obblighi normativi e/o contrattuali; • la perdita di integrità e disponibilità in merito a informazioni e sistemi a supporto del business, che possono determinare una perdita di profitto dovuta alla mancata erogazione di servizi e/o danni agli asset aziendali. Oltre all’utilizzo di sistemi informatici e sistemi di elaborazione dati al fine di supportare le proprie attività, il Gruppo utilizza tali sistemi per raccogliere e archiviare informazioni e dati sulla propria attività, sui propri clienti e sui propri dipendenti. Un accesso non autoriz- zato ai sistemi informatici del Gruppo che produca l’indisponibilità degli stessi o la perdita di riservatezza o la modifica non autorizza- ta di dati, potrebbe avere conseguenze significative dal punto di vi- sta reputazionale, operativo, economico ovvero di compliance, ed è soggetto ad una serie di leggi in continua evoluzione su base globa- le che potrebbero sottoporre il Gruppo a cause legali, multe o altre conseguenze previste dalla normativa di volta in volta applicabile. In aggiunta, il perdurare dell’attuale situazione di conflitto militare tra Russia e Ucraina e altri conflitti potrebbe comportare, tra l’altro, un aumento degli attacchi a sistemi informatici. In caso di eventi catastrofici, a bassa probabilità di accadimento, che determinino l’indisponibilità completa di uno o più data center in cui risiedono i sistemi informatici di Eni, l’impatto sul business può essere anche significativo. L’impatto massimo è relativo ad eventi catastrofici che coinvolgano il data center on premise, in cui risiedono, tra gli altri, alcuni dei sistemi critici di Eni. Qualora dovessero verificarsi malfunzionamenti nei sistemi informa- tici e sistemi di elaborazione dati di Eni, il Gruppo potrebbe subire im- patti sulle proprie attività produttive, oppure potrebbe ritardare i piani di evoluzione dei sistemi e della digitalizzazione dei processi con possibili conseguenze sui costi di tali progetti o sui benefici attesi. Inoltre, nella misura in cui tali circostanze determinino perdita di dati o la comunicazione di informazioni riservate o proprietarie, il Gruppo potrebbe subire danni di tipo reputazionale nonché incorre- re in responsabilità e subire ritardi nelle proprie attività produttive, con possibili conseguenze negative sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023146 ENI RISCHI RELATIVI AL QUADRO LEGALE E NORMATIVO Rischi connessi con la regolamentazione del settore del gas e dell’energia elettrica L’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA), in virtù della Legge istitutiva n. 481/95, svolge attività di regolazio- ne e controllo nei settori dell’energia elettrica, del gas naturale, dei servizi idrici, del ciclo dei rifiuti e del telecalore. Tra l’altro ARERA svolge funzione di monitoraggio dei livelli dei prezzi del gas natura- le e definisce le condizioni economiche di fornitura del gas ai clienti che hanno diritto di accedere alle condizioni tariffarie stabilite dalla stessa Autorità (cosiddetti clienti tutelati). Le decisioni dell’Autorità in tale materia possono limitare la capaci- tà degli operatori del gas di trasferire gli incrementi del costo della materia prima nel prezzo finale o limitare il riconoscimento dei co- sti e rischi tipici dell’attività commerciale con i clienti tutelati. I clienti che hanno diritto al servizio di tutela gas sono i clienti dome- stici e i condomini con uso domestico con consumi non superiori a 200.000 standard metri cubi (Smc)/annui. Nel 2013 l’Autorità ha riformato la struttura delle tariffe gas ai clienti tutelati del segmento civile con il passaggio all’indicizzazione hub della componente a co- pertura del costo della materia prima – quotazioni forward rilevate presso l’hub olandese TTF – in luogo della precedente, prevalente- mente oil-linked, in un contesto di mercato che vedeva quotazioni hub del gas significativamente inferiori rispetto a quelle dei contratti long-term indicizzati all’olio, introducendo strumenti di incentivazio- ne agli operatori per la promozione della rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento di lungo termine. Dato il contesto di prezzi crescenti verificatosi fra 2021 e 2022 ARERA ha avviato una serie di indagini per valutare interventi sui prezzi delle commodity a favore dei consumatori, con particolare riferimento al gas. In esito ad una ricognizione effettuata sui contratti di importazione di gas, ARERA con delibera 374/2022/R/GAS ha determinato il passaggio del rife- rimento della materia prima da TTF a PSV con aggiornamento men- sile della componente CMEM a copertura dei costi di approvvigiona- mento del gas naturale all’ingrosso per i clienti in condizioni di tutela. La Legge 4 agosto 2017, n. 124, “Legge annuale per il mercato e la concorrenza” aveva inizialmente fissato la fine della tutela di prezzo dell’Autorità al 1° luglio 2019 per i settori dell’energia elettrica (per i clienti domestici e le piccole imprese connesse in bassa tensione) e del gas naturale (per i clienti domestici come sopra definiti). La legge di conversione del Decreto Legge n. 91/2018 (cd. Millepro- roghe) – Legge 108 del 21 settembre 2018 – aveva rinviato que- sta scadenza al 1° luglio 2020\. Con il Decreto Legge n. 162/2019 (cd. DL Milleproroghe) – è stata ulteriormente modificata la Legge 124/17; in particolare per le PMI non microimprese, per il servizio di fornitura di energia elettrica, la data è stata fissata al 1° gen- naio 2021 (il servizio è stato poi assegnato a luglio 2021 tramite gara definita da ARERA con delibera 491/2020/R/eel), mentre per le microimprese per l’elettricità e per le famiglie per gas e luce, era fissata al 1° gennaio 2022. Con la Legge 21/2021 di conversione del DL Milleproroghe 183/2020 è stata ulteriormente modificata la data di superamento del mercato tutelato. In particolare, il termine è stato rinviato dal 2022 al 2023 per i clienti domestici nel mercato del gas naturale, e per le microimprese e i clienti domestici nel mercato dell’ener- gia elettrica. Dal 1° gennaio 2021 era previsto il superamento della maggior tutela elettrica per le piccole imprese con più di 10 dipen- denti e un fatturato annuo o un totale di bilancio superiore a €2 mi- lioni; ARERA ha regolato la procedura di gara per assegnazione del servizio con decorrenza 1.7.2021. Gli assegnatari del servizio sono stati principalmente gli operatori già presenti nel servizio di mag- gior tutela (tranne per un’area geografica, assegnata ad un opera- tore di libero mercato) e i risultati della gara hanno evidenziato un allineamento alla remunerazione del servizio di maggior tutela (in 6 aree su 9 la gara si è conclusa con rilancio pari a zero). Il disegno della gara si è mostrato funzionale non tanto alla liberalizzazione quanto alla continuità tariffaria nei confronti dei clienti finali. Con legge di bilancio 2022 (L. 233/21) è stato poi introdotto il termine del 10 gennaio 2024: data entro la quale verrà regolato da ARERA e assegnato il servizio a tutele graduali ai clienti domestici elettrici che in quel momento non avessero ancora scelto un fornitore del mercato libero, garantendo la continuità della fornitura di elettricità. Il quadro delineato vedeva quindi il superamento della tutela tarif- faria confermato, senza deroghe, per i clienti domestici gas e le microimprese elettriche al 1° gennaio 2023, prevedendo però la possibilità di derogare questa data, fino al 10 gennaio 2024, per i clienti domestici elettrici. Con la delibera 491/2021/R/eel ARERA ha regolato la procedura di gara per assegnazione del servizio a tutele graduali per le microimprese con decorrenza 1.1.2023 (poi slittata al 1.4.2023). ARERA, con una segnalazione a Governo e par- lamento di giugno 2022 ha richiesto ufficialmente lo slittamento della fine della tutela per i clienti domestici gas al 2024\. L’8.09.2022 il MiTE ha pubblicato il DM su criteri e modalità per il superamento dei regimi di prezzi regolati e sui criteri per assicurare la fornitura di energia elettrica alle microimprese (≤ 15 kW) che, al 1° gennaio 2023 (poi slittato regolatoriamente al 1° aprile), non hanno un forni- tore sul mercato libero. Il medesimo DM (art. 3 comma 5) ha previ- sto che alla scadenza del periodo di erogazione del Servizio Tutele Graduali (STG) il cliente che non abbia optato per una offerta da mercato libero, sarà rifornito dal medesimo esercente il STG sulla base della sua offerta di mercato libero più conveniente. Sul tale contesto si è inserito il DL 18 novembre 2022, n. 176 (Aiuti Quater) che ha stabilito all’art. 5 l’ulteriore proroga nel settore del gas naturale: • rinvio al 10 gennaio 2024 del termine per la rimozione della tutela di prezzo nel settore gas previsto dalla Legge Annuale per la Con- correnza n. 124/2017 (art. 1 comma 59); 147ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE • proroga al 10 gennaio 2024 (in luogo del 1° gennaio 2023) del termine a decorrere dal quale i fornitori e gli esercenti il servizio di fornitura di ultima istanza sono tenuti a offrire ai clienti vulnerabili una tariffa agevolata per la fornitura di gas naturale (modifica art. 22, co. 2-bis.1, D.lgs. 164/2000). In vista dell’obiettivo di superamento delle tariffe di tutela gas e power, nel corso degli anni sono state introdotte misure per accom- pagnare la scelta del consumatore sul mercato libero con adeguati supporti informativi e prevedendo strumenti di confrontabilità delle offerte di mercato fra gli operatori. A tal fine l’ARERA ha previsto che gli operatori, in aggiunta alle loro offerte di mercato, forniscano ai clienti, a decorrere da marzo 2018, anche una proposta a prezzo variabile e una a prezzo fisso per gas ed elettricità a prezzo libero ma a condizioni contrattuali comparabili regolate da ARERA (offer- te “PLACET”). È inoltre operativo un apposito portale web gestito da Acquirente Unico per conto di ARERA (Portale Offerte) che con- sente la comparazione di tutte le offerte generalizzate di gas ed energia elettrica disponibili; su questa area di regolazione ARERA di recente ha proposto orientamenti – non ancora deliberati ufficial- mente – mirati ad aumentare la possibilità di comparazione delle offerte commerciali sulla base del prezzo. Dal 1° gennaio 2024, i clienti domestici non vulnerabili, precedente- mente serviti in tutela gas, e che non hanno sottoscritto un contrat- to di mercato libero, vedono applicarsi l’offerta PLACET definita ad hoc dagli operatori per tali clienti. Per quanto riguarda il settore elettrico, il decreto-legge n. 181 del 9 dicembre 2023, che reca disposizioni urgenti per la sicurezza ener- getica del Paese, ha posticipato lo svolgimento delle procedure concorsuali per il servizio a tutele graduali per i clienti domestici non vulnerabili al 10 gennaio 2024 (prima previste in data 11 di- cembre 2023). Di conseguenza, l’ARERA con Delibera 600/2023/R/ eel, ha differito al 1° luglio 2024 l’attivazione del servizio a tutele graduali in esito all’asta a turno unico svoltasi il 10 gennaio e ridot- to a 2 anni e 9 mesi la durata del servizio di tutela graduale, il cui termine rimane fissato al 31 marzo 2027 per legge. Inoltre, il DL 181/23 ha modificato, altresì, il contenuto della clau- sola sociale prevedendo l’obbligo, per i soli esercenti il servizio di maggior tutela, di continuare ad utilizzare i servizi di contact cen- ter prestati da soggetti terzi sino alla conclusione delle procedure competitive o fino alla scadenza dei contratti in essere se antece- dente a tale data. La pubblicazione degli esiti della procedura di gara è avvenuta il 6 febbraio. Plenitude non risulta aggiudicataria di nessuna delle aree. Sarà fondamentale che vengano adeguatamente monitorate le modalità con cui i vincitori gestiranno i clienti per evitare pratiche scorrette. Nell’ambito dei costi e dei criteri di accesso alle principali infra- strutture logistiche del sistema gas, i principali fattori di rischio per il business sono legati ai processi di definizione delle condi- zioni economiche e delle regole di accesso ai servizi di trasporto, rigassificazione GNL, stoccaggio, che interessano periodicamen- te tutti i Paesi europei in cui Eni opera. Sono stati recentemente ridefiniti i criteri di regolazione del trasporto in Italia, in Francia e in Belgio per il quadriennio 2024-2027, ma la ridefinizione periodica dei criteri tariffari del trasporto a scadenze pluriennali prestabilite, come anche la puntuale definizione su base annuale dei relativi valori tariffari applicabili, è un elemento che accomuna tutti i Pae- si europei e in futuro potrà determinare impatti sui costi logistici. Ulteriori modifiche di regole potrebbero riguardare il settore della rigassificazione e dello stoccaggio, rappresentando fattori di ri- schio come anche opportunità per il business. Inoltre, lo scenario di crisi energetica concretizzatosi nel 2022 ha indirizzato i legislatori, a livello europeo e di singolo Paese, verso evoluzioni – seppur temporanee – della normativa e della conse- guente regolazione che possono incidere sulle dinamiche dei mer- cati, con la finalità di contenere i prezzi per i clienti finali e migliorare la sicurezza degli approvvigionamenti (ad esempio, possibili obbli- ghi di riduzione dei consumi finali, cap ai prezzi dei derivati su pro- dotti gas all’ingrosso negoziati nei mercati regolamentati, eventuali obblighi di stoccaggio, obblighi di notifica ex ante alla Commissio- ne Europea di nuovi contratti di approvvigionamento). Superata la crisi energetica ed i relativi interventi, nel medio ter- mine ci si attende che la domanda di gas a livello europeo possa essere sostenuta dalle politiche orientate al phase-out del carbo- ne nella generazione elettrica, in vista degli obiettivi di decarbo- nizzazione. D’altra parte, con l’implementazione del Green Deal europeo e dei successivi e più ambiziosi interventi di decarbo- nizzazione, nei prossimi anni la regolamentazione del settore gas sarà presumibilmente interessata da modifiche potenzialmente anche rilevanti, in conseguenza di adeguamenti nel disegno dei mercati e/o di nuovi obblighi o vincoli in capo agli operatori del settore che accompagneranno l’evoluzione delle normative euro- pee, nel contesto di transizione energetica e coerentemente con gli obiettivi di decarbonizzazione del settore energetico (tra cui i collegati obiettivi di sviluppo di gas rinnovabili o decarbonizzati, di promozione di tecnologie abilitanti una maggiore integrazione tra settore elettrico e settore gas, di riduzione delle emissioni di metano). Questi cambiamenti determineranno pressioni sul set- tore del gas naturale ma, al contempo, apriranno e supporteranno nuove opportunità di business nell’ambito dei gas decarbonizzati e rinnovabili, che Eni è pronta a perseguire. Per quanto riguarda il settore elettrico Eni, le aste del mercato della capacità elettrica (cd. “Capacity Market”) hanno comportato l’assegnazione di un prodotto annuale con periodo di consegna fino al 2024, assicurando a Eni un premio in quanto assegnataria di capacità per gli impianti esistenti, nonché per il progetto di un nuovo impianto è stato sviluppato dalla consociata Enipower nel sito di Ravenna (consegna inizialmente prevista a partire dal 2023 e successivamente prorogata a inizio 2024, e un periodo di con- RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023148 ENI segna di quindici anni). Per gli anni 2022, 2023 e 2024 permane il rischio che le aste possano essere annullate per effetto dei ricorsi presentati da alcuni operatori presso il TAR e Tribunale Europeo (il Tribunale Europeo si è già espresso rigettando i ricorsi degli operatori). A fine 2023, Terna ha posto in consultazione la revisio- ne della Disciplina del Capacity Market avviando il processo che porterà alle aste per gli anni successivi al 2024\. Rispetto ai premi riconosciuti nell’ultima asta 2022 per la consegna al 2024, è pos- sibile che le aste future porteranno ad una riduzione del premio riconosciuto ai soggetti partecipanti per effetto di uno o più dei seguenti accadimenti: la riduzione da parte di Terna del fabbiso- gno di adeguatezza, una maggior concorrenza in fase d’asta, la mancata revisione da parte di ARERA dei parametri economici del meccanismo, in particolare per tener conto della dinamica infla- zionistica che riduce il valore reale del premio precedentemente determinato da ARERA. Inoltre, sono in atto significative evoluzioni della regolamentazio- ne, che possono rappresentare fattori di rischio per il business: tra queste le riforme dei meccanismi di mercato conseguenti a neces- sità di adeguamento alle normative comunitarie: i prezzi negativi e la riforma del Mercato Infragiornaliero introdotti nel settembre 2021, ulteriore integrazione transfrontaliera dei mercati nazionali sia dell’energia che del dispacciamento, il completamento della ri- forma del mercato dei servizi di dispacciamento. Si segnala inoltre la possibile riduzione dei ricavi nel Mercato dei Servizi di Dispaccia- mento (“MSD”) per effetto degli incentivi riconosciuti da ARERA a Terna per la riduzione dei costi di MSD. Va inoltre segnalato che gli interventi emergenziali adottati dal Go- verno per compensare il fenomeno del caro energia, allo stato at- tuale, risultano terminati. Infatti, oltre alla sospensione dei crediti di imposta per le imprese, a partire dal terzo trimestre 2023, l’azzera- mento degli oneri di sistema – ripristinati a partire dal secondo tri- mestre 2023 per il settore elettrico, viene meno anche la riduzione dell’Iva al 5% per le utenze gas – teleriscaldamento, che era ancora in essere fino al quarto trimestre 2023. Attualmente, dunque, sono previste solo alcune misure a favore delle famiglie più vulnerabili (es. contributo straordinario per i titolari di bonus elettrico confer- mato per il primo trimestre 2024 dalla legge di bilancio). Con riferimento agli interventi di efficienza energetica, nel 2024 l’ali- quota del cosiddetto Superbonus passa dal 110% al 70%. Per quanto riguarda la regolamentazione della produzione di ener- gia elettrica da fonti rinnovabili (non programmabili, quali vento per la tecnologia eolica e sole per la tecnologia fotovoltaica), molti sono i temi in discussione che potrebbero rappresentare fattori di rischio per il settore. Note le criticità connesse alla complessità degli iter autorizzativi – in via di razionalizzazione, armonizzazione e digitalizzazione – la Legge 28 novembre 2023, n. 201 (art. 3) ha prorogato da 16 a 24 mesi le disposizioni dell’art. 26 della Legge Concorrenza 2021 (118/2022) sull’adozione di uno o più decreti legislativi in materia di semplificazione, spostando quindi il termine per l’esercizio della delega al 25 agosto 2024. Inoltre, l’attesa del Decreto sulle Aree Idonee e burden sharing re- gionale, del quale è auspicabile l’approvazione in tempi rapidi per garantire gli investimenti nel settore, e del decreto sull’incentivazio- ne degli impianti a fonti rinnovabili vicini alla competitività (FERX), che conferma l’introduzione di meccanismi di adeguamento all’in- flazione per le tariffe, rappresenta un elemento di incertezza per il raggiungimento degli obiettivi di transizione energetica attesi. Relativamente allo sviluppo della generazione elettrica offshore, in particolare con tecnologia floating, scelta da Eni Plenitude per gli sviluppi in JV, è fortemente atteso un quadro di regole certo con riferimento alla finalizzazione degli strumenti di pianificazione del- lo spazio marittimo e alla pubblicazione – da parte del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica – delle linee guida/va- demecum relativi agli adempimenti necessari ai fini dell’avvio del procedimento unico per l’autorizzazione di tali impianti, come da previsioni del Decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199 (art. 23). Inoltre, forte impatto per i progetti in pipeline avrà la definizione del Decreto sull’incentivazione rivolto agli impianti innovativi o ancora lontani dalla competitività di mercato (FER2) e un adeguamento del quadro normativo relativo alle aree portuali: un primo positivo passo in tal senso è rappresentato dalle previsioni del DL 181/2023 che ha avviato l’iter per l’individuazione di due aree portuali del Mezzogiorno per lo sviluppo degli investimenti del settore della cantieristica navale per la produzione, l’assemblaggio e il varo di piattaforme galleggianti e delle relative infrastrutture elettriche. RISCHI CONNESSI ALLA NORMATIVA IN MATERIA DI PROTEZIONE DEI DATI PERSONALI Il Gruppo è esposto al rischio di violazioni della normativa di riferi- mento in tema di gestione, trattamento e protezione dei dati per- sonali, con effetti pregiudizievoli sull’attività e sulle prospettive del Gruppo. Nell’ambito dello svolgimento della propria attività, con particola- re con riferimento ai mercati finali in cui il Gruppo commercializza gas, energia elettrica e prodotti presso clienti retail e business, il Gruppo gestisce in maniera sostanziale e continuativa dati perso- nali e, pertanto, deve ottemperare alle disposizioni normative e re- golamentari di volta in volta applicabili. In forza delle leggi vigenti in materia di privacy, tutti i soggetti che trattano dati personali sono tenuti al rispetto delle disposizioni ap- plicabili e dei provvedimenti in materia. In caso di violazioni, tali soggetti possono essere chiamati, seppur a vario titolo, a rispon- dere per le conseguenze derivanti da illecito trattamento dei dati e da ogni altra violazione di legge (quali carente o inidonea informa- tiva e notificazione, violazione delle norme in materia di adozione di misure di sicurezza, false rappresentazioni). Il verificarsi di tali 149ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE rischi potrebbe avere effetti negativi sulla situazione economica, finanziaria e patrimoniale del Gruppo. La normativa di riferimento è rappresentata dal Regolamento (UE) n. 2016/679 (“GDPR”) che ha introdotto varie modifiche ai processi da adottare per garantire la protezione dei dati personali (tra cui un efficace modello organizzativo privacy, la nuova figura del Respon- sabile della protezione dei dati (Data Protection Officer – “DPO”), obblighi di comunicazione di particolari violazioni dei dati, la porta- bilità dei dati), aumentando il livello di tutela delle persone fisiche e inasprendo, tra l’altro, le sanzioni applicabili al titolare e all’eventua- le responsabile del trattamento dei dati, in caso di violazioni delle previsioni del regolamento. Alla Data del Prospetto Informativo la Società ha provveduto alla nomina del DPO e adeguato il proprio sistema di gestione dei dati personali agli adempimenti richiesti dal GDPR. Nonostante i controlli in essere, il Gruppo è esposto al rischio deri- vante dalla potenziale violazione della disciplina vigente in ragione della sottrazione, divulgazione, perdita o il trattamento per finalità diverse da quelle autorizzate dalla clientela, dei dati personali an- che ad opera di soggetti non autorizzati (sia terzi sia dipendenti del Gruppo) o a causa di attacchi cyber. Pertanto, qualora la Società non fosse in grado di attuare i presidi e gli adempimenti in materia privacy, conformemente a quanto pre- scritto dal GDPR e dalla ulteriore normativa anche regolamentare applicabile concernente la protezione dei dati personali, inclusi i provvedimenti emanati dall’Autorità Garante per la Protezione dei Dati di volta in volta applicabili, il Gruppo sarebbe esposto a un ri- schio sanzionatorio nonché a un rischio di perdita di clienti attuali e futuri, con conseguenti possibili effetti negativi sulla situazione economica, patrimoniale, finanziaria e sulla reputazione e le pro- spettive del Gruppo. Nel caso in cui venisse accertata una responsabilità del Gruppo per eventuali casi di violazione di dati personali e delle leggi poste a loro tutela, ciò potrebbe dare luogo a richieste di risarcimento danni nonché all’erogazione di sanzioni amministrative, con possi- bili effetti negativi significativi sull’immagine del Gruppo, sulla sua situazione economica, patrimoniale e finanziaria. Non è possibile escludere che, in futuro, le procedure e le misure adottate dal Gruppo si rivelino inadeguate, non conformi e che non siano tempestivamente o correttamente implementate da parte dei dipendenti e collaboratori (anche a causa della continua evoluzio- ne della normativa e delle procedure stesse) e, pertanto, che i dati possano essere danneggiati o perduti, oppure sottratti, divulgati o trattati per finalità diverse da quelle autorizzate dalla clientela. RISCHI CONNESSI ALLA VIOLAZIONE DI NORME ANTICORRUZIONE VIGENTI NEI PAESI IN CUI IL GRUPPO SVOLGE LA PROPRIA ATTIVITÀ Eni, operando in diversi Paesi del mondo, è tenuta ad agire nel ri- spetto delle leggi anti-corruzione applicabili a livello nazionale e internazionale. Nonostante il Gruppo abbia adottato un sistema di controllo interno, procedure e un codice etico per prevenire la commissione di reati corruttivi da parte die propri dipendenti, che avrebbero riflessi su Eni per via del D.lgs. 231/01 in materia di re- sponsabilità d’impresa e i codici anti-corruzione internazionali, non è possibile escludere completamente il rischio di violazione delle leggi anti-corruzione e la conseguente applicazione delle sanzio- ni previste, con possibili ripercussioni negative sulla reputazione, sull’operatività e sulla situazione economica, patrimoniale e finan- ziaria di Eni. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023150 ENI Per le principali evoluzioni di business ed economico-finanziarie si rinvia ai capitoli: Strategia, Commento ai risultati economico-finanziari e Fattori di rischio. Evoluzione prevedibile della gestione 151ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE La Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario (DNF) 2023 di Eni è redatta in confor- mità al D.lgs. 254/2016 e ai “Sustainability Reporting Standards” pubblicati dal Global Reporting Initiative (GRI 1 ) incluso lo standard GRI specifico per il settore Oil & Gas, come indicato nel capi- tolo “Principi e Criteri di Reporting”. Inoltre, la DNF include gli obblighi informativi a carico delle società quotate, previsti dall’art.8 del Regolamento UE 852/2020. In continuità con le precedenti edizioni, il documento è articolato secondo le tre leve del modello di business integrato, Neutralità carbonica al 2050, Eccellenza operativa e Alleanze per lo sviluppo, il cui obiettivo è la creazione di valore di lungo termine per tutti gli stakeholder. I contenuti del capitolo “Neutralità carbonica al 2050” sono stati organizzati sulla base delle raccomandazioni volontarie della Task Force on Cli- mate-related Financial Disclosures (TCFD) del Financial Stability Board. Inoltre, sono citati nei vari capitoli i principali Obiettivi per lo Sviluppo Sostenibile (SDG) delle Nazioni Unite che costituiscono un riferimento importante per Eni nel condurre le proprie attività. La DNF è inserita all’interno della Relazione sulla Gestione nell’ambito della Relazione Finanziaria Annuale con l’obiettivo di soddisfa- re in maniera chiara e sintetica le esigenze informative degli stakeholder di Eni, favorendo ulterior- mente l’integrazione delle informative finanziarie e non. Al fine di evitare duplicazioni e garantire il più possibile la sinteticità delle disclosure, la DNF fornisce un’informativa integrata anche tramite il rinvio ad altre sezioni della Relazione sulla Gestione, alla Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari e alla Relazione sulla Politica in materia di Remunerazione e sui compensi corri- sposti qualora le tematiche richieste dal D.lgs. 254/2016 siano già in esse contenute o per ulteriori approfondimenti. In particolare, all’interno della Relazione sulla Gestione sono descritti il modello di business e la governance di Eni, i principali risultati e target, il sistema di Risk Management Inte- grato e i fattori di rischio e incertezza in cui sono dettagliati i principali rischi, i possibili impatti e le azioni di trattamento, in linea con le richieste informative della normativa italiana. All’interno della DNF sono dettagliate le Politiche aziendali, i Modelli di gestione e organizzazione, un approfondi- mento sui rischi ESG (Environmental, Social and Governance), la strategia sui temi trattati, le inizia- tive più rilevanti dell’anno, le principali performance con relativi commenti e l’analisi di materialità 2023\. Anche nella DNF 2023 sono state inserite le metriche “core” definite dal World Economic Forum 2 (WEF) nel White Paper “Measuring Stakeholder Capitalism - Towards Common Metrics and Consistent Reporting of Sustainable Value Creation” del 2020. In linea con gli scorsi anni, inoltre, Eni pubblicherà in occasione dell’Assemblea degli azionisti anche Eni for 2023 \- A Just Transition, il report di sostenibilità di carattere volontario che ha l’obiettivo di approfondire l’informativa non finanziaria. Durante l’anno è prevista la pubblicazione di un report dedicato ai diritti umani (Eni for 2023 - Human Rights 3 ). Di seguito una tabella di raccordo in cui si evidenziano i contenuti informa- tivi richiesti dal D.lgs. 254/2016, gli ambiti e il relativo posizionamento all’interno della DNF, della Relazione sulla Gestione, della Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari e della Relazione sulla Politica in materia di Remunerazione e sui compensi corrisposti. (1) Per maggiori dettagli si veda il paragrafo: “Principi e criteri di reporting”. (2) Il raccordo con le metriche “core” del WEF è esposto direttamente nel Content Index in una colonna dedicata. (3) L’aggiornamento del report Eni for - Human Rights sarà pubblicato successivamente a Eni for. La Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario (DNF) 2023 di Eni è redatta in conformità al D.lgs. 254/2016 e ai “Sustainability Reporting Standards” pubblicati dal Global Reporting Initiative (GRI) Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023152 ENI Sezioni/paragrafi contenenti le informative richieste dal Decreto Sezioni/paragrafi cui si rimanda per approfondimenti RFA Relazione sulla Gestione 2023 RCG Relazione sul Governo Societario e gli assetti proprietari 2023 RR Relazione sulla Politica di Remunerazione 2024 e sui compensi corrisposti 2023 ALLEANZE PER LO SVILUPPO COMUNITÀ LOCALI Art. 3.2, comma d) DNF \- Alleanze per lo sviluppo, pagg. 195-197 DNF \- Principali strumenti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sui temi del D.lgs. 254/2016, pagg. 154-155 RFA \- Fattori di rischio e incertezza, pagg. 130-150; DNF \- Principali rischi ESG e le relative azioni di mitigazione pagg. 162-163 DNF \- Alleanze per lo sviluppo, pagg. 195-197; Approccio responsabile e sostenibile, pagg. 160-161 ECCELLENZA OPERATIVA PERSONE Art. 3.2, commi c) e d) RFA \- Governance, pagg. 32-43 DNF \- Persone (la cultura della pluralità e dello sviluppo delle persone, formazione, relazioni industriali, welfare aziendale e worklife balance, salute), pagg. 171-177; Sicurezza, pagg. 178-180 DNF \- Principali strumenti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sui temi del D.lgs. 254/2016, pagg. 154-155 RFA \- Fattori di rischio e incertezza, pagg. 130-150; DNF \- Principali rischi ESG e le relative azioni di mitigazione pagg. 162-163 DNF \- Persone, pagg. 171-177; Sicurezza, pagg. 178-180; Approccio responsabile e sostenibile, pagg. 160-161 RR \- Sommario RISPETTO PER L’AMBIENTE Art. 3.2, commi a), b) e c) DNF \- Rispetto per l’ambiente (economia circolare, aria, rifiuti, acqua, oil spill, biodiversità), pagg. 180-186 DNF \- Principali strumenti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sui temi del D.lgs. 254/2016, pagg. 154-155 RFA • Risk Management Integrato pagg. 26-31; • Fattori di rischio e incertezza, pagg. 130-150; DNF \- Principali rischi ESG e le relative azioni di mitigazione pagg. 162-163 DNF \- Rispetto per l’ambiente - pagg. 180-186; Approccio responsabile e sostenibile, pagg. 160-161 DIRITTI UMANI Art. 3.2, comma e) DNF \- Diritti Umani (security, formazione, segnalazioni), pagg. 186-189 RCG \- Sostenibilità e dialogo con gli stakeholder DNF \- Principali strumenti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sui temi del D.lgs. 254/2016, pagg. 154-155 RFA \- Fattori di rischio e incertezza, pagg. 130-150; DNF \- Principali rischi ESG e le relative azioni di mitigazione pagg. 162-163 DNF \- Diritti Umani, pagg. 186-189; Approccio responsabile e sostenibile, pagg. 160-161 FORNITORI Art. 3.1, comma c) DNF \- Diritti Umani, pagg. 186-187; Fornitori, pagg. 190-191 DNF \- Principali strumenti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sui temi del D.lgs. 254/2016, pagg. 154-155 RFA \- Fattori di rischio e incertezza, pagg. 130-150; DNF \- Principali rischi ESG e le relative azioni di mitigazione pagg. 162-163 DNF \- Diritti Umani, pagg. 186-189; Fornitori, pagg. 190-191; Approccio responsabile e sostenibile, pagg. 160-161 TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE Art. 3.2, comma f) DNF \- Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia fiscale, pagg. 191-194 DNF \- Principali strumenti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sui temi del D.lgs. 254/2016, pagg. 154-155 RCG \- Principi e valori. Il Codice Etico; Compliance Program Anti-Corruzione RFA \- Fattori di rischio e incertezza, pagg. 130-150 DNF \- Principali rischi ESG e le relative azioni di mitigazione pagg. 162-163 DNF \- Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia fiscale, pagg. 191-194; Approccio responsabile e sostenibile, pagg. 160-161 NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050 CAMBIAMENTO CLIMATICO Art. 3.2, commi a) e b) DNF \- Neutralità carbonica al 2050, pagg. 164-170 RFA \- Strategia, pagg. 22-25 RCG \- Sostenibilità e dialogo con gli stakeholder. DNF \- Principali strumenti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sui temi del D.lgs. 254/2016, pagg. 154-155 RFA \- Risk Management Integrato, pagg. 26-31; Fattori di rischio e incertezza, pagg. 130-150 DNF \- Principali rischi ESG e le relative azioni di mitigazione pagg. 162-163 DNF \- Neutralità carbonica al 2050, pagg. 164-170; Approccio responsabile e sostenibile, pagg. 160-161 AMBITI DEL D.LGS. 254/2016 MODELLO DI GESTIONE AZIENDALE E GOVERNANCE POLITICHE PRATICATE MODELLO DI GESTIONE DEI RISCHI INDICATORI DI PRESTAZIONE RIFERIMENTI TRASVERSALI A TUTTI GLI AMBITI DEL DECRETO DNF \- Modelli di gestione e organizzazione, pagg. 158-159; Temi materiali per Eni, pagg. 222-223; Approccio responsabile e sostenibile, pagg. 160-161 RFA \- Modello di business, pagg. 10-11; Attività di stakeholder engagement pagg. 20-21; Strategia, pagg. 22-25; Governance, pagg. 32-43 RCG \- Sostenibilità e dialogo con gli stakeholder; Modello di Corporate Governance; Consiglio di Amministrazione; Comitati del Consiglio; Collegio Sindacale; Modello 231. RCG \- Principi e valori. Il Codice Etico; Il Sistema Normativo di Eni. RFA \- Risk Management Integrato, pagg. 26-31; Fattori di rischio e incertezza, pagg. 130-150 RFA \- Eni in sintesi, pagg. 14-19 DNF \- Approccio responsabile e sostenibile, pagg. 160-161 153ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE La mission di Eni conferma l’impegno per una Just Transition come principale sfida del settore energetico attraverso il bilanciamento tra la necessità di garantire l’accesso universale all’energia, a fronte di un continuo aumento della popolazione mondiale, delle disuguaglianze e dei conflitti e l’urgenza di contrastare il cambiamento climatico, agendo sin da subito su tutte le leve disponibili e accelerando il pro- cesso di transizione verso un mix sostenibile e socialmente equo. Eni riconosce e sostiene il processo di transizione dell’economia verso un modello low carbon e gli obiettivi della COP 21 di Parigi e su tale base ha elaborato una strategia di decarbonizzazione dei prodotti e dei pro- cessi industriali del Gruppo, che traguarda la neutralità carbonica al 2050\. Inoltre, la mission integra gli “Obiettivi di sviluppo sostenibile” delle Nazioni Unite ai quali Eni intende contribuire, consapevole che lo sviluppo del business non possa prescindere da essi. L’impegno di Eni è quello di raggiungere zero emissioni nette al 2050 in un’ottica di condivisione dei benefici sociali ed economici con i lavoratori, la cate- na del valore, le comunità e i clienti in maniera inclusiva, trasparente e socialmente equa. La transizione energetica è prima di tutto una transizione tecnologica: solo con una forte capacità industriale e inno- vativa, nonché con la volontà di unire forze e competenze, Eni sarà in grado di attuare la transizione migliorando al contempo le opportunità per le persone. In questa prospettiva, Eni lavora affinché il processo di decarbonizzazione offra opportunità di conversione delle attività esi- stenti e di sviluppo di nuove filiere produttive con rilevanti opportunità per i lavoratori, le economie e le comunità dei Paesi in cui opera. Allo stesso tempo Eni è impegnata a gestire i potenziali impatti negativi su lavoratori, comunità, consumatori e fornitori che possono essere collegati alla transizione energetica, anche grazie al coinvolgimento di tutte le parti interessate, in particolare di sindacati e rappresentanti dei lavoratori, istituzioni, rappresentanti delle comunità ed organizzazioni del settore. Inoltre, per contribuire al raggiungimento degli SDG e alla crescita dei Paesi in cui opera, Eni è impegnata nell’implementazione di progetti di sviluppo locale anche grazie ad alleanze con attori na- zionali e internazionali di cooperazione allo sviluppo. Tale approccio, esplicitato nella mission, è confermato anche dall’applicazione, dal 1° gennaio 2021, del Codice di Corporate Governance 2020 che individua nel “successo sostenibile” l’obiettivo guida per l’azione dell’organo di amministrazione e che si sostanzia nella creazione di valore nel lungo termine a beneficio degli azionisti, tenendo conto degli interessi degli altri stakeholder rilevanti per la Società (si veda pagg. 32-43). LA MISSION AZIENDALE E L’IMPEGNO PER UNA JUST TRANSITION Al fine di consentire la concreta attuazione di quanto enunciato nella mission e per garantire integrità, trasparenza, correttezza ed effica- cia ai propri processi, Eni adotta regole per lo svolgimento delle attivi- tà aziendali e l’esercizio dei poteri, assicurando il rispetto dei principi generali di tracciabilità e segregazione. Tutte le attività operative di Eni sono riconducibili a una mappa di processi funzionali all’attività aziendale e integrati con le esigenze e principi di controllo esplicitati nei modelli di compliance e governan- ce e basati sullo Statuto, sul Codice Etico e sul Codice di Corporate Governance 4 , sul Modello 231 5 , sui principi del sistema di controllo Eni sull’informativa finanziaria 6 e sul CoSO Report Framework 7 . Il 26 gennaio 2023 il CdA di Eni SpA ha aggiornato le linee fondamen- tali della Policy Sistema Normativo, a valle di un progetto di aggiorna- mento e revisione che ha portato ad un’evoluzione dell’architettura, degli strumenti e delle regole del Sistema Normativo in linea con le esigenze operative e di governo richieste dalla nuova strategia di Eni, basata su una sempre maggiore diversificazione di attività e di tipo- logie di forme societarie gestite. Si conferma un’architettura basata (4) Il 23 dicembre 2020, il CdA di Eni ha deliberato l’adesione al nuovo Codice, per cui ruoli, responsabilità e strumenti normativi devono tenere conto delle nuove raccomandazioni in materia, nonché delle decisioni assunte dal CdA in merito alle modalità applicative delle stesse raccomandazioni. (5) L’ultima versione del Modello 231 è stata approvata dal CdA in data 18 novembre 2021. (6) Sarbanes-Oxley Act, Legge statunitense del 2002. (7) Framework emesso dal “Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (CoSO)”. (8) Le Policy ECG sono inderogabili, a meno di incompatibilità con specifiche normative applicabili alle società o di specificità organizzative per le società controllate quotate. su 4 livelli, con strumenti sia di direzione e coordinamento verso le società controllate sia di operatività aziendale. Ruoli e responsabilità sono stati aggiornati coerentemente con la nuova architettura e stru- menti del Sistema Normativo. Relativamente alle tipologie di strumenti che compongono il Sistema Normativo: • le Policy Ethics, Compliance & Governance (ECG) 8 si compon- gono di “Linee fondamentali” e “Modalità Applicative” e defini- scono (i) i valori e principi di Eni (Ethics); (ii) un quadro sistemati- co (modello) di riferimento per l’attuazione di requisiti normativi specifici, regolamenti o framework internazionali (Compliance); (iii) le regole di riferimento del governo societario, sulla base dei requisiti normativi e statutari, di best practice e di framework internazionali (Governance). Individuano ruoli, responsabilità, comportamenti, flussi informativi, principi e/o standard di con- trollo volti al perseguimento degli obiettivi definiti e alla gestione dei rischi. Tali strumenti normativi sono trasversali ai processi aziendali; PRINCIPALI STRUMENTI NORMATIVI, DI INDIRIZZO E MODELLI DI GESTIONE SUI TEMI DEL D.LGS. 254/2016 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023154 ENI • le Management System Guideline (“MSG”) di Processo 9 definisco- no le linee guida finalizzate ad un’adeguata gestione del processo di riferimento, in considerazione dei principi di riferimento specifici del processo, dei principali rischi ad esso associati e dei presidi di controllo individuati per mitigarli, descrivendo: (i) ruoli e responsa- bilità; (ii) sottoprocessi; (iii) misure di mitigazione; • le Global Procedure 10 definiscono il disegno di dettaglio dei sotto- processi in ottica end-to-end/modalità operative relative a tematiche ECG, distinguendo tra (i) i requisiti operativi da applicare a Eni SpA e alle società controllate; (ii) le modalità operative che descrivono il funzionamento di Eni SpA e rappresentano una best practice di riferi- mento per le società controllate. Laddove valutato necessario, le Glo- bal Procedure possono anche essere specifiche per singolo business; • le Company Procedure sono procedure emesse e applicabili a cia- scuna società. Le Company Procedure di Eni SpA definiscono il di- segno di dettaglio dei sottoprocessi in ottica end-to-end/modalità operative relative a tematiche ECG, nei casi in cui non vi sia neces- sità di assicurare attività di direzione e coordinamento. Le società controllate adottano le Global Procedure elaborando una Company Procedure, recependo i requisiti operativi e adattando alle esigenze locali le modalità operative. Inoltre, le società controllate possono emettere proprie Company Procedure che disciplinano sottopro- cessi/attività specifiche della propria realtà; (9) Le MSG di processo sono di norma inderogabili fatte salve specifiche esigenze delle società controllate non quotate, preventivamente sottoposte alla valutazione tecnica del Process Owner. (10) I requisiti operativi delle Global Procedure sono di norma inderogabili fatte salve specifiche esigenze delle società controllate non quotate, preventivamente sottoposte alla valuta- zione tecnica del Process Owner. • le Operating Instruction descrivono modalità di esecuzione di specifiche attività, metodologie e/o aspetti tecnici che impat- tano: (i) una singola area/famiglia professionale, indipendente- mente dalla collocazione societaria delle risorse appartenenti alla stessa (Operating Instruction Professionali); (ii) specifiche aree di business/funzioni/filiali/siti/unità organizzative azienda- li (Operating Instruction Locali). Gli strumenti normativi sono pubblicati sul sistema dedicato ac- cessibile dal sito intranet aziendale e, in alcuni casi, sul sito internet della Società. Inoltre, nel 2020 Eni ha aggiornato il proprio Codice Etico in cui ha rinnovato i valori aziendali che caratterizzano l’im- pegno delle persone di Eni e di tutte le terze parti che lavorano con l’azienda: integrità, rispetto e tutela dei diritti umani, trasparenza, promozione dello sviluppo, eccellenza operativa, innovazione, team work e collaborazione. Nella prima delle due tabelle successive (pagg. 156-157), oltre alle Policy ECG e al Codice Etico, sono considerati anche altri do- cumenti Eni, approvati dall’AD e/o dal CdA. Nella seconda tabella (pagg. 158-159) sono invece riportati i modelli di gestione e orga- nizzazione, tra cui sistemi di gestione, piani pluriennali, processi e gruppi di lavoro interfunzionali. QUADRO GENERALE DI RIFERIMENTO PER IL SISTEMA NORMATIVO STATUTO CODICE ETICO MODELLO 231 CODICE CORPORATE GOVERNANCE SISTEMA DI CONTROLLO INFORMATIVA FINANZIARIA CoSO REPORT FRAMEWORK OPERATIVITÀ DIREZIONE E COORDINAMENTO OPERATING INSTRUCTION POLICY ETHICS, COMPLIANCE & GOVERNANCE MSG DI PROCESSO GLOBAL PROCEDURE/COMPANY PROCEDURE 155ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE POLICY E POSIZIONI PUBBLICHE DI ENI SULLE TEMATICHE DEL D.LGS. 254/2016 CAMBIAMENTO CLIMATICO NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050 OBIETTIVO: Contrastare il cambiamento climatico DOCUMENTI PUBBLICI: Capital Market Day/Piano strategico 2024-27; Eni’s responsible engagement on climate change within business association; Posizione di Eni sulle biomasse; Codice Etico Eni. PRINCIPI • Perseguire una strategia di crescita e creazione di valore, in grado di rispondere alle esigenze di sicurezza e competitività delle forniture energetiche, conseguendo nel contempo gli obiettivi di decarbonizzazione che traguardano la neutralità carbonica al 2050; • Assicurare coerenza e trasparenza nelle attività delle associazioni relativamente al posizionamento Eni in tema di cambiamento climatico e transizione energetica; • Promozione di un mix energetico a basso impatto carbonico e di un costante impegno nella ricerca e sviluppo; • Garantire che le biomasse siano certificate secondo standard di sostenibilità riconosciuti in ambito EU o internazionale, dove applicabili specifici schemi di certificazione; • Promuovere il ruolo delle Natural Climate Solutions come leva di compensazione delle emissioni GHG residue hard-to-abate; • Garantire trasparenza nella comunicazione dei temi connessi al cambiamento climatico e nella rendicontazione delle emissioni GHG. PERSONE ECCELLENZA OPERATIVA OBIETTIVO: Valorizzare le persone Eni DOCUMENTI PUBBLICI: Policy Rispetto dei diritti umani in Eni; Policy Zero Tolerance contro la violenza e le molestie sul lavoro; Policy Diversity & Inclusion; Codice Etico Eni. PRINCIPI • Stabilire relazioni lavorative caratterizzate da correttezza, eguaglianza, non discriminazione, attenzione e rispetto per la dignità della persona; • Riconoscere la collaborazione come elemento fondante per relazioni solide e durature attraverso le quali raggiungere gli obiettivi aziendali; • Promuovere lo sviluppo di una cultura basata sulla diffusione delle conoscenze e credere nella formazione per la diffusione dei valori etici e il rafforzamento di una corporate identity comune; • Riconoscere alle nostre persone una remunerazione congrua alle responsabilità acquisite e al contributo fornito; • Vietare senza alcuna eccezione ogni forma di violenza e molestie, anche sessuali, sul lavoro all’interno della Società; • Promuovere la dignità dei lavoratori e delle lavoratrici lungo tutta la catena del valore; • Valorizzare le diversità per determinare un ambiente di lavoro che ponga in essere tutte le azioni necessarie a scongiurare episodi di discriminazione; • Garantire un ambiente di lavoro fisicamente e socialmente equo; • Promuovere la cultura della pluralità per un contesto di lavoro partecipativo basato su valori di trasparenza, sostenibilità e ascolto. SALUTE E SICUREZZA ECCELLENZA OPERATIVA OBIETTIVO: Tutelare la salute e la sicurezza delle persone di Eni e dei contrattisti che lavorano per Eni DOCUMENTI PUBBLICI: Policy Rispetto dei diritti umani in Eni; Codice Etico Eni. PRINCIPI • Garantire la sicurezza e la salute delle persone di Eni, della collettività e dei partner sono una priorità assoluta ed un diritto fondamentale del lavoro; • Sviluppare e promuovere soluzioni tecnologiche ed innovative per accrescere la sicurezza e la salute dei lavoratori; • Adottare misure di sicurezza volte a proteggere le persone e gli asset nel rispetto dei diritti umani delle comunità locali; • Assicurare una gestione della salute e sicurezza sul lavoro basata sui principi di precauzione, prevenzione, protezione e gestione del rischio. • Operare in un’ottica di miglioramento continuo e responsabilizzazione di tutti i livelli aziendali; • Promuovere la salute e il benessere psico-fisico e sociale delle proprie persone, attraverso un sistema di gestione che comprende la medicina del lavoro e l’igiene industriale, l’assistenza sanitaria e la gestione delle emergenze mediche, la promozione della salute, con una particolare attenzione alla salute di genere e alle situazioni di maggiore vulnerabilità; • Promuovere la cultura della salute e l’accesso ad adeguati servizi sanitari. RISPETTO PER L’AMBIENTE ECCELLENZA OPERATIVA OBIETTIVO: Salvaguardare l’ambiente, usare le risorse in modo efficiente e tutelare la biodiversità e i servizi ecosistemici (BES) DOCUMENTI PUBBLICI: Policy Eni sulla biodiversità e servizi ecosistemici; Impegno di Eni a non svolgere attività di esplorazione e sviluppo nei Siti Naturali del Patrimonio Mondiale dell’UNESCO; Posizionamento di Eni sull’acqua; La posizione Eni sulle biomasse; Codice Etico Eni. PRINCIPI • Includere soluzioni innovative volte a ridurre l’impatto delle nostre operazioni mediante un uso efficiente delle risorse naturali, la tutela della biodiversità e della risorsa idrica; • Impegno a partecipare attivamente al processo di prevenzione dei rischi e salvaguardia dell’ambiente; • Promuovere lo sviluppo scientifico e tecnologico finalizzato alla tutela dell’ambiente; • Impegno a non svolgere attività di esplorazione e sviluppo nei Siti Naturali del Patrimonio Mondiale dell’Umanità dell’UNESCO e alla conservazione di biodiversità e servizi ecosistemici in linea con gli obiettivi strategici della Convenzione sulla Diversità Biologica; • Identificazione degli aspetti prioritari seguendo un approccio basato su valutazioni di rischio che tiene conto sia delle complessità di ciascun progetto, che del valore dell’ambiente naturale e del contesto sociale locale; • Prioritizzazione delle misure di mitigazione preventive rispetto alle correttive attraverso l’applicazione della Gerarchia di Mitigazione; • Impegno ad effettuare periodicamente una valutazione del rischio idrico analizzando le aree in cui sono collocati gli asset. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023156 ENI DIRITTI UMANI ECCELLENZA OPERATIVA OBIETTIVO: Rispettare i diritti umani DOCUMENTI PUBBLICI: Codice Etico Eni; Policy Rispetto dei diritti umani in Eni; Gestione delle segnalazioni ricevute da Eni SpA e da società controllate. PRINCIPI • Assicurare il rispetto dei diritti umani internazionalmente riconosciuti nelle proprie attività e in quelle dei partner commerciali, in linea con UNGP e Linee Guida OCSE per le Imprese Multinazionali; • Sottoporre le proprie attività a un processo di due diligence sul rispetto dei diritti umani. Valutare e monitorare costantemente i propri impatti reali e potenziali e migliorare l’efficacia dell’azione di prevenzione e mitigazione; • Rispettare i diritti delle persone e delle comunità, riconoscendone e valorizzandone le specificità, con particolare riferimento a cultura, stili di vita, istituzioni, legami con la terra d’origine e modelli di sviluppo in linea con gli standard internazionali; • Coinvolgere le Terze Parti nella prevenzione o mitigazione degli impatti negativi sui diritti umani; • Verificare e offrire, anche in collaborazione con altri, rimedi a eventuali impatti negativi causati (o che abbia contribuito a causare). FORNITORI ECCELLENZA OPERATIVA OBIETTIVO: Sviluppo della supply chain in ottica sostenibile DOCUMENTI PUBBLICI: Codice Etico Eni; Codice di condotta fornitori; Policy Rispetto dei diritti umani in Eni; Posizione Eni sui Conflict Minerals; Eni’s Slavery and Human Trafficking Statement. PRINCIPI • Adottare processi accurati di qualifica, selezione e monitoraggio dei nostri fornitori e partner, basati sui principi di trasparenza e integrità e non tollerare pratiche collusive, nel pieno rispetto della legalità; • Selezionare partner commerciali che rispettino il Codice di Condotta Fornitori Eni; • Promuovere collaborazioni strategiche di lungo periodo basate su un approccio integrato, coordinato e trasparente, incoraggiando un’equa ripartizione dei rischi e delle opportunità; • Richiedere ai fornitori di proibire ogni forma di moderna schiavitù, lavoro minorile, discriminazione o prevaricazione, stabilire condizioni di lavoro chiare ed eque in un ambiente di lavoro sano e sicuro e rispettare i diritti culturali, economici e sociali delle comunità locali e gruppi vulnerabili; • Promuovere la comunicazione e la sensibilizzazione tra i fornitori, richiedendo loro di propagare il rispetto dei diritti umani lungo l’intera catena di fornitura. TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE ECCELLENZA OPERATIVA OBIETTIVO: Contrastare ogni forma di corruzione senza alcuna eccezione DOCUMENTI PUBBLICI: MSG “Anti-Corruzione”; Gestione delle segnalazioni ricevute da Eni SpA e da Società Controllate; Tax strategy; Posizione di Eni sulla trasparenza contrattuale; Codice Etico Eni. PRINCIPI • Svolgere le attività di business con lealtà, correttezza, trasparenza, onestà e integrità e nel rispetto delle leggi; • Vietare qualsiasi forma di corruzione senza alcuna eccezione; • Garantire sempre la conformità a leggi, norme e regolamenti per la prevenzione della corruzione e del riciclaggio applicabili; • Effettuare iniziative di sensibilizzazione, comunicazione e formazione periodica in materia anti-corruzione e anti-riciclaggio; • Garantire la comunicazione relativa alla MSG Anti-Corruzione alle Terze Parti a Rischio attraverso la previsione di apposite clausole contrattuali e/o dichiarazioni e promuovere iniziative di formazione e sensibilizzazione ad esse dedicate; • Accertare l’affidabilità etica e reputazionale dei nostri potenziali business partner. COMUNITÀ LOCALI ALLEANZE PER LO SVILUPPO OBIETTIVO: Promuovere la relazione con le comunità locali e contribuire a uno sviluppo sostenibile anche attraverso partnership pubblico-private DOCUMENTI PUBBLICI: Codice Etico Eni; Policy Rispetto dei diritti umani in Eni; Alaska Indigenous Peoples. PRINCIPI • Lavorare insieme alle comunità, alle organizzazioni locali e ai soggetti promotori di sviluppo per favorire una crescita locale autonoma, duratura e sostenibile; • In ogni attività, fin dalle prime valutazioni di fattibilità delle nuove iniziative di business e in collaborazione con le comunità locali e altri stakeholder rilevanti, considerare gli aspetti ambientali, sociali, in materia di salute e sicurezza e di rispetto dei diritti umani; • Promuovere forme di consultazione continua e trasparente allo scopo di informare le comunità locali e altri stakeholder rilevanti in considerazione anche delle loro aspettative nelle attività di Eni; • Instaurare relazioni e partnership solide ed efficienti con le comunità in cui Eni opera, per costruire un valore condiviso che duri nel tempo; • Rispettare i diritti delle persone e delle comunità locali dei Paesi in cui Eni opera, con particolare riferimento al massimo livello conseguibile di salute. 157ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE MODELLI DI GESTIONE E ORGANIZZAZIONE CAMBIAMENTO CLIMATICO • Assetto organizzativo funzionale al processo di transizione energetica con due Direzioni Generali: Natural Resources, per l’ottimizzazione e la progressiva decarbonizzazione del portafoglio Upstream ed Energy Evolution, per l’espansione delle attività bio, rinnovabili e di economia circolare e dell’offerta di nuove soluzioni e servizi energetici; • Funzione centrale dedicata che sovraintende la strategia e il posizionamento sul cambiamento climatico e partecipa alla pianificazione di lungo termine con lo scopo d’individuare gli obiettivi di decarbonizzazione e il relativo portafoglio di iniziative; • Gestione della rendicontazione delle emissioni di gas serra coerente con i principali standard internazionali (ad esempio, GHG Protocol del WBCSD e WRI e IPIECA O&G Guidance); • Sistemi di gestione dell’energia coordinati con la norma ISO 50001, inclusi nel sistema normativo HSE, per il miglioramento delle performance energetiche e già implementati in tutti i principali siti Mid-Downstream e in fase di estensione a tutta Eni; • Organizzazione della ricerca e sviluppo tecnologico finalizzata alla realizzazione ed applicazione di tecnologie a bassa impronta carbonica, in piena integrazione con le fonti rinnovabili, all’utilizzo delle biomasse e alla valorizzazione dei materiali di scarto. PERSONE • Processo di gestione e pianificazione occupazionale funzionale ad allineare le competenze alle esigenze tecni- co-professionali; • Strumenti per la gestione e sviluppo per coinvolgimento, crescita e aggiornamento professionale, scambio di esperienze intergenerazionali e interculturali, costruzione di percorsi di sviluppo manageriale trasversali e professionale nelle aree tecniche core, valorizzazione e inclusione delle diversità; sviluppo di strumenti innovativi per la Gestione HR; • Supporto e sviluppo delle competenze distintive necessarie e coerenti con le strategie aziendali, focus su tematiche di transizione energetica e di digital transformation, anche tramite il ricorso a Faculty/Academy; • Sistema di gestione della qualità della formazione aggiornato e conforme alla Norma ISO 9001:2015; • Sistema di knowledge management per l’integrazione e condivisione del know-how ed esperienze professionali; • Nuove iniziative di mobilità internazionale per favorire una maggiore esposizione al business anche grazie ad un’istruzione operativa dedicata più flessibile, in coerenza con le crescenti esigenze del work life balance; • Sistema di gestione delle relazioni industriali a livello nazionale e internazionale: modello partecipativo e piattaforma di strumenti operativi per favorire il coinvolgimento del personale, in accordo con le convenzioni ILO (International Labour Organization); • Sistema di welfare per la conciliazione vita-lavoro. SALUTE • Sistema di gestione della salute implementato in collaborazione con provider sanitari qualificati e collaborazioni con istituzioni e centri di ricerca universitari e governativi nazionali e internazionali; • Assistenza ed emergenza sanitaria per l’erogazione di servizi sanitari coerenti con le risultanze delle analisi dei bisogni e dei contesti epidemiologici, operativi e legislativi; attività di preparazione e risposta alle emergenze sanitarie, compresi i piani di risposta alle epidemie e pandemie; • Medicina del lavoro per la tutela della salute e della sicurezza dei lavoratori, in relazione all’ambiente di lavoro, ai fattori di rischio professionali e alle modalità di svolgimento dell’attività lavorativa; • Promozione della salute iniziative di diffusione della cultura della salute identificate a seguito di analisi degli indicatori di salute disponibili per la popolazione generale; • Salute Globale con iniziative volte al mantenimento, protezione e/o miglioramento dello stato di salute delle Comunità e attività di valutazione degli impatti sulla Salute - Health Impact Assessment. SICUREZZA • Sistema di gestione integrato ambiente, salute e sicurezza dei lavoratori certificato ai sensi della Norma ISO 45001 con la finalità di eliminare o ridurre i rischi a cui i lavoratori sono esposti nello svolgimento delle proprie attività lavorative; • Sistema di gestione della sicurezza di processo con lo scopo di prevenire rischi di incidente significativo con l’applicazi- one di elevati standard gestionali e tecnici (applicazione di best practice per progettazione, gestione operativa, manuten- zione e dismissione degli asset); • Preparazione e risposta alle emergenze con piani che pongono al primo posto la tutela delle persone e dell’ambiente; • Sistema di gestione della sicurezza di prodotto per la valutazione dei rischi legati a produzione, importazione, immissione sul mercato, acquisto ed utilizzo di sostanze/miscele al fine di assicurare la salute umana e la tutela dell’ambiente lungo l’intero ciclo di vita; • Applicazione processo di analisi, gestione e monitoraggio del Fattore Umano nella prevenzione degli incidenti; • Regole d’Oro sulla Sicurezza, 2 principi e 10 regole d’oro per promuovere comportamenti di sicurezza virtuosi e consapevoli atti a garantire la salvaguardia dei lavoratori, sia dipendenti che contrattisti. RISPETTO PER L’AMBIENTE • Sistema di gestione integrato ambiente, salute e sicurezza: adottato in tutti gli stabilimenti e unità produttive e certificato ai sensi della Norma ISO 14001:2015 o EMAS per la gestione ambientale; • Applicazione processo ESHIA (Environmental Social & Health Impact Assessment) in tutti i progetti; • Tavoli tecnici per analisi e condivisione delle esperienze su specifiche tematiche ambientali ed energetiche; • Analisi di misura di circolarità sito-specifiche, mappatura di elementi di circolarità già presenti nei siti e nel business, misurazione, secondo i KPI del modello Eni e degli standard di misura riconosciuti, ed individuazione di possibili interventi di miglioramento; • Gruppi di lavoro per la definizione del posizionamento strategico e degli obiettivi di Eni per la salvaguardia della risorsa idrica e della biodi- versità; • Metodologia unica e integrata, applicabile in Italia e all’estero, per l’analisi ambientale, la valutazione degli impatti/rischi per l’ambiente e l’organiz- zazione, anche con valenza 231; • Environmental Golden Rules, 4 principi e 6 regole d’oro per promuovere comportamenti virtuosi più consapevoli e responsabili, nei confronti dell’ambiente da parte dei dipendenti e dei fornitori di Eni; • Programma di engagement, per dipendenti e contrattisti nei siti operativi, per la diffusione della cultura ambientale. DIRITTI UMANI • Processo di gestione dei Diritti Umani (due diligence) regolato da strumenti normativi interni allineati agli United Nations Guiding Principles on Business and Human Rights (UNGP) e alle Linee Guida OCSE per le imprese multinazionali; • Attività interfunzionali su Business e Diritti Umani per allineare ulteriormente i processi ai principali standard e best prac- tice internazionali; • Analisi degli impatti sui diritti umani (Human Rights Impact Assessment e Human Rights Risk Analysis) e relativi Piani d’Azione per i progetti industriali considerati maggiormente a rischio; • Set di misure di prevenzione e mitigazione per presidiare i processi maggiormente sensibili per il rispetto dei diritti umani; • Processo di gestione delle segnalazioni (whistleblowing) volto anche all’individuazione delle segnalazioni aventi ad oggetto fatti o comportamen- ti contrari (o in contrasto) con la responsabilità assunta da Eni di rispettare i diritti umani di singoli individui o di comunità e all’adozione di azioni volte a mitigarne gli impatti; • Piano di formazione e-learning sulle principali aree di interesse sui diritti umani. FORNITORI • Programma Sustainable supply chain: iniziative volte al coinvolgimento dei fornitori Eni, ed in generale delle imprese lungo le filiere industriali, nel percorso di misurazione, definizione di piani di sviluppo e attuazione di azioni di miglioramento del proprio profilo ESG; • Vendor Development: funzione dedicata alla definizione di strumenti a supporto del percorso di crescita e trasformazione dei fornitori Eni lungo le direttrici di “Transizione energetica e sostenibilità”, “Solidità economico-finanziaria” ed “Eccellenza Tecnologico digitale”; • Processo di Procurement Sostenibile che prevede la verifica delle caratteristiche ESG nonché dell’affidabilità tecnico-operativa, etica e reputazi- onale del fornitore in tutte le fasi del processo di procurement (qualifica, procedimento di gara, assegnazione e gestione del contratto) prevedendo meccanismi premianti e piani d’azione volti a promuovere un percorso di sviluppo sostenibile. TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE • Modello 231: definisce le responsabilità, attività sensibili e protocolli di controllo in materia di reati di corruzione ai fini del D.lgs. 231/01 (riferito anche ai reati ambientali, e relativi alla salute e sicurezza dei lavoratori); • Compliance Program Anti-Corruzione, sistema di regole e controlli per la prevenzione dei reati di corruzione; • Riconoscimenti del Compliance Program Anti-Corruzione di Eni SpA (certificato ai sensi della Norma ISO 37001:2016) e del Sistema di Gestione della Compliance di Eni SpA (certificato ai sensi della Norma ISO 37301:2021); • Unità anti-corruzione e anti-riciclaggio collocata nella funzione “Compliance Integrata” alle dirette dipendenze dell’AD; • Partecipazione di Eni alle attività Extractive Industries Tranparency Initiative (EITI) a livello internazionale e, nell’ambito dei multistakeholder group locali di EITI, a livello locale per promuovere un uso responsabile delle risorse, favorendo la trasparenza; • Modello di Compliance Integrata: definisce, per i vari ambiti di compliance, le attività a rischio valutandone, con un approccio preventivo, il livello di rischio, modulando in ottica risk-based i controlli e monitorandone nel tempo l’esposizione. COMUNITÀ LOCALI • Referente di sostenibilità a livello locale, che si interfaccia con la sede centrale per definire i programmi di sviluppo per le comunità locali (Local Development Programme) in linea con i piani di sviluppo nazionale, promuovendo i Diritti Umani, ad integrazione dei processi di business; • Applicazione processo ESHIA (Environmental Social & Health Impact Assessment) in tutti i progetti di business e di studi specifici su Diritti Umani ove necessario; • Piattaforma Stakeholder Management System finalizzata alla gestione e al monitoraggio delle relazioni con gli stakeholder locali e dei grievance; • Grievance Mechanism strumento dedicato prevalentemente alle comunità locali, che regola il processo di invio, in forma scritta o verbale, delle istanze o lamentele in relazione alle attività svolte, nonché della relativa gestione e risoluzione; • Processo di gestione della sostenibilità nel ciclo di business e specifiche progettuali secondo metodologie internazionali (es. Logical Framework). INNOVAZIONE E DIGITALIZZAZIONE • Funzione Ricerca & Sviluppo centralizzata strutturata per garantire un rapido ed effettivo deployment delle tecnologie sviluppate; • Gestione dei progetti di Innovazione Tecnologica secondo le best practice (pianificazione e controllo per fasi secondo la maturità della tecnologia); • Continuo aggiornamento delle procedure relative alla protezione della proprietà intellettuale e all’individuazione dei fornitori di prestazioni/servizi professionali; • Funzioni di Open Innovation (Open Innovation & Ecosystems Development; Joule, la scuola di Eni per l’Impresa; Eniverse; Eni Next) che operano in maniera sinergica per studiare e supportare il mercato dell’innovazione e sperimentare soluzioni innovative e sostenibili rispondenti ad esigenze di business. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023158 ENI CAMBIAMENTO CLIMATICO • Assetto organizzativo funzionale al processo di transizione energetica con due Direzioni Generali: Natural Resources, per l’ottimizzazione e la progressiva decarbonizzazione del portafoglio Upstream ed Energy Evolution, per l’espansione delle attività bio, rinnovabili e di economia circolare e dell’offerta di nuove soluzioni e servizi energetici; • Funzione centrale dedicata che sovraintende la strategia e il posizionamento sul cambiamento climatico e partecipa alla pianificazione di lungo termine con lo scopo d’individuare gli obiettivi di decarbonizzazione e il relativo portafoglio di iniziative; • Gestione della rendicontazione delle emissioni di gas serra coerente con i principali standard internazionali (ad esempio, GHG Protocol del WBCSD e WRI e IPIECA O&G Guidance); • Sistemi di gestione dell’energia coordinati con la norma ISO 50001, inclusi nel sistema normativo HSE, per il miglioramento delle performance energetiche e già implementati in tutti i principali siti Mid-Downstream e in fase di estensione a tutta Eni; • Organizzazione della ricerca e sviluppo tecnologico finalizzata alla realizzazione ed applicazione di tecnologie a bassa impronta carbonica, in piena integrazione con le fonti rinnovabili, all’utilizzo delle biomasse e alla valorizzazione dei materiali di scarto. PERSONE • Processo di gestione e pianificazione occupazionale funzionale ad allineare le competenze alle esigenze tecni- co-professionali; • Strumenti per la gestione e sviluppo per coinvolgimento, crescita e aggiornamento professionale, scambio di esperienze intergenerazionali e interculturali, costruzione di percorsi di sviluppo manageriale trasversali e professionale nelle aree tecniche core, valorizzazione e inclusione delle diversità; sviluppo di strumenti innovativi per la Gestione HR; • Supporto e sviluppo delle competenze distintive necessarie e coerenti con le strategie aziendali, focus su tematiche di transizione energetica e di digital transformation, anche tramite il ricorso a Faculty/Academy; • Sistema di gestione della qualità della formazione aggiornato e conforme alla Norma ISO 9001:2015; • Sistema di knowledge management per l’integrazione e condivisione del know-how ed esperienze professionali; • Nuove iniziative di mobilità internazionale per favorire una maggiore esposizione al business anche grazie ad un’istruzione operativa dedicata più flessibile, in coerenza con le crescenti esigenze del work life balance; • Sistema di gestione delle relazioni industriali a livello nazionale e internazionale: modello partecipativo e piattaforma di strumenti operativi per favorire il coinvolgimento del personale, in accordo con le convenzioni ILO (International Labour Organization); • Sistema di welfare per la conciliazione vita-lavoro. SALUTE • Sistema di gestione della salute implementato in collaborazione con provider sanitari qualificati e collaborazioni con istituzioni e centri di ricerca universitari e governativi nazionali e internazionali; • Assistenza ed emergenza sanitaria per l’erogazione di servizi sanitari coerenti con le risultanze delle analisi dei bisogni e dei contesti epidemiologici, operativi e legislativi; attività di preparazione e risposta alle emergenze sanitarie, compresi i piani di risposta alle epidemie e pandemie; • Medicina del lavoro per la tutela della salute e della sicurezza dei lavoratori, in relazione all’ambiente di lavoro, ai fattori di rischio professionali e alle modalità di svolgimento dell’attività lavorativa; • Promozione della salute iniziative di diffusione della cultura della salute identificate a seguito di analisi degli indicatori di salute disponibili per la popolazione generale; • Salute Globale con iniziative volte al mantenimento, protezione e/o miglioramento dello stato di salute delle Comunità e attività di valutazione degli impatti sulla Salute - Health Impact Assessment. SICUREZZA • Sistema di gestione integrato ambiente, salute e sicurezza dei lavoratori certificato ai sensi della Norma ISO 45001 con la finalità di eliminare o ridurre i rischi a cui i lavoratori sono esposti nello svolgimento delle proprie attività lavorative; • Sistema di gestione della sicurezza di processo con lo scopo di prevenire rischi di incidente significativo con l’applicazi- one di elevati standard gestionali e tecnici (applicazione di best practice per progettazione, gestione operativa, manuten- zione e dismissione degli asset); • Preparazione e risposta alle emergenze con piani che pongono al primo posto la tutela delle persone e dell’ambiente; • Sistema di gestione della sicurezza di prodotto per la valutazione dei rischi legati a produzione, importazione, immissione sul mercato, acquisto ed utilizzo di sostanze/miscele al fine di assicurare la salute umana e la tutela dell’ambiente lungo l’intero ciclo di vita; • Applicazione processo di analisi, gestione e monitoraggio del Fattore Umano nella prevenzione degli incidenti; • Regole d’Oro sulla Sicurezza, 2 principi e 10 regole d’oro per promuovere comportamenti di sicurezza virtuosi e consapevoli atti a garantire la salvaguardia dei lavoratori, sia dipendenti che contrattisti. RISPETTO PER L’AMBIENTE • Sistema di gestione integrato ambiente, salute e sicurezza: adottato in tutti gli stabilimenti e unità produttive e certificato ai sensi della Norma ISO 14001:2015 o EMAS per la gestione ambientale; • Applicazione processo ESHIA (Environmental Social & Health Impact Assessment) in tutti i progetti; • Tavoli tecnici per analisi e condivisione delle esperienze su specifiche tematiche ambientali ed energetiche; • Analisi di misura di circolarità sito-specifiche, mappatura di elementi di circolarità già presenti nei siti e nel business, misurazione, secondo i KPI del modello Eni e degli standard di misura riconosciuti, ed individuazione di possibili interventi di miglioramento; • Gruppi di lavoro per la definizione del posizionamento strategico e degli obiettivi di Eni per la salvaguardia della risorsa idrica e della biodi- versità; • Metodologia unica e integrata, applicabile in Italia e all’estero, per l’analisi ambientale, la valutazione degli impatti/rischi per l’ambiente e l’organiz- zazione, anche con valenza 231; • Environmental Golden Rules, 4 principi e 6 regole d’oro per promuovere comportamenti virtuosi più consapevoli e responsabili, nei confronti dell’ambiente da parte dei dipendenti e dei fornitori di Eni; • Programma di engagement, per dipendenti e contrattisti nei siti operativi, per la diffusione della cultura ambientale. DIRITTI UMANI • Processo di gestione dei Diritti Umani (due diligence) regolato da strumenti normativi interni allineati agli United Nations Guiding Principles on Business and Human Rights (UNGP) e alle Linee Guida OCSE per le imprese multinazionali; • Attività interfunzionali su Business e Diritti Umani per allineare ulteriormente i processi ai principali standard e best prac- tice internazionali; • Analisi degli impatti sui diritti umani (Human Rights Impact Assessment e Human Rights Risk Analysis) e relativi Piani d’Azione per i progetti industriali considerati maggiormente a rischio; • Set di misure di prevenzione e mitigazione per presidiare i processi maggiormente sensibili per il rispetto dei diritti umani; • Processo di gestione delle segnalazioni (whistleblowing) volto anche all’individuazione delle segnalazioni aventi ad oggetto fatti o comportamen- ti contrari (o in contrasto) con la responsabilità assunta da Eni di rispettare i diritti umani di singoli individui o di comunità e all’adozione di azioni volte a mitigarne gli impatti; • Piano di formazione e-learning sulle principali aree di interesse sui diritti umani. FORNITORI • Programma Sustainable supply chain: iniziative volte al coinvolgimento dei fornitori Eni, ed in generale delle imprese lungo le filiere industriali, nel percorso di misurazione, definizione di piani di sviluppo e attuazione di azioni di miglioramento del proprio profilo ESG; • Vendor Development: funzione dedicata alla definizione di strumenti a supporto del percorso di crescita e trasformazione dei fornitori Eni lungo le direttrici di “Transizione energetica e sostenibilità”, “Solidità economico-finanziaria” ed “Eccellenza Tecnologico digitale”; • Processo di Procurement Sostenibile che prevede la verifica delle caratteristiche ESG nonché dell’affidabilità tecnico-operativa, etica e reputazi- onale del fornitore in tutte le fasi del processo di procurement (qualifica, procedimento di gara, assegnazione e gestione del contratto) prevedendo meccanismi premianti e piani d’azione volti a promuovere un percorso di sviluppo sostenibile. TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE • Modello 231: definisce le responsabilità, attività sensibili e protocolli di controllo in materia di reati di corruzione ai fini del D.lgs. 231/01 (riferito anche ai reati ambientali, e relativi alla salute e sicurezza dei lavoratori); • Compliance Program Anti-Corruzione, sistema di regole e controlli per la prevenzione dei reati di corruzione; • Riconoscimenti del Compliance Program Anti-Corruzione di Eni SpA (certificato ai sensi della Norma ISO 37001:2016) e del Sistema di Gestione della Compliance di Eni SpA (certificato ai sensi della Norma ISO 37301:2021); • Unità anti-corruzione e anti-riciclaggio collocata nella funzione “Compliance Integrata” alle dirette dipendenze dell’AD; • Partecipazione di Eni alle attività Extractive Industries Tranparency Initiative (EITI) a livello internazionale e, nell’ambito dei multistakeholder group locali di EITI, a livello locale per promuovere un uso responsabile delle risorse, favorendo la trasparenza; • Modello di Compliance Integrata: definisce, per i vari ambiti di compliance, le attività a rischio valutandone, con un approccio preventivo, il livello di rischio, modulando in ottica risk-based i controlli e monitorandone nel tempo l’esposizione. COMUNITÀ LOCALI • Referente di sostenibilità a livello locale, che si interfaccia con la sede centrale per definire i programmi di sviluppo per le comunità locali (Local Development Programme) in linea con i piani di sviluppo nazionale, promuovendo i Diritti Umani, ad integrazione dei processi di business; • Applicazione processo ESHIA (Environmental Social & Health Impact Assessment) in tutti i progetti di business e di studi specifici su Diritti Umani ove necessario; • Piattaforma Stakeholder Management System finalizzata alla gestione e al monitoraggio delle relazioni con gli stakeholder locali e dei grievance; • Grievance Mechanism strumento dedicato prevalentemente alle comunità locali, che regola il processo di invio, in forma scritta o verbale, delle istanze o lamentele in relazione alle attività svolte, nonché della relativa gestione e risoluzione; • Processo di gestione della sostenibilità nel ciclo di business e specifiche progettuali secondo metodologie internazionali (es. Logical Framework). INNOVAZIONE E DIGITALIZZAZIONE • Funzione Ricerca & Sviluppo centralizzata strutturata per garantire un rapido ed effettivo deployment delle tecnologie sviluppate; • Gestione dei progetti di Innovazione Tecnologica secondo le best practice (pianificazione e controllo per fasi secondo la maturità della tecnologia); • Continuo aggiornamento delle procedure relative alla protezione della proprietà intellettuale e all’individuazione dei fornitori di prestazioni/servizi professionali; • Funzioni di Open Innovation (Open Innovation & Ecosystems Development; Joule, la scuola di Eni per l’Impresa; Eniverse; Eni Next) che operano in maniera sinergica per studiare e supportare il mercato dell’innovazione e sperimentare soluzioni innovative e sostenibili rispondenti ad esigenze di business. 159ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE APPROCCIO RESPONSABILE E SOSTENIBILE La Mission esprime con chiarezza l’impegno di Eni nel sostenere una transizione energetica socialmente equa, con l’obiettivo di preservare il pianeta e promuovere l’accesso alle risorse energetiche in maniera efficiente e sostenibile per tutti, contribuendo al raggiungimento degli Obiettivi per lo Sviluppo Sostenibile (SDG). IMPEGNI PRINCIPALI RISULTATI 2023 PRINCIPALI TARGET CONTRASTO AL CAMBIAMENTO CLIMATICO 7 9 12 13 15 17 Eni ha definito un piano di medio-lungo termine volto a cogliere le opportunità offerte dalla transizione energetica e ridurre progressivamente l’impronta carbonica delle proprie attività impegnandosi a raggiungere l’azzeramento netto delle emissioni GHG dei prodotti e processi entro il 2050. • -40% Net Carbon Footprint UPS e -30% Net Carbon Footprint Eni vs. 2018 • -21% Net GHG Lifecycle Emissions vs. 2018 • -4% Net Carbon Intensity vs. 2018 ■ Net Zero Carbon Footprint UPS nel 2030 e Eni nel 2035 ■ Net Zero GHG Lifecycle Emissions e Carbon Intensity nel 2050 PERSONE 3 4 5 8 10 Eni si impegna a sostenere il percorso di Just Transition attraverso il consolidamento e l’evoluzione delle competenze, valorizzando ogni dimensione (professionale e non) delle proprie persone e riconoscendo i valori della diversità e l’inclusione di tutte le diversità. • +0,5 p.p. popolazione femminile vs. 2022 • Tasso di sostituzione donne maggiore di quello di uomini • +0,7 p.p. personale femminile in posizioni di responsabilità vs. 2022 • +1,2 p.p. popolazione under 30 vs. 2022 • +23% di ore di formazione vs. 2022 ■ +4 p.p. vs. 2020 della popolazione femminile entro il 2030 ■ +3,8 p.p. personale femminile in posizioni di responsabilità vs. 2020 ■ +6,5 p.p. popolazione under 30 al 2030 vs. 2020 ■ +2 p.p. al 2030 presenza dipendenti non italiani in posizione di responsabilità vs. 2020 ■ +20% ore di formazione al 2027 vs. 2023 SALUTE 2 3 6 8 Eni considera la tutela della salute delle proprie persone, lavoratori, famiglie e comunità, nei Paesi in cui opera, un requisito e diritto umano fondamentale e ne promuove il benessere psico-fisico e sociale ponendolo al centro dei propri modelli operativi. • €57,9 mln per attività Salute, incluse spese per iniziative di Salute delle Comunità • 70% dipendenti con accesso al servizio di supporto psicologico • 49 sensori testati presso i siti on-shore Italia per iniziative digitali di monitoraggio della salubrità degli ambienti di lavoro indoor ■ ~€279 mln per le attività Salute 2024-27 ■ 85% dipendenti con accesso al servizio di supporto psicologico entro il 2027 ■ 100 sensori al 2027 testati includendo siti off-shore Italia ed estero per iniziative digitali di monitoraggio della salubrità degli ambienti di lavoro indoor SICUREZZA 3 8 9 11 14 Eni ritiene che la sicurezza sul lavoro sia un diritto fondamentale e un valore essenziale condiviso da dipendenti, appaltatori e stakeholder locali per prevenire gli incidenti e proteggere l’integrità degli asset. • Total Recordable Injury Rate = 0,40 • 5 applicazioni del modello THEME in sito • Digitalizzazione dei processi HSE • >2K risorse formate sul corso “La Process Safety in Eni” ■ Mantenimento del TRIR ≤0,40 nel quadriennio 2024-27 ■ Estensione dell’iniziativa Smart Safety a 60 ditte contrattiste ■ Implementazione iniziative di technical behavioral safety coaching RISPETTO PER L’AMBIENTE 3 6 9 11 12 14 15 Eni promuove la tutela dell’ambiente e della biodiversità attraverso l’identificazione, la prevenzione e la mitigazione dei potenziali impatti e attraverso la gestione efficiente delle risorse con azioni volte al miglioramento dell’efficienza energetica e all’adozione dei principi di circolarità. • 90% riutilizzo delle acque dolci • +25% rifiuti generati da attività produttive vs. 2022 • 60% di reiniezione di acqua di produzione del settore E&P ■ Impegno a minimizzare i propri prelievi di acqua dolce in aree a stress idrico ■ Riutilizzo dell’acqua dolce in linea con il trend degli ultimi 5 anni ■ Acqua di produzione reiniettata in linea con il trend degli ultimi 5 anni a parità di area di consolidamento ■ Sviluppo di nuove tecnologie per il recupero dei rifiuti e implementazione su scala industriale ■ Impegno, negli interventi di bonifica, ad implementare soluzioni tecnologiche sostenibili ed ispirate ai principi di circolarità DIRITTI UMANI 1 2 3 8 10 16 Eni si impegna a rispettare i Diritti Umani (DU) nell’ambito delle proprie attività e a promuoverne il rispetto presso i propri partner e stakeholder. Tale impegno si fonda sulla dignità di ogni essere umano e sulla responsabilità delle imprese di contribuire al benessere degli individui e delle comunità locali. • 100% dei nuovi progetti valutati a rischio DU soggetti ad analisi specifiche • 170 partecipanti appartenenti alle Forze di Sicurezza al workshop Security & Human Rights in Iraq ■ 100% dei nuovi progetti valutati a rischio DU soggetti ad analisi specifiche ■ 100% completamento nei tempi previsti delle azioni previste dagli Action Plan ■ Mantenimento del posizionamento nel 10° decile Corporate Human Rights Benchmark ■ Aggiornamento dei salient issue di Eni FORNITORI 3 5 7 8 9 10 12 13 16 17 Eni si impegna a sviluppare la propria supply chain in chiave sostenibile, coinvolgendo e supportando le imprese con strumenti concreti per facilitare il percorso di crescita e miglioramento sulle dimensioni ESG. • 100% dei nuovi fornitori valutati secondo criteri sociali • 100% dei fornitori strategici headquarter valutati sul percorso sviluppo sostenibile • Procedimenti con valutazione ESG per l’85% del procurato Italia e per circa il 20% del procurato estero • 1.600 fornitori locali esteri coinvolti su Open-es ■ Mantenere il 100% dei nuovi fornitori valutati secondo criteri sociali ■ 100% dei fornitori worldwide strategici valutati sul percorso di sviluppo sostenibile entro il 2025 ■ Procedimenti con valutazione ESG per oltre il 90% del procurato Italia e per il 50% del procurato estero entro il 2024 ■ 65% del valore totale dei contratti attivi assegnato a fornitori iscritti su Open-es entro il 2025 ■ 2.000 fornitori locali esteri coinvolti su Open-es entro il 2024 TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE 16 17 Eni svolge le proprie attività di business con lealtà, correttezza, trasparenza, onestà, integrità e nel rispetto delle leggi. • Superamento audit di sorveglianza ISO 37001:2016 • Ottenimento della certificazione ISO 37301:2021 del Sistema di Gestione per la Compliance di Eni SpA • Avvio erogazione del nuovo corso e-learning sul Compliance Program Anti-Corruzione ai dipendenti a medio e alto rischio ■ Erogazione del corso sul Compliance Program Anticorruzione a tutta la popolazione a medio alto rischio ■ Mantenimento delle certificazioni ISO 37001:2016 e ISO 37301:2021 ALLEANZE PER LO SVILUPPO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 13 15 17 Le alleanze per lo sviluppo rappresentano l’impegno di Eni per una transizione equa con un ampio portafoglio di iniziative a favore delle comunità. • 35,5K nuovi studenti supportati nell’accesso all’educazione; 19K persone supportate nell’accesso alla formazione professionale e sostenute nel potenziamento economico (a) ; 62K persone sostenute nell’accesso all’acqua potabile; 330K persone sostenute nel l’accesso ai servizi sanitari ■ Beneficiari al 2030 per settore: 103K accesso all’educazione; 15,9M accesso al clean cooking; 86K accesso all’elettricità (b) ; 21K sviluppo economico; 590K accesso all’acqua potabile; 1M accesso ai servizi sanitari; 85K attività di protezione dell’ambiente e della biodiversità INNOVAZIONE TECNOLOGICA 7 9 12 13 16 Per Eni la ricerca, lo sviluppo, l’implementazione rapida di nuove tecnologie rappresentano un’importante leva strategica per la trasformazione del business. • 70% della spesa R&D dedicata ad attività di decarbonizzazione ■ Mantenimento del 70% della spesa R&D su temi relativi alla decarbonizzazione ogni anno per il quadriennio 2024-2027 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023160 ENI (a) I beneficiari includono solo le persone formate e/o supportate per l’avvio o il rafforzamento di specifiche attività economiche, non i beneficiari per la costruzione di infrastrutture (strade, edifici civili, ecc.) o per le nuove attività di agri-business in corso di avvio. In alcuni casi i beneficiari non sono oggetto di formazione ma ricevono input, fondi o altro per avviare le attività economiche. (b) Si considera l’accesso all’elettricità fornita attraverso le iniziative per lo sviluppo locale, non attraverso la fornitura di energia di Eni al mercato locale. IMPEGNI PRINCIPALI RISULTATI 2023 PRINCIPALI TARGET CONTRASTO AL CAMBIAMENTO CLIMATICO 7 9 12 13 15 17 Eni ha definito un piano di medio-lungo termine volto a cogliere le opportunità offerte dalla transizione energetica e ridurre progressivamente l’impronta carbonica delle proprie attività impegnandosi a raggiungere l’azzeramento netto delle emissioni GHG dei prodotti e processi entro il 2050. • -40% Net Carbon Footprint UPS e -30% Net Carbon Footprint Eni vs. 2018 • -21% Net GHG Lifecycle Emissions vs. 2018 • -4% Net Carbon Intensity vs. 2018 ■ Net Zero Carbon Footprint UPS nel 2030 e Eni nel 2035 ■ Net Zero GHG Lifecycle Emissions e Carbon Intensity nel 2050 PERSONE 3 4 5 8 10 Eni si impegna a sostenere il percorso di Just Transition attraverso il consolidamento e l’evoluzione delle competenze, valorizzando ogni dimensione (professionale e non) delle proprie persone e riconoscendo i valori della diversità e l’inclusione di tutte le diversità. • +0,5 p.p. popolazione femminile vs. 2022 • Tasso di sostituzione donne maggiore di quello di uomini • +0,7 p.p. personale femminile in posizioni di responsabilità vs. 2022 • +1,2 p.p. popolazione under 30 vs. 2022 • +23% di ore di formazione vs. 2022 ■ +4 p.p. vs. 2020 della popolazione femminile entro il 2030 ■ +3,8 p.p. personale femminile in posizioni di responsabilità vs. 2020 ■ +6,5 p.p. popolazione under 30 al 2030 vs. 2020 ■ +2 p.p. al 2030 presenza dipendenti non italiani in posizione di responsabilità vs. 2020 ■ +20% ore di formazione al 2027 vs. 2023 SALUTE 2 3 6 8 Eni considera la tutela della salute delle proprie persone, lavoratori, famiglie e comunità, nei Paesi in cui opera, un requisito e diritto umano fondamentale e ne promuove il benessere psico-fisico e sociale ponendolo al centro dei propri modelli operativi. • €57,9 mln per attività Salute, incluse spese per iniziative di Salute delle Comunità • 70% dipendenti con accesso al servizio di supporto psicologico • 49 sensori testati presso i siti on-shore Italia per iniziative digitali di monitoraggio della salubrità degli ambienti di lavoro indoor ■ ~€279 mln per le attività Salute 2024-27 ■ 85% dipendenti con accesso al servizio di supporto psicologico entro il 2027 ■ 100 sensori al 2027 testati includendo siti off-shore Italia ed estero per iniziative digitali di monitoraggio della salubrità degli ambienti di lavoro indoor SICUREZZA 3 8 9 11 14 Eni ritiene che la sicurezza sul lavoro sia un diritto fondamentale e un valore essenziale condiviso da dipendenti, appaltatori e stakeholder locali per prevenire gli incidenti e proteggere l’integrità degli asset. • Total Recordable Injury Rate = 0,40 • 5 applicazioni del modello THEME in sito • Digitalizzazione dei processi HSE • >2K risorse formate sul corso “La Process Safety in Eni” ■ Mantenimento del TRIR ≤0,40 nel quadriennio 2024-27 ■ Estensione dell’iniziativa Smart Safety a 60 ditte contrattiste ■ Implementazione iniziative di technical behavioral safety coaching RISPETTO PER L’AMBIENTE 3 6 9 11 12 14 15 Eni promuove la tutela dell’ambiente e della biodiversità attraverso l’identificazione, la prevenzione e la mitigazione dei potenziali impatti e attraverso la gestione efficiente delle risorse con azioni volte al miglioramento dell’efficienza energetica e all’adozione dei principi di circolarità. • 90% riutilizzo delle acque dolci • +25% rifiuti generati da attività produttive vs. 2022 • 60% di reiniezione di acqua di produzione del settore E&P ■ Impegno a minimizzare i propri prelievi di acqua dolce in aree a stress idrico ■ Riutilizzo dell’acqua dolce in linea con il trend degli ultimi 5 anni ■ Acqua di produzione reiniettata in linea con il trend degli ultimi 5 anni a parità di area di consolidamento ■ Sviluppo di nuove tecnologie per il recupero dei rifiuti e implementazione su scala industriale ■ Impegno, negli interventi di bonifica, ad implementare soluzioni tecnologiche sostenibili ed ispirate ai principi di circolarità DIRITTI UMANI 1 2 3 8 10 16 Eni si impegna a rispettare i Diritti Umani (DU) nell’ambito delle proprie attività e a promuoverne il rispetto presso i propri partner e stakeholder. Tale impegno si fonda sulla dignità di ogni essere umano e sulla responsabilità delle imprese di contribuire al benessere degli individui e delle comunità locali. • 100% dei nuovi progetti valutati a rischio DU soggetti ad analisi specifiche • 170 partecipanti appartenenti alle Forze di Sicurezza al workshop Security & Human Rights in Iraq ■ 100% dei nuovi progetti valutati a rischio DU soggetti ad analisi specifiche ■ 100% completamento nei tempi previsti delle azioni previste dagli Action Plan ■ Mantenimento del posizionamento nel 10° decile Corporate Human Rights Benchmark ■ Aggiornamento dei salient issue di Eni FORNITORI 3 5 7 8 9 10 12 13 16 17 Eni si impegna a sviluppare la propria supply chain in chiave sostenibile, coinvolgendo e supportando le imprese con strumenti concreti per facilitare il percorso di crescita e miglioramento sulle dimensioni ESG. • 100% dei nuovi fornitori valutati secondo criteri sociali • 100% dei fornitori strategici headquarter valutati sul percorso sviluppo sostenibile • Procedimenti con valutazione ESG per l’85% del procurato Italia e per circa il 20% del procurato estero • 1.600 fornitori locali esteri coinvolti su Open-es ■ Mantenere il 100% dei nuovi fornitori valutati secondo criteri sociali ■ 100% dei fornitori worldwide strategici valutati sul percorso di sviluppo sostenibile entro il 2025 ■ Procedimenti con valutazione ESG per oltre il 90% del procurato Italia e per il 50% del procurato estero entro il 2024 ■ 65% del valore totale dei contratti attivi assegnato a fornitori iscritti su Open-es entro il 2025 ■ 2.000 fornitori locali esteri coinvolti su Open-es entro il 2024 TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE 16 17 Eni svolge le proprie attività di business con lealtà, correttezza, trasparenza, onestà, integrità e nel rispetto delle leggi. • Superamento audit di sorveglianza ISO 37001:2016 • Ottenimento della certificazione ISO 37301:2021 del Sistema di Gestione per la Compliance di Eni SpA • Avvio erogazione del nuovo corso e-learning sul Compliance Program Anti-Corruzione ai dipendenti a medio e alto rischio ■ Erogazione del corso sul Compliance Program Anticorruzione a tutta la popolazione a medio alto rischio ■ Mantenimento delle certificazioni ISO 37001:2016 e ISO 37301:2021 ALLEANZE PER LO SVILUPPO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 13 15 17 Le alleanze per lo sviluppo rappresentano l’impegno di Eni per una transizione equa con un ampio portafoglio di iniziative a favore delle comunità. • 35,5K nuovi studenti supportati nell’accesso all’educazione; 19K persone supportate nell’accesso alla formazione professionale e sostenute nel potenziamento economico (a) ; 62K persone sostenute nell’accesso all’acqua potabile; 330K persone sostenute nel l’accesso ai servizi sanitari ■ Beneficiari al 2030 per settore: 103K accesso all’educazione; 15,9M accesso al clean cooking; 86K accesso all’elettricità (b) ; 21K sviluppo economico; 590K accesso all’acqua potabile; 1M accesso ai servizi sanitari; 85K attività di protezione dell’ambiente e della biodiversità INNOVAZIONE TECNOLOGICA 7 9 12 13 16 Per Eni la ricerca, lo sviluppo, l’implementazione rapida di nuove tecnologie rappresentano un’importante leva strategica per la trasformazione del business. • 70% della spesa R&D dedicata ad attività di decarbonizzazione ■ Mantenimento del 70% della spesa R&D su temi relativi alla decarbonizzazione ogni anno per il quadriennio 2024-2027 161ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Per l’analisi e la valutazione dei rischi, Eni si è dotata di un Modello di Risk Management Integrato con l’obiettivo di consentire al ma- nagement di assumere decisioni consapevoli con una visione com- plessiva e prospettica 11 . I rischi sono valutati considerando sia la probabilità di accadimento sia gli impatti sugli obiettivi quantitativi e qualitativi di Eni che si verrebbero a determinare in un dato oriz- zonte temporale al verificarsi del rischio; sono inoltre rappresentati, in base alla probabilità di accadimento e all’impatto, su matrici che ne consentono la prioritizzazione per rilevanza. I principali rischi (“top risk”), inclusi quelli ESG, vengono sottoposti con cadenza se- mestrale al Collegio Sindacale (CS), al Comitato Controllo e Rischi (CCR) e al CdA. Il profilo di rischio aziendale è valutato rispetto agli obiettivi del Piano Strategico quadriennale, anche in ottica di medio-lungo termine. In questo contesto il rischio Climate Change si conferma tra i principali rischi riflettendosi anche su altri rischi del portafoglio in ragione del crescente rilievo degli aspetti legali e normativi e dello scrutinio verso il settore da parte degli stakehol- der (ad esempio Rischio coinvolgimento in indagini e contenziosi HSE). Prosegue quale primaria azione di de-risking l’implementa- zione del piano di transizione declinato secondo le seguenti linee di intervento: decarbonizzazione Upstream; sviluppo di iniziative Car- (11) Per maggiori informazioni si veda il capitolo Risk Management Integrato a pagg. 26-31. bon Capture and Storage per i cicli industriali “hard-to-abate”; cre- scita dei biocarburanti con diversificazione dei feedstock facendo leva sull’integrazione verticale con la filiera agribusiness; trasfor- mazione e riposizionamento del business della chimica verso pro- dotti specializzati quali chimica bio-based e circolarità; crescita del portafoglio clienti con progressiva decarbonizzazione dell’offerta e sviluppo della capacità rinnovabile; iniziative per accelerare lo svi- luppo di tecnologie breakthrough orientate alla decarbonizzazione. Proseguendo nell’analisi del portafoglio rischi, il “rischio biologico” riferito alla diffusione di pandemie ed epidemie, continua a ridur- si grazie al venire meno dell’emergenza sanitaria globale legata al COVID-19, mentre resta alto il livello di allerta in ambito Cyber con il monitoraggio attivo degli eventi anche al di fuori del perimetro Eni, per intercettare possibili minacce e garantire reattività imme- diata. Per gli effetti derivanti dal contesto geopolitico si rinvia al paragrafo dedicato all’interno della RFA (pag. 134). Nella tabella sottostante si riporta una vista sintetica dei rischi ESG di Eni clas- sificati in funzione degli ambiti del Decreto legislativo 254/2016. Per ogni evento di rischio sono riportati la tipologia di rischio – Top Risk e non – e i riferimenti di pagina dove sono esposte le principali azioni di trattamento. PRINCIPALI RISCHI ESG E LE RELATIVE AZIONI DI MITIGAZIONE AMBITI DEL D.LGS. 254/2016 EVENTO DI RISCHIO TOP RISK PRINCIPALI AZIONI DI TRATTAMENTO TEMI TRASVERSALI RISCHI TRASVERSALI • Rischi connessi alle attività di ricerca e sviluppo e all’ecosistema dell’innovazione DNF - Neutralità carbonica al 2050, pagg. 164-170; Sicurezza, pagg. 178-180; Rispetto per l’ambiente, pagg. 180-186 • Cyber Security RFA \- Risk Management Integrato, pagg. 26-31; Rischio Cyber Security, pag. 146 • Rapporti con gli stakeholder locali RFA \- Risk Management Integrato, pagg. 26-31; Rischio Paese, pagg. 135-136; Rischi specifici dell’attività di ricerca e produzione di idrocarburi, pag. 138-139 DNF \- Alleanze per lo sviluppo, pagg. 195-197 • Global security risk e Instabilità politica e sociale RFA \- Risk Management Integrato, pagg. 26-31; Rischio Paese, pagg. 135-136 • Rischi connessi alla Corporate Governance RFA \- Risk Management Integrato, pagg. 26-31 MODELLO DI GESTIONE DEI RISCHI Top risk RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023162 ENI AMBITI DEL D.LGS. 254/2016 EVENTO DI RISCHIO TOP RISK PRINCIPALI AZIONI DI TRATTAMENTO NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050 CAMBIAMENTO CLIMATICO Art. 3.2, commi a) e b) • Rischio Climate Change: - Rischi connessi alla transizione energetica - Rischi fisici RFA \- Risk Management Integrato, pagg 26-31; Rischio climate change, pagg. 132-134 DNF \- Neutralità carbonica al 2050 (risk management), pagg. 165-166 ALLEANZE PER LO SVILUPPO COMUNITÀ Art. 3.2, comma d) • Rischi connessi al local content RFA \- Risk Management Integrato, pagg. 26-31; Rischio Paese, pagg. 135-136; Rischi specifici dell’attività di ricerca e produzione di idrocarburi, pagg. 138-139 DNF \- Alleanze per lo sviluppo, pagg. 195-197 ECCELLENZA OPERATIVA PERSONE Art. 3.2, commi c) e d) • Rischio Biologico ovvero diffusione di pandemie ed epidemie con potenziali impatti sulle persone e sui sistemi sanitari nonché sul business RFA \- Risk Management Integrato, pagg. 26-31; Rischi specifici dell’attività di ricerca e produzione di idrocarburi, pagg. 138-139; Rischi operation e connessi rischi in materia HSE, pagg. 136-137 DNF \- Persone, pagg. 171-177, Sicurezza, pag. 178-180 • Rischi su salute e sicurezza delle persone: - Infortuni a lavoratori e contrattisti - Incidenti di process safety e asset integrity • Rischi connessi al portafoglio competenze RISPETTO PER L’AMBIENTE Art. 3.2, commi a), b) e c) • Blowout RFA \- Risk Management Integrato, pagg. 26-31; Rischi specifici dell’attività di ricerca e produzione di idrocarburi, pagg. 138-139; Rischi operation e connessi rischi in materia HSE, pagg. 136-137; Evoluzione della regolamentazione ambientale pagg. 141-143; Rischio idrico pagg. 143-144; Gestione emergenze e spill pagg. 144-145 • Incidenti di process safety e asset integrity • Rischio normativo settore energy • Permitting • Rischi in materia ambientale (es. scarsità idrica, oil spill, rifiuti, biodiversità) • Coinvolgimento in indagini e contenziosi HSE DNF \- Rispetto per l’ambiente, pagg. 180-186 DIRITTI UMANI Art. 3.2, comma e) • Rischi connessi alla violazione dei diritti umani DNF \- Diritti Umani (gestione dei rischi), pagg. 186-189 FORNITORI Art. 3.1, comma c) • Rischi connessi alle attività di procurement DNF \- Fornitori (gestione dei rischi), pag. 190-191 TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE Art. 3.2, comma f) • Rischi Compliance (antibribery, privacy, …) RFA \- Risk Management Integrato, pagg. 26-31; Coinvolgimento in procedimenti legali e indagini anti-corruzione, pagg. 140-141; 145-150 RCG \- Il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi DNF \- Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia fiscale, pagg. 191-194 Top risk 163ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050 Consapevole della necessità di traguardare la neutralità carboni- ca entro il 2050 in coerenza con gli obiettivi climatici internazio- nali, Eni ha intrapreso una trasformazione industriale basata su un mix di leve e tecnologie che le permetteranno di raggiungere l’azzeramento netto al 2050 delle emissioni GHG Scope 1, 2 e 3 associate alla propria catena del valore, sia in termini assoluti che di intensità. Nell’ottica di assicurare trasparenza nei confronti dei propri stakeholder, Eni è da tempo impegnata nel promuovere una disclosure completa ed efficace in materia di cambiamento clima- tico e conferma l’impegno verso la piena implementazione delle raccomandazioni della Task Force on Climate Related Financial Disclosure (TCFD) del Financial Stability Board, che ha adottato sin dal 2017, primo anno di rendicontazione utile. L’informativa sulla Neutralità Carbonica al 2050 è quindi strutturata secondo le quat- tro aree tematiche indicate dalla TCFD: Governance, Risk Manage- ment, Strategia, Metriche e Target. Di seguito sono presentati gli elementi chiave di ciascuna tematica; per ulteriori approfondimen- ti si rimanda ad “Eni for - A Just Transition” e alla risposta Eni al questionario CDP Climate Change 2023. Inoltre, Eni ha in corso un esercizio di monitoraggio permanente sullo sviluppo delle normati- ve di soft e hard law relative al tema climatico, finalizzato a valutare la tenuta dei propri strumenti e il loro eventuale adeguamento (con particolare attenzione alla recente esplicitazione dello stesso nelle Linee Guida OCSE destinate alle imprese multinazionali a far data da giugno 2023, alla CSRD e agli ESRS, e alla CS3D proposal). Tale esercizio potrà portare ad una integrazione degli strumenti e della disclosure aziendale sul clima. GOVERNANCE Ruolo del CdA. La strategia di decarbonizzazione è parte inte- grante della strategia d’impresa di Eni e trova attuazione anche tramite un sistema strutturato di Corporate Governance, in cui CdA e AD hanno un ruolo centrale nella gestione dei principa- li aspetti legati al cambiamento climatico. Il CDA, in particolare, esamina ed approva, su proposta dell’AD, il Piano Strategico (pia- no quadriennale e piano di medio-lungo termine), che include i target industriali di business, i risultati economici finanziari e i target di sostenibilità, tra cui anche i target emissivi. L’esposizione economico finanziaria di Eni al rischio carbon pricing è esaminata dal CdA sia nella fase preliminare di autorizzazione del singolo in- vestimento, che in quella successiva di monitoraggio semestrale dell’intero portafoglio progetti. Il CdA è inoltre informato annual- mente sul risultato dell’impairment test effettuato sulle principali Cash Generating Unit. Dal 2021, lo scenario NZE (Net Zero Emis- sions) della International Energy Agency (IEA) è incluso tra gli sce- nari per le valutazioni di portafoglio (cfr. nota n. 15 delle Note del Bilancio Consolidato). Infine, il CdA è trimestralmente informato sugli esiti delle attività di risk assessment e monitoraggio dei top risk di Eni, tra cui è incluso il climate change. Inoltre, con riferi- mento alla composizione del Consiglio, si segnala che sulla base dell’autovalutazione condotta, è risultato un Consiglio bilanciato e diversificato, con un giudizio positivo sulle professionalità in seno al Consiglio in termini di conoscenze, esperienze e competenze, nonché sul contributo individuale che i singoli Consiglieri riten- gono di poter apportare al CdA, in base alla loro preparazione, motivazione e senso di appartenenza, anche in materia di transi- zione energetica e di sostenibilità, temi che hanno caratterizzato il lavoro del nuovo Consiglio già a partire dall’avvio del mandato, anche attraverso mirate iniziative di formazione. In particolare, su questi temi, il CdA è supportato a partire dal 2014 dal Comitato Sostenibilità e Scenari (CSS), comitato endoconsiliare istituito su base volontaria, che svolge funzioni istruttorie, consultive e pro- positive relative a processi, iniziative e attività tese a presidiare l’impegno di Eni per lo sviluppo sostenibile lungo la catena del valore (per gli argomenti approfonditi nell’anno si veda pagg. 38- 40). Il CSS, inoltre, facilita il confronto e la formazione su queste tematiche (la cui rilevanza è riconosciuta in crescita prospettica da tutti i Consiglieri), oltre che sui temi di strategia e di business. In merito alla formazione del CdA, subito dopo la nomina dei nuo- vi organi, è stata realizzata una sessione di Board Induction per amministratori e sindaci che ha riguardato tra l’altro, approfondi- menti sulle attività Eni connesse al percorso di decarbonizzazio- ne e alla sostenibilità ambientale e sociale. Specifiche sessioni di induction aperte alla partecipazione di tutti gli amministratori e sindaci, si sono svolte in occasione delle riunioni del CSS, per la trattazione di tematiche di interesse generale, quali: (i) il piano di transizione energetica Eni e i relativi obiettivi di trasformazione del portafoglio energetico; (ii) le strategie perseguite in tema di mobilità sostenibile e decarbonizzazione del settore dei trasporti; (iii) il modello Eni di sostenibilità integrata, che ne declina le prio- rità nella Mission e nei processi aziendali, secondo un approccio sistemico, con uno specifico focus anche sulle relative modalità di reporting, su base obbligatoria e volontaria, e sulle recenti evo- luzioni del framework normativo di riferimento. Inoltre, il CSS ha approfondito diversi temi connessi al cambiamento climatico tra cui: strategia delle Majors nella transizione energetica; posizio- namento Eni negli indici e nei rating ESG; tecnologie di accumulo energetico; aggiornamento sugli strumenti di finanza sostenibile; azioni e leve a supporto dell’Oil & Gas nella sua transizione. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023164 ENI Ruolo del management. Tutte le strutture aziendali sono coinvolte nella definizione o attuazione della strategia di neutralità carbonica che si riflette nell’assetto organizzativo di Eni con le due Direzioni Generali: Natural Resources, attiva nell’ottimizzazione e progressi- va decarbonizzazione del portafoglio Upstream, delle iniziative in ambito di Natural Climate Solutions e progetti di stoccaggio della CO 2 , ed Energy Evolution, attiva nell’espansione delle attività bio, rinnovabili e di economia circolare e dell’offerta di nuove soluzioni e servizi energetici. Dal 2019 le tematiche relative alla strategia sul clima e alla pianificazione di lungo termine sono gestite dall’area CFO attraverso strutture dedicate con lo scopo di sovraintendere al processo di individuazione degli obiettivi di decarbonizzazione di Eni e del relativo portafoglio di iniziative. L’impegno strategico per la riduzione dell’impronta carbonica si riflette nei Piani di Incentiva- zione Variabile, approvati dal CdA, destinati all’AD e al management aziendale. In particolare, il Piano di Incentivazione di Lungo Termi- ne di tipo azionario, in linea con quello precedente, prevede specifici obiettivi di decarbonizzazione, transizione energetica ed economia circolare, con peso complessivo pari al 35%, coerenti con gli obietti- vi comunicati al mercato e in un’ottica di allineamento agli interessi di tutti gli stakeholder. Il Piano di Incentivazione di Breve Termine, in linea con quello precedente, è anch’esso strettamente connesso agli obiettivi di trasformazione strategica di Eni includendo obiettivi di decarbonizzazione e transizione energetica coerenti con il Piano di Incentivazione di Lungo Termine, con un peso complessivo pari al 25% per l’AD e, secondo pesi coerenti con le responsabilità attri- buite, per tutto il management aziendale. RISK MANAGEMENT Il processo per identificare e valutare i rischi climate-related è parte del Modello di Risk Management Integrato Eni (vedi sezio- ne “Risk Management Integrato” della RFA pagg. 26-31) sviluppato per assicurare che le decisioni prese tengano conto dei rischi in un’ottica integrata, complessiva e prospettica. Il processo assicura la rilevazione, il consolidamento e l’analisi dei rischi Eni e supporta il CdA nella verifica di compatibilità del profilo di rischio con gli obiettivi strategici, anche in ottica di medio-lungo termine, moni- torando l’evoluzione dei rischi principali e delle azioni di de-risking. I rischi, incluso il climate change, sono valutati considerando sia la probabilità di accadimento sia gli impatti sugli obiettivi quanti- tativi e qualitativi di Eni che si verrebbero a determinare in un dato orizzonte temporale al verificarsi del rischio; tali rischi sono inoltre rappresentati su matrici che ne consentono il confronto e la clas- sificazione per rilevanza. I rischi connessi al climate change sono analizzati, valutati e gestiti considerando le raccomandazioni della TCFD che si riferiscono sia ai rischi legati alla transizione energe- tica (scenario di mercato, evoluzione normativa, legale e tecnolo- gica e aspetti reputazionali) sia al rischio fisico (acuto e cronico), attraverso un approccio integrato e trasversale che coinvolge le funzioni competenti nonché le linee di business. Vengono altresì considerati i rischi connessi all’esecuzione delle azioni strategiche pianificate per mitigare il rischio di cambiamento climatico. Per quanto riguarda il rischio fisico, Eni ha adottato un processo di risk management strutturato per l’individuazione e l’analisi degli asset esposti a variazioni potenziali prospettiche di eventi naturali (acuti e cronici) nel medio-lungo termine, che possano impattare le con- dizioni di operabilità e sicurezza degli asset stessi. Tale processo prevede che possano essere considerati diversi scenari climati- ci prospettici, coerenti con scenari emissivi differenti e orizzonti temporali di breve (5/10 anni), medio (10/20 anni) e lungo periodo (20/30 anni). Sulla base di dati forniti da data provider specialistici, si valuta il rischio inerente degli asset (inteso come l’esposizione intrinseca che un asset ha rispetto ad uno specifico evento natu- rale dovuta unicamente alla sua posizione e all’evoluzione dello scenario climatico) e il rischio residuo (inteso come il livello di ri- schio valutato dopo aver considerato le mitigazioni già in essere o previste). Gli asset che risultano ancora a rischio, a valle delle azioni di mitigazione, vengono analizzati in maniera più dettagliata nell’ambito del processo di Asset Integrity. Si riporta in tabella una sintesi dei principali rischi e opportunità climatiche correlati alla transizione individuati da Eni. Per l’analisi approfondita di contesto per singolo driver si rimanda alla sezione fattori di Rischio a pagg. 130-150 della RFA. 165ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE RISCHI CLIMATICI OPPORTUNITÀ CLIMATICHE SCENARIO LOW CARBON • Incertezza sullo sviluppo dei mercati per nuovi prodotti • Cambiamento delle preferenze dei consumatori (es. declino della domanda globale di idrocarburi) • Perdita di risultato e cash flow • Rischio di “stranded asset” • Impatti sui ritorni per l’azionista RESOURCE EFFICIENCY & ENERGY SOURCE • Interventi di efficientamento energetico e riduzione emissioni con l’adozione di Best Available Technology • Riduzione dei costi attraverso una gestione efficiente della risorsa idrica e degli scarti • Utilizzo di materie prime sostenibili per bioraffinerie e chimica TEMI NORMATIVI E LEGALI • Introduzione di nuovi obblighi di disclosure climatica • Incertezza sull’evoluzione dei framework normativi con potenziali impatti sulla strategia di lungo termine • Procedimenti in materia di climate change e greenwashing PRODUCTS AND SERVICES • Sviluppo di energie rinnovabili e low carbon, CCS e chimica bio/circolare • Sviluppo di nuovi prodotti e servizi attraverso R&S e open innovation (es. fusione magnetica) EVOLUZIONE TECNOLOGICA • Redditività e rischi specifici di tecnologie per la transizione • Ritardi nello sviluppo delle tecnologie e delle filiere tecnologiche necessarie a rispondere ai target di decarbonizzazione • Mancato presidio di tecnologie che si rivelano importanti ai fini della transizione energetica MARKETS • Partnership per lo sviluppo di soluzioni tecnologiche per la riduzione delle emissioni • Accesso a finanziamenti attraverso strumenti di finanza sostenibile • Accesso a nuovi capitali attraverso il modello satellitare REPUTAZIONE • Cambiamento delle preferenze dei consumatori • Deterioramento dell’immagine del settore a fronte di accuse di greenwashing • Deterioramento dell’appeal del settore/azienda per talent attraction & retention • Ricadute sull’andamento del titolo • Minore attrattività del settore nei confronti degli investitori/finanziatori e potenziale rischio disinvestimento RESILIENCE • Design di asset resilienti al cambiamento climatico attraverso studi di scenario e processi per il monitoraggio dei rischi fisici FISICI ACUTI E CRONICI • Possibili ricadute sulle condizioni di operabilità e sicurezza degli asset di Eni STRATEGIA E OBIETTIVI Il percorso che porterà Eni alla Neutralità Carbonica nel 2050 si com- pone di una serie di obiettivi che prevedono prima l’azzeramento delle emissioni nette (Scope 1+2) del business Upstream al 2030 e di tutta Eni al 2035, per poi raggiungere l’azzeramento netto al 2050 di tutte le emissioni GHG Scope 1, 2 e 3 associate al ciclo di vita dei prodotti energetici venduti: • Net Zero Carbon Footprint Upstream (Scope 1+2) @2030, con tar- get intermedi di -50% @2024, -65% @2025 vs. 2018 e Net Zero Carbon Footprint Eni @2035; • -35% delle Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3) @2030 vs. 2018, -55% @2035, -80% @2040 e Net Zero @2050; • -15% della Net Carbon Intensity dei prodotti energetici venduti @2030 vs. 2018 e -50% @2040 e Net Zero @2050. Le emissioni residue verranno compensate attraverso offset, princi- palmente da Natural Climate Solutions, che al 2050 contribuiranno per circa il 5% della riduzione complessiva delle emissioni di filiera. Questo percorso è costituito da una moltitudine di leve funzione del- le dinamiche di mercato, in linea con l’evoluzione della società e del cd. trilemma energetico e cioè dell’esigenza di coniugare i tre obietti- vi chiave della sostenibilità ambientale, sicurezza degli approvvigio- namenti ed equità energetica. In questi anni è stato fatto uno sforzo significativo che ha permesso già di raggiungere importanti milestone e che costituiscono la base per traguardare gli obiettivi futuri: • è in corso un progressivo ribilanciamento del portafoglio upstream a favore della componente gas, anche grazie alle recenti operazio- ni straordinarie (es. Neptune Energy, BP Algeria). Tali operazioni riflettono l’impegno a traguardare un livello produttivo della com- ponente gas (che dal 2024 include i condensati) maggiore del 60% al 2030, e superiore al 90% dopo il 2040; • lo sviluppo della bioraffinazione continua con l’avvio dell’impianto di Chalmette negli Stati Uniti, con gli accordi per la conversione della raffineria di Livorno, e gli accordi per il potenziale sviluppo di impianti in Corea del Sud e in Malesia. Tali azioni sono funzionali al raggiungimento di una capacità di raffinazione “bio” a più di 5 milioni di tonnellate entro il 2030. L’agribusiness di Eni crescerà fino a rappresentare oltre il 35% del feedstock processato nelle bioraffinerie italiane di Eni al 2027; • prosegue l’incremento di capacità rinnovabile installata di Plenitu- de con l’obiettivo di installare oltre 15 GW entro il 2030, per arrivare a 60 GW al 2050 nell’ambito di una crescita della base clienti a più di 20 milioni nel 2050; RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023166 ENI • Plenitude, attraverso Be Charge, si afferma tra i più importanti ope- ratori nel panorama dei servizi di ricarica per veicoli elettrici in Italia e in Europa con i suoi 19.000 punti di ricarica per veicoli elettrici in- stallati al 2023. Lo sviluppo del business per la mobilità sostenibile prevede l’installazione di più di 40.000 punti di ricarica per veicoli elettrici al 2027 e circa 160.000 al 2050; • l’acquisizione di una posizione di leadership nel Regno Unito e in Italia per lo sviluppo di hub dedicati allo stoccaggio della CO 2 per le emissioni hard-to-abate. Eni si pone l’obiettivo di raggiungere una capacità gross di reiniezione di CO 2 di oltre 15 MTPA prima del 2030 e in aumento fino a circa 40 MTPA dopo il 2030; • trasformazione e riposizionamento del business della chimica ver- so prodotti specializzati quali chimica bio-based e circolarità; • attività di ricerca e sviluppo in tecnologie breakthrough, come la fusione magnetica, con il primo impianto operativo atteso nei pri- mi anni del 2030. L’evoluzione verso un portafoglio di prodotti decarbonizzati sarà supportata da una progressiva crescita della quota di investimenti dedicati a nuove soluzioni energetiche e servizi, la quota di spesa dedicata alle attività Oil & Gas sarà gradualmente ridotta e i prin- cipali progetti di investimento saranno valutati in coerenza con i target prefissati di abbattimento delle emissioni e con l’impegno a eliminare gradualmente gli investimenti in attività o prodotti “una- bated” altamente emissivi come condizione necessaria per rag- giungere la neutralità carbonica entro la metà del secolo. La spesa destinata alle attività zero e low carbon sarà pari a euro 12,8 miliar- di nel quadriennio 2024-27. Il piano di decarbonizzazione è integrato nella strategia di finanzia- mento di Eni, che allinea sostenibilità economica ed ambientale, e ha visto nel 2023 la finalizzazione di diversi strumenti finanziari sustai- nability-linked in particolare: • l’emissione obbligazionaria collocata presso il pubblico retail ita- liano da €2 miliardi e durata di 5 anni; • l’emissione obbligazionaria Euro Medium Term Note da €750 mi- lioni e durata di 4 anni; • l’emissione obbligazionaria convertibile da €1 miliardo e durata di 7 anni; • la sottoscrizione di una linea di credito committed da €3 miliardi e durata di 5 anni. METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE Eni è storicamente impegnata a ridurre le proprie emissioni GHG. A partire dal 2016, è stata tra i primi del settore ad aver definito una serie di obiettivi volti a migliorare le performance emissive degli asset operati. A partire dal 2020, Eni ha aumentato le proprie am- (12) Il dato sui crediti di carbonio per il 2023 (5,9 MtCO 2 eq.) include 2,4 MtCO 2 eq. di crediti utilizzati per la compensazione delle emissioni generate dal consumo del 20% del gas fatturato ai clienti di Plenitude (1,2 miliardi di metri cubi di gas, di cui 768 milioni di metri cubi compensati a febbraio 2024; la restante parte sarà compensata entro settembre 2024). (13) Per effetto delle minori produzioni e della variazione della quota di partecipazione di Eni. bizioni definendo indicatori su base equity che l’accompagneranno nel percorso verso il Net Zero al 2050. Tali indicatori considerano tutti i prodotti energetici venduti, inclusi gli acquisti da terzi, e tutte le emissioni che essi generano lungo l’intera filiera. Per rafforzare ulteriormente il proprio impegno, i nuovi indicatori sono contabilizzati attraverso l’adozione di una metodologia svilup- pata in collaborazione con esperti indipendenti, che considera tutti i prodotti energetici venduti, inclusi gli acquisti da terzi, e tutte le emissioni che essi generano lungo l’intera filiera (approccio well-to- wheel). Tale metodologia si affianca alla rendicontazione secondo gli standard internazionali (GHG Protocol, IPIECA). Tutti gli indica- tori sono oggetto di verifica da terza parte nell’ambito del processo di verifica dei dati GHG di Eni (si veda Eni for 2022 - Performance di sostenibilità per relazione del revisore e GHG Statement). Di seguito sono riportate le performance dei principali indicatori equity su base netta (compensati tramite crediti di carbonio di elevata qualità, ottenuti principalmente da Natural Climate Solu- tions - NCS): Net GHG Lifecycle Emissions: l’indicatore fa riferimento alle emissioni GHG assolute Scope 1, 2 e 3 associate a tutti i prodotti ener-getici venduti da Eni, includendo sia quelli derivanti da produ- zioni proprie, che quelli acquistati da terzi. Nel 2023, l’indicatore è in riduzione di circa il 5% rispetto al 2022, guidato principalmente dal calo delle vendite di gas del settore GGP. I crediti di carbonio hanno compensato 5,9 MtCO 2 eq. (vs. 3 MtCO 2 eq. nel 2022) 12 . Net Carbon Intensity: l’indicatore è calcolato come il rapporto tra le Net GHG Lifecycle Emissions e il contenuto di energia dei prodotti energetici venduti da Eni. Nel 2023 si registra una leggera riduzione dell’indicatore (-1%) grazie soprattutto al minor impatto emissivo del mix di portafoglio del gas di terzi e alla progressiva crescita della produzione di energia rinnovabile. Tali metriche sono integrate da specifici indicatori per il monitoraggio delle emissioni operative: Net Carbon Footprint Upstream: l’indicatore considera le emissioni GHG Scope 1 e 2 degli asset upstream operati da Eni e da terzi. Nel 2023, l’indicatore è migliorato di circa il 10% rispetto al 2022, in virtù di un calo delle emissioni. Net Carbon Footprint Eni: l’indicatore considera le emissioni GHG Scope 1 e 2 delle attività operate da Eni e da terzi. Nel 2023, l’indica- tore è migliorato di circa il 13% in virtù principalmente di un calo delle emissioni correlato ai business Power 13 , GGP, Upstream e Chimica. 167ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Da quest’anno è stato introdotto un ulteriore indicatore: Net GHG Emissions. L’indicatore comprende tutte le emissioni Scope 1+2 del gruppo e le emissioni Scope 3 da utilizzo dei prodotti venduti (cat. 11) calcolate in quota equity della produzione upstream, coerentemente con gli stan dard internazionali e di settore (GHG Protocol, IPIECA). Questo indicatore si differenzia rispetto al Net GHG Lifecycle Emis- sions che, invece, tiene conto di tutte le emissioni Scope 1+2+3 dei prodotti energetici venduti da Eni secondo un approccio lifecycle, ed è applicato a un perimetro esteso che comprende anche i prodotti generati da terzi (es. gas naturale prodotto da terzi e venduto da Eni). Le differenze di perimetro e di metodologia tra questi due indicato- ri determinano un risultato della somma delle emissioni Scope 1, 2 e 3 Eni pari a 200 MtCO 2 eq. secondo il suddetto approccio e di cir- ca il doppio secondo la metodologia lifecycle, ossia 398 MtCO 2 eq. Nel 2023 le Net GHG Emissions sono risultate sostanzialmente in linea (+3%) rispetto al 2022. Con riferimento specifico agli asset operati/cooperati, si riporta di seguito una sintesi dell’andamento degli indicatori principali re- lativi a flaring e metano, contabilizzati al 100% secondo il criterio dell’operatore. I volumi di idrocarburi inviatiaflaringdiroutinenell’Upstream 14 si sono ridotti nel 2023 di circa l’8% rispetto al 2022, principalmen- te per gli interventi di efficientamento e flaring down in Egitto, in Nigeria ed in Ghana. Le emissioni di metano del settore Upstream sono in significativa riduzione (-21%) rispetto al 2022, grazie all’implementazione delle campagne LDAR (Leak Detection And Repair) delle emissioni fug- gitive e delle campagne di monitoraggio del metano, svolte in linea con i requisiti della Oil & Gas Methane Partnership 2.0 sugli asset Upstream 15 , nonché all’impatto delle operazioni di portafoglio. L’intensità emissiva di metano Upstream è in miglioramento e pari a 0,06%, in linea con l’impegno di mantenimento al di sotto dello 0,2%. Si riportano di seguito le performance di ulteriori indicatori relativi agli asset operati/cooperati: Le emissioni dirette di GHG Scope 1 di Eni nel 2023 sono state pari a 38,7 mln di tonnellate di CO 2 eq. in lieve riduzione rispetto al 2022, prin- (14) L’obiettivo di zero routine flaring al 2025 è soggetto all’esecuzione dei progetti in Libia. (15) Nel 2023 Eni ha ottenuto da UNEP il riconoscimento del livello di reporting “Gold Standard” OGMP 2.0. cipalmente per effetto del calo delle emissioni nei business chimica, power e GGP, in parte compensato dall’incremento nel settore Upstre- am. L’indice di intensità emissiva Upstream Scope 1 risulta sostanzial- mente in linea rispetto al 2022 (+0,5%). Le emissioni indirette GHG Scope 2 di Eni nel 2023 sono diminuite del 8% circa rispetto al 2022, per i minori consumi del settore Chimica e Upstream. Tali emissioni sono legate agli acquisti di energia da terzi e destinata al consumo degli asset operati e per Eni sono marginali in quanto la generazione elettrica avviene prevalentemente tramite pro- prie installazioni. Gli interventi di efficienza energetica effettuati nell’anno consento- no un risparmio effettivo di energia primaria rispetto ai consumi di baseline di oltre 394 ktep/anno derivanti principalmente da progetti in ambito upstream (oltre 86%), con un beneficio in termini di ridu- zione di emissioni pari a circa 1 milione di tonnellate di CO 2 eq. Se si considerano anche le emissioni Scope 2, ovvero derivanti da ener- gia elettrica e termica acquistate, il risparmio netto di CO 2 derivante da progetti di energy saving ammonta a circa 1,03 milioni di ton di CO 2 eq. Nel 2023 i consumi di fonti primarie di Eni sono complessiva- mente aumentati per l’ingresso di nuovi asset upstream in Algeria (In Amenas e In Salah), con incremento dei consumi di fuel gas. L’energia totale consumata è stata pari a 516,2 milioni di GJ, di cui E&P 234 milioni di GJ, Plenitude & Power 159 milioni di GJ, R&M e Chimica 110 milioni di GJ, Global Gas & LNG Portfolio 12 GJ e Corporate e Altre attività 1,4 milione di GJ. Il business delle rinnovabili nel 2023 ha raggiunto una capacità in- stallata da fonti rinnovabili di 3,1 GW (+35% rispetto al 2022), in au- mento di circa 0,8 GW rispetto al 31 dicembre 2022, principalmente grazie alle acquisizioni effettuate in Spagna (Bonete) e negli Stati Uniti (Kellam), allo sviluppo organico dei progetti in Italia, Spagna e Kazakhstan, nonché all’acquisizione di 3 impianti fotovoltaici negli Stati Uniti con una capacità totale pari a circa 0,38 GW (accordo firmato a dicembre 2023 e closing dell’operazione a febbraio 2024). La produzione di energia rinnovabile ha raggiunto i 4,2 TWh (+50% rispetto al 2022), principalmente grazie al contributo degli asset ac- quisiti e all’entrata in esercizio dei progetti sviluppati organicamen- te. La produzione di biocarburanti è in aumento (+48% rispetto al 2022) beneficiando del contributo della bioraffineria di Chalmette e dei maggiori volumi lavorati presso la bioraffineria di Gela. La ca- RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023168 ENI pacitàdibioraffinazione è in aumento grazie all’acquisizione della partecipazione del 50% nella bioraffineria di Chalmette negli Stati Uniti. Per il 2023 l’impegno economico di Eni in attività di ricercascientifica e sviluppo tecnologico ammonta a €166 milioni, di cui circa €135 mi- lioni destinati al percorso di riduzione dell’impronta carbonica dei pro- cessi, all’economia circolare, allo sfruttamento delle energie rinnovabili e alla fusione a confinamento magnetico. Tale spesa include, in parti- colare, le tematiche di bioraffinazione, della chimica e della produzione di energia da fonti rinnovabili (incluse le biomasse), dello stoccaggio energetico, della cattura, del trasporto, stoccaggio e riutilizzo della CO 2 , della riduzione dell’impronta carbonica dei processi, della valorizzazio- ne del gas in ottica di produzione di idrogeno blu e della produzione di idrogeno verde. Disclosure climatica: la trasparenza nella rendicontazione relativa al cambiamento climatico e la strategia messa in atto hanno permesso ad Eni di essere confermata, anche nel 2023, nella fascia di leadership del programma CDP Climate Change. Il punteggio ottenuto da Eni, pari ad A-, risulta superiore sia alla media globale (C) che di settore, che si attesta sullo score B in una scala di valutazione da D (minimo) ad A (massimo). Inoltre, Carbon Tracker, think tank indipendente focalizzato sui temi della transizione, nel 2023 ha collocato Eni prima tra i peer per la completezza della metodologia emissiva GHG, dei target interme- di di medio-lungo termine e del perimetro emissivo esteso a tutta la compagnia. Recentemente, la coalizione di investitori Climate Action 100+, principale iniziativa di shareholder engagement sui temi del cli- mate change, ha confermato Eni, per il terzo anno consecutivo, come una delle società più allineate ai requisiti del proprio Net Zero Company Benchmark in termini di target di riduzione delle emissioni GHG, go- vernance e disclosure climatica. L’assessment di CA100\+ rappresenta uno dei principali riferimenti per il dialogo con gli investitori sui temi correlati alla strategia climatica. Impegno nelle partnership: le partnership sono uno dei driver strate- gici del percorso di decarbonizzazione di Eni, che da tempo collabora con il mondo accademico, la società civile, le istituzioni e le imprese per favorire la transizione energetica, consentendo di valorizzare e ge- nerare conoscenze, condividere best practice e sostenere iniziative in grado di creare contemporaneamente valore per l’azienda e per i suoi stakeholder. Nell’ambito delle proprie partnership e attività di advocacy, Eni ha sviluppato delle linee guida sull’engagement responsabile in ma- teria di cambiamenti climatici, alle quali si attiene all’interno delle asso- ciazioni di cui fa parte. Inoltre, valuta periodicamente l’allineamento tra il proprio posizionamento e quello delle associazioni a cui partecipa. Tra le numerose iniziative internazionali sul clima a cui Eni partecipa, “l’Oil and Gas Climate Initiative” (OGCI) riveste un ruolo chiave nell’acce- lerare la risposta del settore Oil & Gas alle sfide poste dal cambiamento climatico. Costituita nel 2014 da 5 società, tra cui Eni, OGCI conta oggi dodici società Oil & Gas, che rappresentano circa un terzo della produ- zione globale di idrocarburi. Gli AD delle società partecipanti siedono in prima persona nello Steering Committee dell’iniziativa. Inoltre, Eni partecipa al fondo fiduciario multi-donor, lanciato dalla Banca Mondia- le alla COP28, a supporto delle NOCs per la riduzione delle emissioni di metano e del flaring (Global Flaring and Methane Reduction). Sem- pre all’ultima COP, Eni ha aderito all’Oil & Gas Decarbonisation Charter, un’iniziativa che prevede un impegno per l’O&G al raggiungimento di emissioni “Net Zero Scope 1 and 2” operate al 2050, “near zero metha- ne emissions” al 2030 e “ending routine flaring” al 2030\. INDICATORI (a) RELATIVI AI PRINCIPALI TARGET 2023 2022 2021 Obiettivo Net Carbon Footprint upstream (Scope 1+2) (milioni di tonnellate di CO 2 eq.) 8,9 9,9 11,0 UPS Net Zero @2030 Net Carbon Footprint Eni (Scope1+2) 26,1 29,9 33,6 ENI Net Zero @2035 Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3) (b) 398 419 456 Net Zero @2050 Net Carbon Intensity (Scope 1+2+3) (b) (gCO 2 eq./MJ) 65,6 66,3 66,5 Net Zero @2050 Capacità installata da fonti rinnovabili (c) (MW) 3.056 2.256 1.188 >15 GW @2030 Capacità di bioraffinazione (milioni di tonnellate/anno) 1,65 1,10 1,10 >5 mln tonnellate/anno @2030 (a) Indicatori contabilizzati su base equity. (b) Emissioni GHG associate al ciclo di vita (lifecycle) dei prodotti energetici venduti da Eni. Per maggiori informazioni si veda la nota metodologica. (c) Il KPI rappresenta la quota Eni e si riferisce principalmente a Plenitude. 169ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE ALTRI INDICATORI DI PERFORMANCE 2023 2022 2021 Totale (a) di cui società consolidate integralmente Totale Totale EMISSIONI GHG Emissioni dirette di GHG (Scope 1) (milioni di tonnellate di CO 2 eq.) 38,69 21,53 39,39 40,08 Emissioni dirette di GHG (Scope 1) per tipologia di fonte di cui: CO 2 equivalente da combustione e da processo 28,67 18,62 29,77 30,58 di cui: CO 2 equivalente da flaring 6,81 2,39 6,71 7,14 di cui: CO 2 equivalente da venting 3,04 0,45 2,72 2,12 di cui: CO 2 equivalente da emissioni fuggitive di metano 0,17 0,08 0,2 0,24 Indice di efficienza operativa (Scope 1 + Scope 2) (tonnellate di CO 2 eq./migliaia boe) 31,90 48,79 32,67 31,95 Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione lorda di idrocarburi 100% operata (upstream) 20,69 21,72 20,64 20,19 Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/energia elettrica equivalente prodotta (Enipower) (gCO 2 eq./kWheq) 389,0 388,7 392,9 379,6 Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/quantità lavorate in ingresso (materie prime e semilavorate) dalle raffinerie (tonnellate di CO 2 eq./migliaia di tonnellate) 232 232 233 228 Emissioni dirette di metano Eni (Scope 1) (migliaia di tonnellate di CH 4 ) 39,1 16,6 49,6 54,5 di cui: fuggitive upstream 6,0 2,0 7,2 9,2 Intensità emissiva di metano upstream (%) 0,06 n.a. 0,08 0,09 Volume di idrocarburi inviati a flaring (miliardi di Sm 3 ) 2,1 n.a. 2,1 2,2 di cui: di routine Upstream 1,0 n.a. 1,1 1,2 Emissioni indirette di GHG (Scope 2) (milioni di tonnellate di CO 2 eq.) 0,73 0,52 0,79 0,81 Emissioni indirette di GHG (Scope 3) da utilizzo di prodotti venduti (b) 174 n.a. 164 176 Net GHG Emissions (Scope 1+2+3) (c) 200 n.a. 194 210 ENERGIA Energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili (d) (GWh) 4.242 3.624 2.836 1.166 Consumo di fonti primarie (milioni di GJ) 497,5 316,2 484,4 529,1 di cui: gas naturale/fuel gas 413,9 237,1 395,1 429,0 di cui: altre fonti primarie 83,6 79,1 89,3 100,1 Energia primaria acquistata da altre società 17,1 13,4 17,6 21,7 di cui: energia elettrica 15,0 11,3 15,1 18,3 di cui: altre fonti (e) 2,0 2,0 2,5 3,4 Consumo di idrogeno 1,6 1,6 1,3 1,7 Consumo totale di energia 516,2 331,1 503,2 552,5 Consumo di energia da fonti rinnovabili 1,3 1,3 1,2 1,5 di cui: energia elettrica da fotovoltaico 0,1 0,1 0,03 0,6 di cui: biomasse 1,2 1,2 1,1 0,9 Export di energia elettrica ad altre società 192,7 173,2 177,8 183,0 Export di calore e vapore ad altre società 5,2 4,7 5,7 5,4 Energy Intensity Index (raffinerie) (%) 123,0 123,0 115,5 116,4 Consumi energetici da attività produttive/produzione lorda di idrocarburi 100% operata (upstream) (GJ/tep) 1,45 n.a. 1,41 1,45 Consumo netto di fonti primarie/energia elettrica equivalente prodotta (Enipower) (tep/MWheq) 0,16 0,16 0,18 0,16 PRODUZIONE DI BIOCARBURANTI Produzioni vendute di biocarburanti (migliaia di tonnellate) 635 n.a. 428 585 R&S Spesa in R&S (milioni di euro) 166 166 164 177 di cui: relative alla decarbonizzazione 135 135 114 114 Domande di primo deposito brevettuale (f) (numero) 28 28 23 30 di cui: depositi sulle fonti rinnovabili 14 14 13 11 (a) Ove non diversamente indicato, i KPI emissivi e relativi ai consumi fanno riferimento a dati 100% degli asset operati/cooperati. Le emissioni dirette di GHG (Scope 1) cooperate relative al settore Upstream ammontano a ca 15,4 milioni di tonnellate. (b) Categoria 11 del GHG Protocol - Corporate Value Chain (Scope 3) Standard. Stimate sulla base della produzione upstream venduta in quota Eni in linea con le metodologie IPIECA (associazione senza fini di lucro dell’O&G per le questioni ambientali e sociali). (c) Net Carbon Footprint Eni (Scope 1+2) più emissioni indirette di GHG (Scope 3) da utilizzo di prodotti venduti. Dato contabilizzato su base equity, per maggiori informazioni si veda il capitolo Nota Metodologica. (d) In linea con gli obiettivi strategici aziendali, tale indicatore viene rendicontato su base equity. Il KPI rappresenta la quota Eni e si riferisce principalmente a Plenitude. (e) Sono compresi il vapore, il calore e l’idrogeno. (f) I dati 2023 relativi ai nuovi primi depositi brevettuali, totali e da fonti rinnovabili, includono il contributo della società Novamont per un totale di 9, tutti relativi a fonti rinnovabili. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023170 ENI Il business di Eni ambisce all’eccellenza operativa attraverso un impegno continuo per la valorizzazione, la salute e la sicurezza delle persone, l’integrità degli asset, la tutela dell’ambiente, il rispetto dei diritti umani, la trasparenza e l’integrità del business. Questi elementi consentono ad Eni di cogliere le opportunità legate alle possibili evoluzioni del mercato dell’energia e di continuare nel proprio percorso di trasformazione. Il modello di business di Eni si fonda sulle competenze interne, un patrimonio su cui Eni continua ad investire per assicurarne l’allinea- mento con le esigenze di business, in coerenza con la propria strate- gia di lungo termine. L’evoluzione prevista delle attività di business e del mercato del lavoro, i nuovi indirizzi strategici e le sfide poste dai cambiamenti tecnologici comportano un importante impegno per accrescere nel tempo il valore del capitale umano attraverso iniziati- ve di upskilling e reskilling, volte ad arricchire o a riorientare il set di competenze necessarie. Nel 2023 sono proseguite le iniziative volte alla diffusione e assimilazione nei processi e nella cultura interna un nuovo modello di capacità e comportamenti volto alla gestione effi- cace della transizione, avviando anche processi di revisione dei mo- delli professionali e l’aggiornamento delle competenze per favorire la crescita di professionalità più complete e integrate. Relativamente alla gestione delle proprie risorse, Eni ha avviato un nuovo modello di gestione delle risorse che definisce percorsi di sviluppo lungo tutto il ciclo di vita aziendale, diversificati e coerenti con il nuovo modello di business al fine di valorizzare le diverse professionalità e i talenti in una logica inclusiva, favorendo la motivazione, il senso di appar- tenenza e la proattività delle persone. In tale ambito nel corso del 2023, sono stati finalizzati i processi di nomina di circa 350 profi- li senior, è stata completata la revisione dei modelli professionali e l’autovalutazione delle competenze riguardanti circa 3.500 risorse, mentre sono state avviate le attività di aggiornamento dei modelli che coinvolgeranno ulteriori 7.500 risorse, nonché avviate le attività per le restanti aree professionali. Inoltre, sono state riprese le iniziati- ve di mobilità interna, registrando per il 2023 un incremento di circa il 10% rispetto all’anno precedente, anche grazie al miglioramento del sito di job posting interno e delle iniziative di mobilità internazionale, rafforzando una cultura trasversale che valorizzi la ricchezza dello scambio continuo e del confronto tra contesti. LA CULTURA DELLA PLURALITÀ E DELLO SVILUPPO DELLE PERSONE L’approccio di Eni alla Diversity & Inclusion (D&I) è basato sui principi fondamentali di non discriminazione, pari opportunità e inclusione di tutte le forme di diversità, nonché di integrazione e bilanciamento del lavoro con le istanze personali e familiari delle persone di Eni. L’attenzione ad una cultura inclusiva è dichiarata nella Mission e nel corpo normativo, ampliato, a novembre 2023, con l’emissione della prima Policy specifica, che comprende il modello D&I, i principi di rife- rimento e gli impegni assunti nelle proprie attività in Italia e all’estero. I principi e gli impegni riguardano, in particolare: (i) la valorizzazione della diversità, con l’impegno a riconoscere l’espressione delle ca- ratteristiche individuali e a scongiurare episodi di discriminazione in relazione a: colore, sesso, religione, origine etnica, opinione politica, origine sociale o nazionale, disabilità, identità di genere, orientamen- to sessuale, status sociale, età o qualsiasi altra forma di diversità contemplata dal diritto internazionale. In tale ottica, Eni supporta lo sviluppo di un business internazionale basato su equità, dignità, pari opportunità, diffusione di valori etici ed integrazione; (ii) l’equità, ga- rantendo e valorizzando un ambiente di lavoro fisicamente e social- mente equo, fornendo a ciascuna persona gli strumenti necessari per avere pari accesso alle risorse e alle opportunità aziendali, libertà di espressione e promuovendo la parità di genere e l’empowerment femminile sul lavoro, nelle pratiche di business, e nei rapporti con le comunità, integrando una prospettiva di parità di genere nei processi e nelle attività promosse, anche attraverso la realizzazione di asses- sment specifici; anche le iniziative di comunicazione e commerciali sono attenzionate per promuovere una visione inclusiva dell’azienda senza stereotipi di genere; (iii) l’unicità, che favorisce l’ascolto di cia- scun dipendente nell’ottica di sviluppare una cultura organizzativa che valorizzi le caratteristiche distintive di ognuno; (iv) l’inclusività, che promuove la cultura della pluralità per un contesto di lavoro partecipativo, supportando l’ascolto, il dialogo e la diffusione di un mindset inclusivo e collaborativo, a partire da un forte commitment del management volto alla valorizzazione delle diversità. Il coordinamento complessivo è assicurato da un’unità dedicata che sviluppa la strategia in materia di D&I e coordina il portfolio di iniziative, mentre le altre funzioni aziendali, assicurano la realizza- zione di iniziative di inclusione, anche con la definizione di obiettivi (performance management) per lo sviluppo del capitale umano. Affinché si consolidi l’impegno individuale e la responsabilizzazio- ne delle persone, vengono organizzate azioni di ascolto, sensibi- lizzazione, comunicazione sui temi D&I. In particolare nel 2023 si segnalano le iniziative: (i) D&I Matters, corso formativo focalizzato PERSONE ECCELLENZA OPERATIVA 171ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE su alcuni ambiti di diversità, analizzati secondo la lente dei pregiu- dizi inconsapevoli e sulle azioni per il superamento degli stereoti- pi stessi; (ii) EniforInclusion, format interno di comunicazione che prevede la condivisione di storie di inclusione con il coinvolgimento di persone Eni e di testimonial esperti esterni; (iii) Design Our Inclu- sion, progetto basato sulla metodologia del Design Thinking volto a misurare l’impatto delle iniziative in corso e la sensibilità aziendale sulle tematiche D&I oltre, e soprattutto, a generare nuove idee e co-progettare nuove iniziative con le persone Eni; (iv) Community D&I, canale diretto di comunicazione con i colleghi Eni in tutto il mondo, che conta circa 2000 iscritti, e il cui piano di comunicazione prevede la condivisione di informazioni circa eventi D&I organizzati internamente o da associazioni di cui Eni è partner (es. Parks, Va- lore D), oltre ad informazioni circa giornate internazionali su temi D&I; (iv) coinvolgimento dei Business di Eni all’estero attraverso l’ascolto diretto e la definizione di un piano di attività specifico per il contesto internazionale in cui Eni opera; (v) rafforzamento della presenza e dell’empowerment femminile anche mediante attività per l’attrazione di talenti femminili e promozione delle materie tec- nico-scientifiche (STEM) tra le studentesse, con la valorizzazione della presenza femminile verso posizioni di responsabilità azienda- li. Inoltre, sono state realizzate delle partnership finalizzate a raffor- zare l’empowerment e l’imprenditorialità femminile (es. Women X Impact, collaborazione nelle iniziative di Valore D). Eni monitora annualmente il gap salariale tra la popolazione fem- minile e quella maschile, riscontrando il sostanziale allineamento delle retribuzioni. Inoltre, in relazione agli standard ILO, Eni effettua annualmente analisi sulla retribuzione del personale locale nei princi- pali Paesi in cui opera, da cui si evidenziano livelli minimi salariali del personale Eni significativamente superiori sia ai salari minimi di leg- ge, sia ai livelli retributivi minimi di mercato, individuati per ciascun Paese da provider internazionali (si veda Relazione sulla Politica di Remunerazione 2024 e sui compensi corrisposti 2023). FORMAZIONE Eni considera la formazione uno strumento fondamentale a suppor- to del cambiamento e ne garantisce la fruizione attraverso momenti di formazione in aula (con un incremento di ore che passa dal 43% del 2022 al 57% nel 2023) e in modalità distance. Transizione ener- getica e transizione digitale rappresentano due ambiti centrali nello sviluppo delle competenze delle persone Eni in coerenza con le stra- tegie aziendali. Lo sforzo di Eni è quello di incidere sulle soft skills e hard skills accompagnando e supportando le persone nel processo di trasformazione in essere. In questo quadro si inseriscono le ini- ziative formative su tematiche quali economia circolare, decarbo- nizzazione ed energie rinnovabili, finalizzate a garantire un upskilling continuo. Nel 2023 è stato importante l’impegno di Eni anche sulle tematiche della D&I, attraverso un percorso disponibile per tutti i di- pendenti, e della “Zero Tolerance: Violenza e Molestie sul Lavoro”, che ha interessato oltre l’80% dei colleghi Eni. RELAZIONI INDUSTRIALI In Italia, il contratto di espansione sottoscritto tra Eni, il Ministero del Lavoro e delle Politiche Sociali e le organizzazioni sindacali, con validità biennale (2022-23), si è confermato anche nel 2023 uno strumento a supporto della trasformazione finalizzata alla transi- zione energetica. Consente infatti un ricambio generazionale, attra- verso l’inserimento di nuove professionalità chiave per il processo di decarbonizzazione, l’attuazione di un importante investimento per la formazione con percorsi di upskilling e reskilling, e allo stesso tempo un importante piano di turn over. Nel 2023 sono proseguiti gli incontri con le organizzazioni sindacali previsti dal Protocollo INSIEME “Modello di relazioni industriali a supporto del percorso di transizione energetica” e sono state avviate le nuove iniziative di potenziamento del welfare con interventi in ambito sanitario, previ- denziale, per il supporto al reddito, housing e per il supporto nella gestione familiare previste da NOI-Protocollo iniziative e servizi per il well-being delle persone Eni. Obiettivo del Protocollo NOI è ricer- care un giusto bilanciamento delle attività lavorative, con un ap- proccio sempre più attento alla sfera personale e sociale e sempre più vicino alle esigenze delle persone, attraverso un miglioramento dell’offerta di servizi esistenti e rendendone più facile l’accesso su tutto il territorio. All’estero, a luglio 2023, si sono svolti a Madrid gli incontri di relazioni industriali internazionali quali l’incontro del Comitato Aziendale Eu- ropeo (CAE) dei dipendenti Eni, l’incontro dell’Osservatorio Europeo per la Salute, la Sicurezza e l’Ambiente e, a novembre, l’incontro an- nuale previsto dall’Accordo Quadro Globale sulle Relazioni Industriali a livello Internazionale e sulla Responsabilità Sociale dell’Impresa. Gli incontri si sono incentrati, tra le altre tematiche, su un esame ap- profondito del Piano Strategico 2023-2026, dei principali indicatori dell’occupazione ed in materia di salute e sicurezza, dando spazio anche a momenti di formazione sui recenti orientamenti sovranazio- nali in materia di lavoro. Gli incontri periodici del Comitato Ristretto del CAE hanno invece approfondito l’esame di alcuni specifici busi- ness e l’informazione su cambiamenti organizzativi significativi del 2023\. Nel corso dell’anno è altresì proseguita la graduale estensione dello Smart Working alle realtà estere. WELFARE AZIENDALE E WORK-LIFE BALANCE Eni si è dotata di un sistema di welfare aziendale e di benefit che comprende un insieme di servizi, iniziative e strumenti, rivolti a mi- gliorare il benessere dei dipendenti. Il modello di Smart Working (SW) Eni (accordo sottoscritto ad ottobre 2021) prevede per tutti i dipendenti in Italia 8 gg/mese per le sedi uffici e 4 gg/mese per i siti operativi e numerose opzioni Welfare a sostegno non solo della geni- torialità e disabilità ma anche della salute delle persone o dei loro fa- miliari conviventi, ulteriormente arricchito con un’opzione per gestire casi di problemi di salute temporanei, improvvisi e non pianificabili di un componente convivente del nucleo familiare. Il modello di SW è stato progressivamente adottato anche in altri Paesi in coerenza con le normative locali. Inoltre, con riferimento ai temi della genito- RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023172 ENI rialità, in tutti i Paesi di presenza, Eni ha continuato a riconoscere: 10 giorni lavorativi retribuiti al 100% ad entrambi i genitori, 14 settimane minime di congedo per il primary carer come da convenzione ILO e il pagamento di un’indennità pari ad almeno i 2/3 della retribuzione percepita nel periodo antecedente. Per quanto riguarda i servizi di welfare, Eni offre un piano di iniziative che rispondono a bisogni che riguardano l’ambito familiare (dai servizi ricreativi ed educativi per i figli, a quelli di assistenza per i familiari non autosufficienti), a quel- lo della promozione della salute e del benessere psicofisico (inizia- tive di prevenzione dedicate, sportello psicologico e disponibilità di strutture sportive convenzionate) e interventi di supporto al reddito (prestiti agevolati, previdenza complementare e assistenza sanita- ria integrativa). Il 2023 è stato caratterizzato dalla realizzazione di nuove importanti iniziative che hanno arricchito l’offerta esistente at- traverso il potenziamento dei servizi in ambito sanitario, di supporto alla genitorialità e di sostegno al reddito, definiti nel Protocollo NOI sottoscritto con le organizzazioni sindacali. SALUTE Eni considera la salute un diritto umano fondamentale, tutela e pro- muove il benessere psico-fisico e sociale dei lavoratori, delle famiglie e delle comunità dei Paesi in cui opera (in merito alla salute delle comunità si veda il capitolo Alleanze per lo sviluppo), tenendo con- to della dimensione bio-psico-sociale della salute e dei più elevati standard internazionali. L’estrema variabilità dei contesti lavorativi richiede il costante aggiornamento delle matrici di rischio sanitario e rende particolarmente sfidante garantire la salute in ogni fase del ciclo di business. In un contesto epidemiologico in continua evolu- zione e di fronte alle sfide della transizione energetica, è sempre più strategico promuovere la cultura della salute e l’accesso a servizi sanitari adeguati. Per affrontare queste sfide, Eni ha sviluppato un sistema di gestione della salute integrato in tutte le realtà operative, che comprende le attività di medicina del lavoro, igiene industriale, medicina del viaggiatore, assistenza sanitaria ed emergenza medi- ca, iniziative di promozione della salute, attività di valutazione degli impatti delle operazioni aziendali sulla salute delle comunità, nonché programmi specifici a supporto delle comunità presso cui opera. La strategia per la gestione della salute è orientata, oltre che al mante- nimento e miglioramento continuo dei servizi legati alla salute, a: (i) potenziare l’accesso all’assistenza per tutte le persone Eni, rafforza- re gli interventi a favore delle comunità, potenziare i presidi emergen- ziali, con particolare riferimento alle malattie infettive ed eventuali focolai epidemici e pandemici, e potenziare i servizi e le iniziative a supporto di situazioni di vulnerabilità, con particolare riferimento alla tutela della salute mentale; (ii) diffondere la cultura della salute attraverso iniziative a favore dei lavoratori, dei loro familiari e delle comunità identificate sulla base dei dati disponibili relativi allo stato di salute della popolazione; (iii) implementare le attività di medicina del lavoro anche con il contributo di attività di ricerca scientifica, in considerazione dei rischi collegati ai nuovi progetti e ai processi in- dustriali e alla luce delle risultanze delle attività di igiene industriale; (iv) promuovere la digitalizzazione dei processi e dei servizi sanitari attraverso l’utilizzo di tecnologie dell’informazione, della telemedici- na e della comunicazione mobile. Nel 2023 sono proseguite, in tutte le società, le attività di rafforzamento e potenziamento del sistema di gestione per promuovere e mantenere la salute e il benessere fi- sico, mentale e sociale delle persone Eni e assicurare un’adeguata gestione del rischio negli ambienti lavorativi, attraverso attività di sensibilizzazione e di prevenzione grazie ai nuovi strumenti digitali di comunicazione interna. È proseguita inoltre l’attività di ricerca in collaborazione con centri di ricerca e università per la valutazione degli impatti sulla salute relativi ai nuovi processi produttivi e mo- delli di business legati alla transizione energetica, con particolare attenzione alle bioraffinerie e all’agribusiness. È stata rafforzata la collaborazione con le istituzioni sanitarie nei Paesi di presenza ed il presidio di organizzazioni internazionali, tra cui il Comitato Salute di IOGP (International Organization of Oil & Gas Producers), IPIECA ed è stato avviato un progetto in collaborazione con l’Organizzazione Internazionale del Lavoro per migliorare la sicurezza e la salute sul lavoro dei piccoli agricoltori coinvolti nelle iniziative agroindustriali di Eni in Kenya e in Costa d’Avorio. Metriche e commenti alle performance OCCUPAZIONE E DIVERSITY Overview \- L’occupazione complessiva è pari a 32.321 persone di cui 21.336 in Italia (66% dell’occupazione) e 10.985 all’estero (34% dell’occupazione). Nel 2023 l’occupazione a livello mondo cresce di 945 persone rispetto al 2022, pari al +3%, con un incremento concen- trato in Italia di +865 dipendenti mentre all’estero di +80 risorse. L’in- cremento dell’occupazione complessiva è sostanzialmente ricondu- cibile ad operazioni di M&A (acquisizioni in ambito Energy Evolution parzialmente compensate da cessioni in ambito Natural Resources). Nel 2023, la presenza femminile ha registrato un incremento di +0,5 punti percentuali vs. il 2022 con una contestuale crescita anche nelle posizioni di responsabilità (+0,7 punti percentuali verso il 2022). Si evidenzia inoltre una percentuale più elevata di donne (3,8% sul totale delle donne) con contratto part-time, rispetto agli uomini che rappre- sentano lo 0,2% sul totale degli uomini. Assunzioni \- Complessivamente, nel 2023 sono state effettuate 2.630 assunzioni (+4,2% ca. vs. 2022) di cui 1.949 con contratti a tempo indeterminato (+8,5% ca. vs. 2022). Circa il 46% delle assun- zioni a tempo indeterminato ha interessato dipendenti fino ai 30 anni di età. Del totale delle assunzioni, circa il 64% ha riguardato la Di- rezione Energy Evolution, principalmente per supportare lo sviluppo di attività di business collegate alla transizione energetica come la produzione di energia da fonti rinnovabili, economia circolare e di efficienza energetica, (1.678 di cui 1.267 a tempo indeterminato e 411 a tempo determinato), il 18% ha riguardato la Direzione Natural Resources (totale 467 di cui 306 a tempo indeterminato e 161 a tem- 173ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE po determinato) e il rimanente 18% Support Functions (totale 485 di cui 376 a tempo indeterminato e 109 a tempo determinato) sia nelle attività tradizionali che nelle aree Tecniche (IT, R&D e Ingegneria) a supporto dei business in sviluppo. Risoluzioni \- Sono state effettuate 2.368 risoluzioni (1.268 in Italia e 1.100 all’estero) di cui 1.942 di dipendenti con contratto a tempo in- determinato 16 , realizzate anche attraverso l’applicazione di strumenti straordinari che minimizzano l’impatto sociale (Contratto di espansio- ne e isopensione), con un’incidenza di personale femminile pari a ca. il 32%. Il 39% dei dipendenti con contratto a tempo indeterminato che ha risolto il rapporto di lavoro nel 2023 aveva età inferiore a 50 anni. Tasso di Turnover \- Il processo di trasformazione di Eni, che neces- sita di un forte ricambio di competenze per sostenere la transizione energetica, è evidenziato anche dall’andamento del tasso di turnover che nel 2023 rimane sostanzialmente allineato al 2022, anno in cui si è registrato il valore più rilevante degli ultimi 4 anni. Nell’ambito delle azioni di inclusività, i dati di turnover di personale femminile sono in aumento vs. il 2022 di +0,6 p.p. (turnover donne pari a 16,8% vs. turnover uomini 10,9%). Diversity & Inclusion \- Nel 2023 la percentuale del personale fem- minile cresce di 0,5 p.p. vs. il 2022 e si attesta al 27,38% (rapporto totale donne su totale occupazione). L’incidenza delle donne sulle singole qualifiche è la seguente (rapporto qualifica donne sul totale qualifica): 18,17% dirigenti, 30,34% quadri, 30,77% impiegati, 15,1% operai; tali percentuali sono incrementate per tutte le qualifiche ri- spetto al 2022. La percentuale complessiva di donne negli organi di amministrazione e negli organi di controllo delle società controllate è aumentata rispetto al 2022, ed è pari rispettivamente al 28% e al 43%. Nel 2023, è aumentata la percentuale delle donne in posizioni di responsabilità raggiungendo un valore pari a 29,2% rispetto al 28,5% registrato nel 2022\. In Eni, il 33% delle figure a diretto riporto dell’AD sono donne. Le assunzioni a tempo indeterminato di donne nel 2023 sono complessivamente 763 su 1.949 totali pari al 39,2%, in aumen- to vs. 2022 di ca. +2,3 p.p. con una crescita in linea con il processo intrapreso da Eni volto a favorire un tasso di sostituzione delle donne maggiore a quello degli uomini per permettere un più rapido raggiun- gimento dell’equilibrio di genere. Il numero dei dipendenti non italiani in posizione di responsabilità negli ultimi anni si attesta mediamente a ca. il 20%; il dato 2023 è sostanzialmente in linea rispetto al 2022 (16) Di cui circa il 55% per pensionamenti e il 32% per dimissioni. con una leggera flessione di -0,7 p.p. anche a causa delle operazioni M&A. La popolazione Eni è composta da 110 nazionalità diverse. In Italia, nel 2023, si sono registrate 70 nuove assunzioni di personale appartenente a categorie protette (Legge 68/99), per un totale di ri- sorse a ruolo Eni e in società controllate di circa 670. Inoltre, Eni ha sottoscritto impegni istituzionali per l’inserimento, nell’arco dei pros- simi anni, di ca. 120 risorse, impegno che sarà ulteriormente incre- mentato fino a ca. 250 risorse. Occupazione in Italia \- In Italia sono state effettuate 1.472 assun- zioni di cui 1.329 a tempo indeterminato (38,7% donne). L’aumento dell’occupazione di +865 unità (+4,2%) è dovuto principalmente alle operazioni M&A (acquisizione Novamont in ambito Energy Evolution). Si riscontra un incremento del +20,7% della popolazione under 30 a favore di una lieve riduzione delle fasce di età senior: la popolazione over 50 si è ridotta del -0,7%. Sempre in Italia, nel 2023 si registrano 1.268 risoluzioni, di cui 1.146 a tempo indeterminato (di cui il 30% ca. di donne). L’uscita di personale è stata realizzata anche attraverso strumenti straordinari che minimizzano l’impatto sociale (Contratto di espansione e isopensione), compensata quasi integralmente da nuove assunzioni. Complessivamente in Italia si registra a fine 2023 un rapporto di sostituzione tra nuove assunzioni e risoluzioni a tempo indeterminato di ca. 1,16:1 (1,16 ingressi a fronte di 1 uscita). Occupazione all’estero \- La presenza media di personale locale all’estero è sostanzialmente costante e mediamente intorno all’87% nell’ultimo triennio. All’estero nel 2023 sono state effettuate 1.158 assunzioni di cui 620 a tempo indeterminato (di cui il 40,2% di don- ne). Il saldo tra assunzioni e risoluzioni all’estero a fine anno è pari a +58 con 1.158 assunzioni (65% Direzione Energy Evolution; 22% Direzione Natural Resources; 13% Support Functions) e 1.100 risolu- zioni di cui 796 a tempo indeterminato. Di queste risoluzioni l’11,8% ha riguardato dipendenti con età inferiore a 30 anni, e il 34,9% ha riguardato personale femminile. All’estero, rispetto all’anno prece- dente, si registra una crescita di +80 risorse (+0,7%) così articolata: -35 risorse locali (-0,4%), gli espatriati italiani restano stabili, +115 risorse internazionali (+30%). All’estero operano complessivamente 1.499 espatriati (di cui 1.001 italiani e 498 espatriati internazionali). Occupazione per linea di business \- Le assunzioni a tempo indeter- minato hanno riguardato, per circa il 20%, il settore Plenitude, per il 19% i settori della Chimica e Support e in percentuali minori le altre RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023174 ENI linee di business che hanno ulteriormente consolidato il loro assetto delle competenze. Le risoluzioni hanno riguardato principalmente i business Chimica (27%), Upstream (21%) e Support (20%). Età media \- L’età media delle persone Eni nel mondo è di 44,7 anni (45,5 in Italia e 43,3 all’estero), con un ringiovanimento rispetto al 2022 (45,1); tale risultato è stato conseguito grazie all’importan- te lavoro di turnover, realizzato attraverso il ricorso agli strumenti straordinari di incentivazione all’esodo (Contratto di espansione e l’isopensione) combinato con un importante programma di as- sunzioni rivolto in particolare alle professionalità innovative e alle figure Junior. Nel dettaglio le età medie per categoria sono: 53,2 anni (53,4 in Italia e 52,5 all’estero) per dirigenti, 48,5 anni (49 in Italia e 47,1 all’estero) per i quadri, 43,7 anni (44,2 in Italia e 42,6 all’estero) per impiegati e 40,3 anni (40,2 in Italia e 40,3 all’estero) per il personale operaio. Processi di valutazione \- Nel 2023, i processi di valutazione delle performance e di management review hanno coperto rispettiva- mente l’85% e il 95% della popolazione target, mentre le attività di valutazione del potenziale il 95% del totale programmato, legger- mente in flessione in particolare per l’estero, anche a seguito di un turn over fisiologico e da contingenze specifiche (es. mobilità delle risorse o riorganizzazioni societarie). REMUNERAZIONE Eni monitora annualmente l’equità salariale, principio esplicitamen- te richiamato nelle disposizioni di attuazione annuale delle politi- che retributive, anche al fine di valutare eventuali azioni correttive. In particolare, Il pay ratio di genere a livello globale risulta pari nel 2023 a 101 per la remunerazione fissa (Italia 102) e 97 per la re- munerazione totale (Italia 97). L’indicatore, calcolato per categoria professionale presenta un sostanziale allineamento delle remune- razioni anche per middle manager e impiegati mentre per senior manager e operai, gli scostamenti sono riferibili principalmente ad una più ridotta presenza femminile. Per quanto riguarda il rapporto tra la remunerazione dell’AD/DG e la mediana dei dipendenti Italia (principale sede operativa), l’indicatore nel 2023 risulta pari a 35 per la remunerazione fissa e a 172 per la remunerazione totale; consi- derando tutti i dipendenti, tali rapporti risultano pari rispettivamen- te a 36 e 180. La remunerazione totale mediana di tutti i dipendenti rispetto al 2022 è variata del 2,5% mentre quella dell’AD/DG è varia- ta del 32% principalmente per la variazione dell’Incentivo di Lungo Termine Azionario assegnato dovuta all’incremento del prezzo del titolo Eni nel periodo di riferimento (15,27 euro vs. 8,21 euro). RELAZIONI INDUSTRIALI In Italia il 100% dei dipendenti è coperto da contrattazione collettiva in virtù delle normative vigenti. All’estero, in relazione alle specifiche normative operanti nei singoli Paesi di presenza, tale percentuale si attesta al 56,28%. Nei Paesi in cui i dipendenti non sono coperti da contrattazione collettiva, Eni assicura in ogni caso il pieno rispetto della legislazione internazionale e locale, applicabile al rapporto di lavoro nonché alcuni più elevati standard di tutela garantiti da Eni in tutto il gruppo attraverso l’applicazione di proprie policy aziendali worldwide. FORMAZIONE Nel 2023 si registra un trend in aumento rispetto al 2022 su tutti gli indicatori di formazione. Le ore totali fruite registrano un incremento del 23% mentre il valore medio del 18%: tutte le categorie professio- nali registrano un aumento ma la percentuale più alta si riscontra nelle categorie degli impiegati e degli operai. Si segnala, inoltre, una crescita anche della spesa media dell’11% dovuta sia all’incremento delle ore di formazione che ad una ripresa importante della forma- zione in aula, che nel 2023 rappresenta il 57% delle ore complessi- ve contro il 43% del 2022. Delle oltre 1 milione di ore di formazione nell’anno, l’80% sono state fruite da uomini e il 20% da donne. SALUTE Nel 2023, il numero di servizi sanitari sostenuti da Eni è pari a 346.523, di cui 222.806 a favore di dipendenti, 58.202 a favore di fa- miliari, 56.965 a favore di contrattisti e 8.550 a favore di altre persone (ad esempio visitatori e pazienti esterni). Il numero di partecipazioni ad iniziative di promozione della salute nel 2023 è pari a 90.798, di cui 65.074 dipendenti, 23.632 contrattisti e 2.092 familiari. Per quan- to riguarda le malattie professionali, nel 2023 si registrano 54 de- nunce, di cui 17 riguardanti personale attualmente impiegato e 37 relative ad ex dipendenti. Delle 54 denunce di malattia professionale presentate nel 2023, 2 sono state presentate da eredi (tutte relative ad ex dipendenti). Nell’ambito delle iniziative digitali per il monitorag- gio della salubrità degli ambienti di lavoro indoor, nel 2023 sono stati testati 49 sensori presso i siti operativi onshore in Italia e si prevede un target di 100 sensori al 2027, includendo l’offshore e l’estero. 175ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE 2023 2022 2021 OCCUPAZIONE E DIVERSITY (a) Dipendenti (b) (numero) 32.321 31.376 31.888 Donne 8.849 8.427 8.360 Italia 21.336 20.471 20.632 A tempo indeterminato 21.168 20.340 20.512 A tempo determinato 168 131 120 Part-time 261 287 324 Full-time 21.075 20.184 20.308 Lavoratori atipici interinali (agency workers, contractors, etc.) 329 259 100 Estero 10.985 10.905 11.256 A tempo indeterminato 10.215 10.084 10.599 A tempo determinato 770 821 657 Part-time 115 288 141 Full-time 10.870 10.617 11.115 Lavoratori atipici interinali (agency workers, contractors, etc.) 2.464 2.433 2.728 Africa 2.711 2.867 3.189 Americhe 1.930 1.872 1.731 Asia 2.506 2.520 2.786 Australia e Oceania 101 89 88 Resto d'Europa 3.737 3.557 3.462 Under 30 3.240 2.771 2.587 30-50 18.427 17.803 17.302 Over 50 10.654 10.802 11.999 Dipendenti all’estero locali (%) 86 87 88 Dipendenti per categoria professionale: (numero) Dirigenti 941 948 966 Quadri 9.258 9.056 9.113 Impiegati 16.140 15.479 15.554 Operai 5.982 5.893 6.255 Dipendenti a tempo indeterminato 31.383 30.424 31.111 Dipendenti a tempo determinato 938 952 777 Dipendenti full-time 31.945 30.801 31.423 Dipendenti part-time 376 575 465 Lavoratori non dipendenti (atipici interinali) 2.793 2.692 2.828 Assunzioni a tempo indeterminato 1.949 1.796 967 Risoluzioni da contratto a tempo indeterminato 1.942 2.215 2.275 Tasso di turnover (c) (%) 12,5 12,6 10,5 Presenza donne negli organi di amministrazione delle società del Gruppo Eni 28 24 24 Presenza donne negli organi di controllo delle società del Gruppo Eni (d) 43 38 43 Dirigenti e quadri locali all’estero 18,27 17,73 18,03 Dipendenti non italiani in posizioni di responsabilità 19,1 19,8 20,6 Dipendenti che hanno usufruito del congedo parentale (numero) 945 522 n.d. di cui: uomini (rientrati) 619 129 n.d. di cui: donne (rientrate) 326 393 n.d. Tasso di rientro al lavoro dopo congedo parentale (%) 92,91 98,08 n.d. di cui: uomini 97,58 95,35 n.d. di cui: donne 84,05 98,98 n.d. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023176 ENI PAY RATIO DI GENERE \- 2023 (a) Remunerazione fissa Remunerazione totale DIPENDENTI ITALIA Pay ratio (donne vs. uomini) Senior Manager 87 79 Middle Manager e Senior Staff 97 98 Impiegati 101 101 Operai 85 85 TUTTI I DIPENDENTI IN ITALIA E ALL’ESTERO Pay ratio (donne vs. uomini) Senior Manager 87 79 Middle Manager e Senior Staff 93 93 Impiegati 98 98 Operai 94 93 (a) Il pay ratio di genere è calcolato come rapporto della retribuzione media delle donne e la retribuzione media degli uomini. PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE 2023 2022 2021 RELAZIONI INDUSTRIALI Dipendenti coperti da contrattazione collettiva (%) 86,95 87,72 81,6 Italia 100 100 100 Estero 56,28 54,87 41,6 FORMAZIONE Ore di formazione fruite (numero) 1.154.495 939.393 960.152 Ore di formazione fruite medie per dipendente per categoria professionale 36,7 31,1 31,3 Dirigenti 27,6 26,6 30,0 Quadri 30,9 28,3 31,9 Impiegati 38,5 31,7 30,0 Operai 42 35,1 35,0 Spesa media per formazione e sviluppo per dipendenti full-time (€) 1.005,1 908,2 895,8 SALUTE Denunce di malattie professionali ricevute (numero) 54 29 30 Dipendenti 17 3 7 Precedentemente impiegati 37 26 23 (a) Dal 2023 i dati relativi all’occupazione includono Novamont. (b) I dati differiscono rispetto a quelli pubblicati nella Relazione Finanziaria perché comprendono le sole società consolidate integralmente. (c) Rapporto tra il numero delle assunzioni + risoluzioni dei contratti a tempo indeterminato e l’occupazione a ruolo a tempo indeterminato dell’anno precedente. (d) Per l’estero sono state considerate solo le società in cui opera un organo di controllo assimilabile al Collegio Sindacale di diritto italiano. 177ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Eni considera la cultura della sicurezza diffusa tra dipendenti, con- trattisti e stakeholder un diritto fondamentale al lavoro ed un valore imprescindibile per il raggiungimento dei propri obiettivi di business. Infatti, Eni investe costantemente nell’implementazione di tutte le azioni necessarie per garantire la sicurezza nei luoghi di lavoro, in particolare nello sviluppo di modelli e strumenti per la valutazione e gestione dei rischi e nella promozione della cultura della sicurez- za, al fine di perseguire il suo impegno rivolto all’azzeramento degli infortuni e alla salvaguardia dell’integrità degli asset. Tuttavia, nono- stante l’impegno profuso in tal senso, nel 2023 è occorso un infor- tunio mortale che ha coinvolto un lavoratore contrattista all’estero. Dall’analisi di tutti gli eventi incidentali dell’anno è emersa la prepon- deranza di cause appartenenti all’area Sistemi Integrati & Perfor- mance Umana e, in particolare, alla Direzione lavori ed esecuzione dell’attività. Per prevenire il ripetersi di tali incidenti, oltre al continuo aggiornamento dei documenti gestionali e delle istruzioni operative, sono state introdotte sia iniziative per rinforzare la sensibilità e il coinvolgimento di dipendenti e contrattisti in ambito HSE (Safety Leadership, Coaching Program, promozione della Stop Work Autho- rity 17 ), sia attività volte al miglioramento delle aree di lavoro in termi- ni di sicurezza del personale, nonché l’implementazione di nuove tecnologie digitali a supporto della sicurezza operativa. Tale impe- gno si focalizza su competenze non tecniche, competenze tecniche e digitalizzazione. Per quanto riguarda le competenze non tecniche, nel 2023 è stato applicato il modello di analisi dei comportamenti e dell’affidabilità umana (metodologia THEME), su cinque siti, al fine di individuare strategie di azione per rafforzare le barriere umane. In merito alle competenze tecniche è stata lanciata la nuova campa- gna sui Principi e le Regole d’Oro sulla Sicurezza 18 , con particolare enfasi sulla Stop Work Authority e la Line of Fire 19 , con lo scopo di promuovere i principi fondamentali e i requisiti minimi di sicurezza da applicare ad attività rischiose, al fine di prevenire il verificarsi di possibili incidenti. Relativamente alla digitalizzazione, il tool Safety Pre-Sense, ossia lo strumento di intelligenza artificiale in grado di prevedere situazioni ricorrenti di pericolo a partire dai segnali de- boli registrati nei database di sicurezza, ha generato 139 alert che hanno portato all’implementazione di 157 azioni preventive mirate. Sono state inoltre completate le attività propedeutiche per estende- re, nell’arco di Piano 2024-27, a 60 ditte contrattiste lo Smart Safety, il sistema digitale che prevede l’utilizzo di dispositivi wearable per (17) Con la Stop Work Authority ogni lavoratore operante in qualsiasi sito Eni ha l’autorità di interrompere un’attività quando rileva un comportamento o una condizione pericolosa. (18) I Principi hanno un carattere trasversale e si applicano in tutte le situazioni lavorative. Le Regole D’Oro sono l’applicazione di criteri di buona pratica ed evidenziano aspetti compor- tamentali di particolare rilievo ai fini della prevenzione. (19) Principio che prevede di rimanere fuori dalla Linea del Fuoco e controllare che anche tutti gli altri lavoratori facciano lo stesso. allertare i lavoratori in condizioni di pericolo ed emergenza. Infine, è proseguita l’evoluzione e la promozione dell’App HSEni, accessibile in mobilità per segnalare condizioni non sicure, compilare checklist, e per la consultazione delle regole di sicurezza di Eni, completando il roll-out a circa 11.000 utenti su oltre 200 siti in tutto il mondo. In ambito Process Safety, per ridurre al minimo gli incidenti e mi- gliorare le performance, Eni ha svolto diverse attività: la realizza- zione di un vademecum relativo ai Process Safety Fundamentals, i principi di sicurezza di processo da seguire durante le attività in impianto; la formazione di oltre 1000 risorse tecnico/operative e di area HSEQ tramite il percorso formativo appositamente sviluppato sulla Process Safety in Eni; l’approfondimento dei temi legati alla sicurezza nella gestione dei fluidi per le nuove filiere energetiche, rivedendo gli standard di sicurezza di processo, per includere requi- siti di progettazione specifici per l’idrogeno, la CO 2 e altre sostanze da nuove filiere. Eni applica a tutti i propri impianti il processo di Asset Integrity, allo scopo di garantire la corretta progettazione ed adeguata costruzione con i materiali più idonei, di applicare il massimo rigore nell’opera- tività degli impianti e di attuarne la corretta dismissione, gestendo anche i rischi residuali nel rispetto della sicurezza per le persone, della salvaguardia dell’ambiente e della reputazione. Nell’ambito dei rischi associati ad eventi naturali acuti e cronici, Eni affronta con i più avanzati strumenti scientifici e tecnici anche i rischi connessi al cambiamento climatico. A tal proposito, nel 2023, Eni si è dotata di provider di dati e modelli scientificamente avanzati affinché, nell’am- bito della gestione di tali rischi, le ipotesi di lavoro, gli strumenti e le soluzioni tecniche siano sempre in linea coi valori e gli obiettivi di Eni. Per quanto riguarda la gestione dei contrattisti, è stata identi- ficata un’unità dedicata, Safety Competence Center (SCC), che mira al miglioramento della sicurezza dei lavori in appalto e all’e- rogazione di servizi di formazione ed addestramento specialistico, nonché al supporto operativo HSE al business. SCC ha continua- to a presidiare e sostenere proattivamente il processo di miglio- ramento delle imprese, verso modelli di gestione caratterizzati da una cultura della sicurezza e della tutela dell’ambiente sempre più preventiva, monitorando oltre 3.000 fornitori, pari a circa il 70% di quelli con potenziali criticità HSE in Italia, gestendo puntualmen- te le situazioni rilevate al di sotto dello standard e valorizzando le buone prassi innovative individuate, assicurandone la condivi- SICUREZZA RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023178 ENI sione fra i contrattisti. Inoltre, i Patti per la Sicurezza e l’Ambien- te (accordi volontari con le imprese) sono attivi in 92 siti in Italia e 13 nelle società all’estero in Albania, Congo, Egitto, Ghana, In- donesia, Libia, Nigeria, Messico, UK, US, Tunisia, e nel corso del 2024 verranno estesi in Algeria, Costa d’Avorio, Kenya e Oman. Nell’ambito della sicurezza di prodotto Eni continua la promozione dell’innovazione tecnologica in linea con l’evoluzione normativa eu- ropea ed extra europea, in particolare con la Chemichal Strategy for Sustainability (CSS), strategia dell’UE che mira alla protezione dalle sostanze chimiche nocive ed alla promozione di prodotti chimici più sicuri e sostenibili verso lo sviluppo di un sistema di gestione respon- sabile del prodotto lungo l’intera catena del valore. A tal proposito, Eni ha sviluppato un sistema trasparente, smart e user friendly in- dirizzato a tutti gli stakeholder che semplifica la gestione di tutti i prodotti chimici lungo la catena del valore e di tutte le informazioni e documentazioni ad essi connesse e che, grazie alla sua natura di- gitale, consente un monitoraggio continuo e in tempo reale di tali informazioni, fornendo un valido supporto nella raccolta di docu- mentazione necessaria per gli adempimenti normativi e migliorando notevolmente la capacità di rispettare gli standard legislativi. In merito al sistema di gestione relativo alla salute e sicurezza sul posto di lavoro, il sistema normativo HSE di Eni stabilisce i criteri di clusterizzazione delle linee datoriali di Eni SpA e delle sue società controllate in base al rischio HSE delle attività svolte. Sono iden- tificate tre tipologie di cluster: cluster di rischio HSE significativo (attività industriali), per il quale è previsto l’obbligo di adozione di un sistema di gestione HSE, una certificazione secondo gli standard ISO 14001 e ISO 45001 20 e verifiche interne HSE annuali; cluster di rischio HSE limitato (attività di ufficio o a limitata rilevanza), per il quale è previsto l’obbligo di adozione (ma non di certificazione) di un sistema di gestione HSE e verifiche interne HSE annuali o quin- quennali; cluster di rischio HSE assente (assenza di dipendenti e di attività operative), per il quale non sono previsti obblighi specifici. In tale contesto, tutte le realtà a rischio significativo, sono coperte da certificazione ISO 45001 e ISO 14001 o ne hanno pianificato il conseguimento, così come tutte le realtà a rischio limitato hanno implementato un sistema di gestione HSE o ne hanno pianificato lo sviluppo. In particolare, a fine 2023: l’84% delle realtà a rischio significativo ha già conseguito la certificazione ISO 45001 e l’83% la ISO 14001, mentre l’83% delle realtà con obbligo di sviluppo di un (20) La ISO 14001 è relativa ai sistemi di gestione ambientale mentre la ISO 45001 è relativa ai sistemi di gestione della salute e della sicurezza. (21) Il dato riportato è il migliore disponibile alla data di pubblicazione della DNF per l’anno in corso. (22) Gli incidenti di sicurezza di processo sono classificati, in funzione della gravità, in Tier 1 (più gravi), Tier 2, Tier 3.1 (meno gravi). sistema di gestione HSE, ha già implementato un sistema di gestio- ne HSE. Nel corso del 2023, in aggiunta alle verifiche da parte terza per il mantenimento delle certificazioni, sono stati svolti oltre 1.200 audit interni su tematiche HSE. Metriche e commenti alle performance Nel 2023 l’indice di frequenza di infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro è diminuito rispetto al 2022 (0,40 rispetto a 0,41 nel 2022), grazie alla riduzione del numero di infortuni totali registra- bili dei contrattisti (78 rispetto a 88 nel 2022), mentre il numero di infortuni totali registrabili dei dipendenti è aumentato (44 rispetto a 25 nel 2022). In Italia il numero degli infortuni totali registrabili è aumentato (54 eventi rispetto ai 42 del 2022, di cui 24 dipendenti e 30 contrattisti) e l’indice di frequenza infortuni totali registrabili è peggiorato (+20%); all’estero il numero di infortuni è diminuito (68 eventi rispetto ai 71 del 2022, di cui 20 hanno coinvolto i dipendenti e 48 i contrattisti) e l’indice di frequenza infortuni totali registrabili è migliorato del 15%. È stato registrato 1 infortunio mortale per un contrattista in Nigeria, colpito da un oggetto durante le attività di manutenzione. L’indice di mortalità della forza lavoro è stato pari a 0,33. Il valore dell’indice di infortuni sul lavoro con conseguenze gravi 21 della forza lavoro (calcolato sulla base degli infortuni con più di 180 giorni di assenza e con conseguenze quali l’inabilità perma- nente totale o parziale) è pari a 0,003 ed è legato ad un unico even- to che ha causato inabilità permanete parziale ad un dipendente in Turkmenistan. Nel 2023 si è assistito ad un’ulteriore diminuzione della somma degli incidenti di sicurezza di processo Tier 1 e Tier 2 22 , che è in continua diminuzione dal 2016, indice di un’accresciuta attenzione ai temi della sicurezza di processo in tutti i siti Eni. In particolare, sono stati registrati 10 eventi di Process Safety (PSE) Tier 1 e 10 Tier 2. Il 60% degli eventi ha riguardato le attività upstre- am, il 30% le attività di raffinazione (15%) e petrolchimiche (15%) e il rimanente 10% le business unit Enilive ed Eni Rewind. Oltre la metà dei PSE (55%) ha avuto come esito uno sversamento di prodotto, il 30% un incendio e il 15% rilascio in atmosfera. Per quanto riguarda la segnalazione di eventuali pericoli sul lavoro, grazie ad iniziative e strumenti mirati al rafforzamento del reporting e l’analisi dei segnali deboli, anche nel 2023 è proseguito il trend in crescita di segnalazio- ni relative ad unsafe condition ed unsafe act. 179ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE 2023 2022 2021 Totale di cui società consolidate integralmente Totale Totale TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 0,40 0,56 0,41 0,34 Dipendenti 0,45 0,65 0,29 0,40 Contrattisti 0,38 0,51 0,47 0,32 Eventi di process safety (numero) Tier 1 10 10 17 16 Tier 2 10 9 21 24 Numero di decessi in seguito ad infortuni sul lavoro 1 1 4 0 Dipendenti 0 0 0 0 Contrattisti 1 1 4 0 Fatality index (infortuni mortali/ore lavorate) x 100.000.000 0,33 0,61 1,46 0,00 Dipendenti 0,00 0,00 0,00 0,00 Contrattisti 0,48 0,96 2,13 0,00 Indice di infortuni sul lavoro con gravi conseguenze (esclusi i decessi) (infortuni gravi/ore lavorate) x 1.000.000 0,00 0,01 0,01 0,00 Dipendenti 0,01 0,02 0,01 0,00 Contrattisti 0,00 0,00 0,01 0,00 Near miss (numero) 918 556 899 780 Numero di ore lavorate (milioni di ore) 305,4 163,0 273,7 256,5 Dipendenti 98,4 58,6 85,6 82,9 Contrattisti 207,1 104,4 188,1 173,6 Eni, nei diversi contesti geografici in cui opera, è impegnata a poten- ziare il controllo e il monitoraggio delle attività attraverso l’adozione di good practice internazionali e di Best Available Technology, sia tecniche che gestionali. Particolare attenzione è rivolta all’uso effi- ciente delle risorse naturali come l’acqua, alla minimizzazione delle emissioni inquinanti in atmosfera, alla riduzione degli oil spill, alla gestione dei rifiuti, alla gestione dell’interazione con la biodiversità e i servizi ecosistemici. La cultura ambientale diffusa attraverso ini- ziative di comunicazione, formazione e sensibilizzazione è una leva per assicurare una maggiore consapevolezza nella gestione degli aspetti ambientali. In questo ambito, nel 2023, Eni ha proseguito la promozione delle Environmental Golden Rules, lanciando una web serie di sette episodi per supportare l’adozione di comportamenti vir- tuosi da parte dei dipendenti e dei fornitori, in coerenza con i valori, l’impegno e gli standard di Eni. I fornitori sono stati coinvolti anche in 16 patti per la sicurezza e l’ambiente che sono stati sottoscritti nel 2023 in Italia e all’estero, con i quali si sono impegnati a realizzare azioni di miglioramento tangibili e misurabili tramite l’Indice di Pre- stazione della Sicurezza e Ambiente. È inoltre proseguita l’iniziativa dei “Talk Ambientali” su temi di attualità ed è stato ampliato il percor- so di sensibilizzazione “Insieme per l’ambiente”, arricchito di nuovi moduli volti a rafforzare la capacità di intercettare e gestire i segnali (23) Il CEO Water Mandate è una speciale iniziativa istituita nel 2007 dal Segretario Generale delle Nazioni Unite e dal Global Compact delle Nazioni Unite (UNGC) in collaborazione con il Pacific Institute per promuovere la gestione dell’acqua da parte delle aziende in tutto il mondo. deboli ambientali. Inoltre, sono state condotte specifiche attività di engagement in Italia e in una realtà estera con la finalità di innalzare il commitment e la leadership aziendale nella gestione delle tematiche ambientali. In continuità con gli scorsi anni, Eni ha proseguito le atti- vità dedicate alla digitalizzazione ambientale per l’ottimizzazione dei processi tramite, ad esempio, la realizzazione di strumenti informa- tici centrali per facilitare la gestione della compliance ambientale e di modelli di valutazione tecnico-gestionali dedicati per ciascun sito. Al fine di garantire la gestione efficiente della risorsa idrica, Eni valu- ta l’utilizzo dell’acqua con i relativi impatti sull’ecosistema, sugli altri utenti e sull’organizzazione stessa. In particolare, nelle aree a stress idrico realizza la mappatura e il monitoraggio dei rischi idrici e degli scenari di siccità per definire azioni di breve, medio e lungo termine volte anche a prevenire e mitigare gli effetti del cambiamento clima- tico. Inoltre, l’utilizzo della risorsa idrica è un elemento di approfondi- mento nella relazione con i fornitori da parte di Eni, nonché di stimolo al miglioramento. Nel 2021 Eni ha pubblicato il proprio posiziona- mento sull’acqua, nel quale si impegna a perseguire quanto previsto dall’adesione al CEO Water Mandate 23 e, in particolare, a minimizzare i propri prelievi di acqua dolce in aree a stress idrico. In ambito IPIECA invece Eni è impegnata a promuovere best practice nell’ambito della gestione della risorsa idrica attraverso un programma di formazione RISPETTO PER L’AMBIENTE RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023180 ENI e condivisione delle esperienze di settore ed è inoltre attiva nella de- finizione dei criteri di water stewardship per il settore O&G ed energie alternative tra cui solare, eolico, idrogeno e biofuel. Gli impegni assun- ti proiettano Eni verso la ricerca di una gestione ottimale dell’acqua anche al di fuori del perimetro industriale, integrata nel territorio e in grado di minimizzare l’esposizione delle proprie attività al rischio idri- co, attraverso un approccio integrato a livello di bacino idrografico. In termini di trasparenza, anche nel 2023 Eni ha fornito risposta pubblica al questionario CDP Water Security, ottenendo il punteggio B, migliore della media di settore. Eni persegue la riduzione dei prelievi di acqua dolce agendo su due leve: l’aumento dell’efficienza o dei ricicli interni di acqua dolce e la sostituzione delle fonti di acqua dolce di alta qua- lità (di falda, superficiale, municipale o da terzi) con acqua di bassa qualità, ad esempio, acqua da bonifica, reflua o dissalata. Eni Rewind è impegnata a rendere disponibile per usi industriali l’acqua trattata nei propri impianti di bonifica di acque di falda contaminate (TAF \- Trat- tamento Acque di Falda), contribuendo, in tal modo, alla diminuzione dei prelievi di acqua di alta qualità. L’impegno ad aumentare la quota di acque di produzione reiniettate permette di ridurre i prelievi di acqua salata o salmastra, contribuendo quindi alla salvaguardia della risor- sa idrica specialmente nelle aree a stress idrico 24 . La realizzazione dei progetti specifici viene condotta nel rispetto delle autorizzazioni locali necessarie che, in alcuni casi, possono richiedere il coinvolgimento de- gli stakeholder locali. Inoltre, Eni si è dotata di precisi standard interni da utilizzare qualora le norme cogenti locali siano meno stringenti, o assenti, per quanto concerne la conservazione dell’ambiente e della risorsa idrica, sottostando, in ultima analisi, anche a quanto indicato dai principali standard internazionali. Con riferimento alle sostanze potenzialmente pericolose 25 per le quali gli scarichi sono oggetto di trattamento, Eni effettua il monitoraggio dei propri scarichi idrici e, in particolare, degli idrocarburi presenti nelle acque di scarico dopo trat- tamento e di oli totali nelle acque di produzione scaricate. Sono inoltre adottate soglie di preallarme interne nel caso di superamento della concentrazione di microinquinanti nelle acque scaricate, specifici per ogni attività produttiva, allo scopo di avviare eventuali azioni correttive in maniera tempestiva, qualora necessario. Nel percorso verso il raggiungimento degli obiettivi globali di conser- vazione della natura, l’economia circolare rappresenta una delle leve fondamentali, e per questo, i principi di circolarità sono adottati da Eni nel proprio modello di business, nelle filiere esistenti e nello sviluppo di nuove filiere di prodotti. Approcci circolari sono adottati, ad esempio nell’upstream con il riutilizzo di asset e attrezzature e con il riciclo dei materiali, negli approvvigionamenti con la sensibilizzazione ed il coin- volgimento dei fornitori, nel downstream, con iniziative di trasforma- zione che riguardano le raffinerie tradizionali e la logistica e mediante la produzione di biocarburanti ottenuti dalla valorizzazione di scarti, (24) Le aree a stress idrico sono individuate con l’impiego di Aqueduct, strumento realizzato dal World Resources Institute, e monitorate annualmente attraverso un’analisi interna attuata fino al dettaglio del singolo sito operativo. (25) Come normato dal D.lgs. n. 152 (T.U. ambientale), o analogo riferimento normativo per Paesi esteri. (26) Eni Rewind è la società ambientale di Eni che opera in linea con i principi dell’economia circolare per valorizzare i terreni, le acque e i rifiuti, industriali o derivanti da attività di bonifica. (27) e-vpms ® è una tecnologia di rilevazione delle variazioni vibro-acustiche nella struttura delle pipeline e nel fluido trasportato dalle stesse, finalizzato ad individuare potenziali spill in corso. residui e rifiuti. Inoltre, si stanno sviluppando tecnologie di riciclo di plastiche e gomma, nonché progetti di valorizzazione di suoli, acque e rifiuti industriali e da bonifica. Eni ha continuato anche nel 2023 lo sviluppo in diversi contesti aziendali del proprio modello di misurazione della circolarità, validato da un ente terzo di certificazione. Inoltre, nel 2023 Eni ha avviato un progetto pilota per l’applicazione dello standard sperimentale UNI TS 11820 sulla misura della circolarità e collabora all’aggiornamento ed alla revisione della norma prevista per il 2024. Nell’ambito della gestione dei rifiuti Eni pone particolare attenzione alla tracciabilità dell’intero processo e alla verifica dei soggetti coin- volti nella filiera di smaltimento/recupero ricercando ogni soluzione praticabile volta alla prevenzione dei rifiuti. La quasi totalità dei rifiuti di Eni in Italia è gestita da Eni Rewind 26 , che si avvale degli strumenti digitali implementati negli ultimi anni per l’efficientamento e il moni- toraggio del proprio processo di gestione dei rifiuti. Al fine di limita- re gli impatti negativi legati ai rifiuti, viene fatto esclusivo ricorso a soggetti autorizzati, privilegiando le soluzioni di recupero a quelle di smaltimento, in linea con i criteri di priorità indicati dalla normativa comunitaria e nazionale. Eni Rewind, sulla base delle caratteristiche del singolo rifiuto, seleziona le soluzioni di recupero/smaltimento tecnicamente percorribili privilegiando nell’ordine il recupero, le ope- razioni di trattamento che riducano i quantitativi da avviare a smalti- mento finale e gli impianti idonei a minor distanza dal sito di produ- zione del rifiuto; inoltre, sono svolti audit sui fornitori ambientali, nei quali viene valutata la loro gestione operativa dei rifiuti. In merito alla gestione dei rischi connessi agli oil spill, Eni è costan- temente impegnata su ogni fronte di intervento: prevenzione, prepara- zione e, a seguire, mitigazione, risposta e ripristino. Nell’ambito della prevenzione degli oil spill in Italia, in Val d’Agri sulla rete di produzio- ne è stata effettuata la manutenzione annuale del sistema e-vpms ®27 e quella prevista per il sistema di monitoraggio e allerta meteo Early Warning - Kassandra Meteo Forecast applicato al controllo continuo dei rischi idrogeologici, alla gestione dei deflussi idrici del Centro Olio Val D’Agri nonché al monitoraggio delle coltivazioni agricole (Agri-Hub). Considerando ancora il contesto italiano, sulla rete retail, è proseguito il risanamento cautelativo di ulteriori serbatoi interrati e la bonifica e messa fuori servizio di altri serbatoi di olio esausto. In Nigeria, nel cor- so del 2023, nell’ambito della strategia di gestione degli oil spill, sono proseguiti i test di funzionamento del sistema e-vpms ® , installato su alcuni tratti principali e secondari e pipeline del network. In aggiunta è stato testato l’utilizzo di droni al fine di migliorare l’identificazione delle attività illegali e per meglio supportare le agenzie di sorveglianza e le autorità nella riduzione dei fenomeni effrattivi. Sono state anche poten- ziate le squadre intervento di identificazione e di riparazione dei punti di prelievo approntati a scopo di furto illegali con conseguente diminuzio- ne degli impatti ambientali favorendo un’ulteriore riduzione, rispetto al 181ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 2022, degli oil spill legati alle attività operative. Eni prosegue l’impegno in termini di verifica, monitoraggio e sostituzione delle pipeline onshore e offshore al fine di garantire l’integrità degli asset e prevenire eventuali oil spill. Nel corso del 2023, nell’ambito delle metodologie di valutazione degli impatti ambientali a seguito degli oil spill: (i) è stata ulteriormen- te affinata la metodologia volta alla valutazione dei rischi derivanti da eventi naturali che possono coinvolgere le pipeline; (ii) effettuato in Li- bia lo studio “Spill Impact Mitigation Assessment” previsionale basato su linee guida IPIECA volto ad individuare e prioritizzare le opzioni di risposta in caso di eventuale oil spill. Eni continua a collaborare con IPIECA e IOGP \- International Association of Oil & Gas Producers al fine di rafforzare la capacità di risposta all’inquinamento marino a seguito di eventuali oil spill (di petrolio e di altre sostanze chimiche), parteci- pando alle iniziative regionali in collaborazione con IMO (International Maritime Organization) e GI WACAF (Global initiative West, Central and Southern Africa) e monitorando le attività dell’iniziativa OSPRI (Oil Spill Preparedness Regional Initiative). Nell’ambito del gruppo di lavoro IPIE- CA e IOGP, nel corso del 2023 sono state aggiornate e diffuse alcune Good Practice Guidance relative alla gestione delle emergenze oil spill. Operando su scala globale in contesti con diverse sensibilità ecolo- giche, Eni ha sviluppato nel tempo un modello di gestione della Bio- diversità e Servizi Ecosistemici (BES), avvalendosi di collaborazioni di lungo periodo con organizzazioni internazionali leader nella con- servazione della biodiversità. Tra quelle attive nel 2023 si segnalano: Fauna & Flora International (dal 2003), Wildlife Conservation Society (dal 2016) e IUCN - International Union for Conservation of Nature (dal 2022); dal 2008 Eni è membro di Proteus, partnership gestita da UNEP/ WCMC (World Conservation Monitoring Centre) finalizzata alla raccol- ta e diffusione di dati ed informazioni a livello globale su biodiversità ed ecosistemi. Da anni, tale modello è parte integrante del Sistema di Gestione Integrato HSE, a conferma della consapevolezza dei rischi per l’ambiente naturale derivanti dalla presenza dei siti e attività di Eni. Il modello di gestione BES, basato su un approccio risk-based e applicato alle operazioni esistenti e ai nuovi progetti assicura che le interrelazioni fra gli aspetti ambientali (come BES, cambiamento climatico, gestione delle risorse idriche) e sociali (come lo sviluppo delle comunità locali) siano identificate e gestite sin dalle prime fasi progettuali. Gli studi BES valutano per ciascuna fase del progetto la significatività di un impatto combinandone la magnitudo con la sensibilità dell’elemento BES nell’a- rea coinvolta, considerando anche le opportunità di fornire un contri- buto positivo alla conservazione di aspetti BSE prioritari. Ciò avviene attraverso l’applicazione sistematica della Gerarchia di Mitigazione per prioritizzare le misure preventive rispetto alle correttive e promuovere il miglioramento continuo della gestione BES verso l’assenza di perdi- te nette di biodiversità (no net loss) o miglioramento delle condizioni (net gain), a seconda dei rischi e del contesto specifico del progetto. La consultazione e la collaborazione con le comunità, le popolazioni indigene e gli altri stakeholder locali aiutano a comprendere le aspet- tative e le preoccupazioni, a determinare come i servizi ecosistemici e la biodiversità vengono utilizzati e a identificare opzioni gestionali che includano le esigenze locali. L’esposizione al rischio biodiversità viene periodicamente valutata mappando i siti operativi di Eni rispetto alla loro vicinanza geografica con aree protette ed aree importanti per la conservazione della biodiversità, al fine di identificare i siti prioritari su cui eseguire ulteriori indagini per caratterizzare il contesto opera- tivo-ambientale e valutare i potenziali impatti da evitare o mitigare at- traverso Piani d’Azione (BAP - Biodiversity Action Plan). I BAP inoltre specificano i target, i monitoraggi, le tempistiche, le responsabilità e gli indicatori di performance e sono periodicamente aggiornati per tutta la vita del progetto garantendo così un’efficace gestione dell’esposizione al rischio. Nel caso di aree naturali che sono riconosciute dall’UNESCO come siti con “Eccezionale Valore Universale” (OUV - Outstanding Uni- versal Value), Eni ha adottato una politica di “NO GO”. Nel 2019, Eni ha comunicato il suo impegno a non svolgere attività di esplorazione e sviluppo nei Siti Naturali presenti nella Lista del Patrimonio Mondia- le dell’Umanità dell’UNESCO; inoltre, nelle joint venture in cui Eni non è operatore, viene promosso con i partner lo sviluppo e l’adozione di buone pratiche gestionali in linea con la Policy BES di Eni. Inoltre, Eni partecipa in associazioni (es. IPIECA, WBCSD) per promuovere buone pratiche di gestione dei potenziali impatti del settore energetico sulla biodiversità e sugli ecosistemi. Infine, nel 2023 è stata aggiornata la se- zione di approfondimento sul sito eni.com, per illustrare con maggiore dettaglio i risultati delle valutazioni dell’esposizione al rischio biodiver- sità per le operazioni del proprio portfolio e delle azioni di mitigazione, come previsto dalle raccomandazioni di trasparenza dell’accordo qua- dro globale della Convenzione sulla Diversità Biologica “Kunming-Mon- treal Global Biodiversity Framework”. Metriche e commenti alle performance Nel 2023 i prelievi di acqua di mare (1.089 Mm 3 , pari all’89% dei pre- lievi idrici totali) sono risultati in calo rispetto al 2022 di oltre il 15%, in particolare per gli andamenti registrati nei settori R&M e Chimica (-158 Mm 3 per le fermate per manutenzione presso i petrolchimici di Porto Marghera e Porto Torres), E&P (-31 Mm 3 per l’uscita dal do- minio di Eni Angola SpA) e Corporate e Altre Attività (-15 Mm 3 , per l’uscita dal dominio di ILCV SpA). I prelievi di acque dolci, pari a circa il 10% dei prelievi idrici totali e im- putabili per oltre l’80% al settore R&M e Chimica, hanno registrato un complessivo aumento rispetto al 2022 (+7%) riconducibile principal- mente al petrolchimico di Mantova. In aumento anche i prelievi presso la raffineria di Livorno per la ripresa delle attività dopo il fermo dei primi mesi del 2022. In calo invece i prelievi di acque dolci in E&P dovuto principalmente alla riduzione dei consumi in Algeria, Nigeria ed Egitto e all’uscita dal dominio di Eni Pakistan. La percentuale di riutilizzo delle acque dolci di Eni è risultata pari al 90% in linea con il 2022; in Versalis, cui è riconducibile oltre il 70% dei volumi riciclati, la riduzione registrata presso il sito di Mantova è stata compensata dal ripristino del contri- buto di Dunkerque (a seguito del fermo impianto del 2022). La percentuale di reiniezione dell’acqua di produzione del settore E&P è salita al 60% (59% nel 2022), principalmente per la ripresa delle at- tività presso i siti libici di El Feel e Abu Attifel. Dall’analisi del livello di RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023182 ENI stress dei bacini idrografici e da approfondimenti effettuati a livello locale, risulta che i prelievi di acqua dolce da aree a stress rappresen- tino nel 2023 il 2% dei prelievi idrici totali di Eni (dato stabile rispetto al 2022). Nel 2023, in particolare, Eni ha prelevato 124 Mm 3 di acqua dolce, di cui 25,3 Mm 3 da aree a stress idrico (12,7 Mm 3 da acque superficiali, 4,4 Mm 3 da acque sotterranee, 3,3 Mm 3 da terze parti, 2,4 Mm 3 da acquedotto, 2,4 Mm 3 da TAF e 0,1 Mm 3 da altri stream). I pre- lievi di acqua di mare e di acque salmastre in aree a stress idrico sono stati rispettivamente pari a 922 Mm 3 e 9 Mm 3 . L’acqua di produzione onshore in aree a stress idrico è stata pari a 23,4 Mm 3 . Nel 2023 Eni ha scaricato 112 Mm 3 di acqua dolce di cui 25,2 Mm 3 in aree a stress idrico, pari al 23% (19% nel 2022). Nel 2023 i consumi idrici totali di Eni sono stati pari a 128 Mm 3 (di cui 29,9 Mm 3 in aree a stress idrico). Nel 2023 i volumi sversati a seguito di oil spill operativi (pari a 7.728 barili) hanno registrato un aumento rispetto al 2022 a causa di uno sversamento di olio combustibile presso la raffineria di Sannazzaro di oltre 7.500 barili, quantità interamente recuperata. Gli eventi registrati all’estero hanno determinato meno del 2% dei quantitativi comples- sivamente sversati, registrando una riduzione di oltre l’83% rispetto al 2022. I Paesi più impattati sono stati l’Egitto (14 eventi, 93 barili sversati) e la Nigeria (5 eventi, 20 barili sversati). Complessivamente è stato recuperato il 99% dei volumi di oil spill operativi del 2023. Gli oil spill da sabotaggio, pari a 5.094 barili, registrano una riduzione del 3% rispetto al 2022, nonostante un aumento degli eventi (373 rispetto a 244 nel 2022). Tutti gli eventi (ad eccezione di uno occorso lungo l’ole- odotto Sannazzaro-Volpiano per complessivi 2 barili) sono avvenuti in Nigeria. Lo sversamento di maggiore entità (218 barili, di cui oltre 214 recuperati) è occorso sulla tratta Ogoda-Brass. Complessivamente è stato recuperato il 78% dei volumi di oil spill da sabotaggio. I volumi sversati da oil spill operativi hanno impattato per oltre il 99% il suolo e per meno dell’1% il corpo idrico, mentre quelli da sabotaggio hanno impattato per il 96% il suolo e per il 4% il corpo idrico. I volumi sversati a seguito di chemical spill (2.260 barili totali) sono in aumento rispetto al 2022 in conseguenza di uno spill avvenuto in Indonesia presso Eni East Seppingan per una perdita di prodotto da una linea di iniezione sottomarina (2.234 barili); a seguito dell’evento sono state intensifica- te le attività di controllo e manutenzione. I rifiuti da attività produttive generati nel 2023 sono aumentati complessivamente del 25% rispetto al 2022, a seguito dell’incremento delle acque di scarico sanitarie di El Gamil (Egitto) e delle acque industriali e di produzione di Zohr (Egitto). I rifiuti non pericolosi registrano una riduzione (-23%) a seguito della riduzione delle acque di produzione smaltite dal Centro Oli Val D’Agri (28) Nel dettaglio, nel 2023 il 10% dei rifiuti pericolosi da attività produttiva smaltiti da Eni è stato recuperato/riciclato, l’1% ha subito un trattamento chimico/fisico/biologico, il 2% è stato incenerito, l’1% è stato smaltito in discarica, mentre il restante 86% è stato inviato ad altro tipo di smaltimento (incluso il conferimento a impianti di stoccaggio temporaneo prima dello smaltimento definitivo). Per quanto riguarda i rifiuti non pericolosi da attività produttiva, il 25% è stato recuperato/riciclato, il 6% è stato incenerito, l’8% è stato smaltito in discarica, l’1% ha subito un trattamento chimico/fisico/biologico mentre il rimanente 60% è stato inviato ad altro tipo di smaltimento (incluso il conferimento a impianti di stoccaggio temporaneo prima dello smaltimento definitivo). (29) Aree Protette e KBA (Key Biodiversity Areas). Le KBA sono siti che contribuiscono in modo significativo alla persistenza globale della biodiversità, a terra, nelle acque dolci o nei mari. Sono identificati attraverso i processi nazionali dalle parti interessate locali utilizzando una serie di criteri scientifici concordati a livello globale. Le KBA considerate nell’analisi sono costituite da due sottoinsiemi: 1) Important Bird and Biodiversity Areas; 2) Alliance for Zero Extinction Sites. Le fonti utilizzate per il censimento delle aree protette e delle KBA sono rispettivamente il “World Database on Protected Areas” e il “World Database of Key Biodiversity Areas”. (30) Questo valore totale non è calcolabile sommando i valori presenti nella successiva tabella dedicata in quanto un sito operativo/concessione di Eni può risultare in sovrapposizione/ adiacenza a più aree protette o KBA. (31) Natura 2000 è il principale strumento della politica dell’Unione Europea per la conservazione della biodiversità. Si tratta di una rete ecologica diffusa su tutto il territorio dell’Unione, istituita ai sensi della Direttiva 2009/147/CE sulla conservazione degli uccelli selvatici e della Direttiva 92/43/CEE “Habitat”. (Italia). I rifiuti recuperati e riciclati sono aumentati al 15% dei rifiuti totali smaltiti 28 . I rifiuti smaltiti presso terzi sono stati pari al 49% del totale (34% i rifiuti pericolosi e 83% quelli non pericolosi), mentre i rifiuti recuperati e riciclati presso terzi sono stati pari al 98% del totale (100% i rifiuti pericolosi e 96% quelli non pericolosi). Nel 2023 sono state ge- nerate complessivamente 2,8 milioni di tonnellate di rifiuti da attività di bonifica (di cui 2,5 milioni da Eni Rewind), costituite per il 59 % da acque trattate in impianti TAF, in parte riutilizzate ed in parte restituite all’ambiente. Le emissioni di inquinanti in atmosfera sono diminuite, ad ecce- zione delle emissioni di particolato (PM) che sono rimaste stabili rispetto all’anno precedente. Il calo delle emissioni di SO x è legato principalmente alla riduzione del contributo da safety flaring regi- strato presso il centro COVA del Distretto Meridionale. Sulla ridu- zione delle emissioni di NO x e NMVOC hanno influito l’uscita dal dominio di Eni Pakistan, Eni Angola e Sergaz, i minori consumi di diesel in Egitto e di fuel gas in Congo e Nigeria, nonché alcune fer- mate per manutenzione presso gli stabilimenti petrolchimici e la raffineria di Sannazzaro. L’analisi 2023 della mappatura dei siti ha evidenziato che la so- vrapposizione anche solo parziale, all’interno di aree prioritarie 29 per la conservazione della biodiversità riguarda 29 siti operativi 30 , tutti ubicati in Italia ad eccezione di due siti in Spagna e uno in Francia; ulteriori 59 siti 30 situati in 10 Paesi (Italia, Australia, Au- stria, Francia, Germania, Regno Unito, Spagna, Svizzera, Ungheria e USA) sono invece adiacenti ad aree protette o KBA, ovvero si trovano ad una distanza inferiore a 1 km. L’aumento dei siti rispetto allo scorso anno è relativo a nuove acquisizioni di parchi solari ed eolici. Circa il 55% dei siti in, o adiacenti, ad aree importanti per la biodiversità sono siti per la generazione di energia rinnovabile, la restante parte sono stabilimenti petrolchimici, raffinerie o depositi. Per quanto riguarda il settore Upstream, 28 concessioni 30 risulta- no in sovrapposizione parziale con aree protette o KBA, avendo attività operative nell’area di sovrapposizione. Tali concessioni si trovano in 5 Paesi: Italia, Nigeria, Stati Uniti/Alaska, Egitto e Regno Unito. In generale, per tutte le Linee di Business, la maggiore espo- sizione in Italia e in Europa risulta essere verso le aree protette della Rete Natura 2000 31 che ha un’estesa dislocazione sul terri- torio europeo; tale esposizione risulta più accentuata rispetto allo scorso anno per via di nuove acquisizioni di parchi eolici e solari in Italia. In nessun caso, in Italia o all’estero, c’è sovrapposizione di attività operativa con siti naturali appartenenti al patrimonio mon- 183ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE diale dell’UNESCO (WHS 32 ); un solo sito upstream 33 è localizzato nelle vicinanze di un sito naturale WHS (il Monte Etna) ma non ci sono attività operative all’interno dell’area protetta, né sono stati identificati impatti significativi che possano minacciarne l’Eccezio- nale Valore Universale (OUV - Outstanding Universal Value). Anche nel 2023 si sono svolte attività di ripristino di habitat o protezione della biodiversità (avviate e/o in corso nell’anno) in Congo, Egitto, Usa (Alaska), Messico, Ghana, Spagna e Italia. Le principali azioni implementate riguardano attività di ripristino ecologico di foreste o altri habitat naturali, attività di monitoraggio e conservazione delle specie, attività di sensibilizzazione delle comunità e dei lavo- ratori. Ad esempio, in Alaska è in esecuzione sin dal 2009 un BAP per mitigare gli impatti e dimostrare i progressi verso il raggiungi- mento dell’obiettivo del No Net Loss e, dove possibile, contribuire a migliorare lo stato (net gain) e la conoscenza della biodiversità nell’area dell’Alaska North Slope. Tra le principali azioni in corso nel 2023 si segnalano: (i) l’aggiornamento del BAP e attività di monitoraggio continuativo dei movimenti degli orsi polari all’inter- no dell’area operativa; (ii) l’avvio di una sperimentazione di nuovi approcci per l’individuazione delle tane degli orsi polari attraverso l’uso di droni invece che di aerei per ridurre al minimo il potenziale disturbo per la specie; (iii) la realizzazione di un workshop sulla tundra artica per sintetizzare le conoscenze attuali sulle opportu- (32) World Heritage Site. (33) Nonostante non rientri nel perimetro di consolidamento, si segnala che il campo di Zubair (Iraq) si trova nelle vicinanze del sito Ahwar classificato sito WHS misto (naturale e cultu- rale). Anche in questo caso nessuna infrastruttura o attività operativa ricade all’interno di tale area protetta, né sono identificati impatti significativi a minaccia dell’Outstanding Universal Value del sito (definizione UNESCO). (34) La Lista Rossa IUCN è un indicatore per misurare lo stato della biodiversità, in quanto riflette la resilienza o la vulnerabilità degli habitat contribuendo ad indicare le priorità d’inter- vento e le azioni necessarie per la conservazione. (35) L’analisi viene realizzata solo sulle concessioni upstream e nelle aree operative dei siti in sovrapposizione con aree protette e KBA. nità e sui rischi legati al ripristino di questo habitat e identificare le lacune informative da colmare con studi di ricerca ad hoc. Al workshop hanno partecipato rappresentanti di regolatori locali e nazionali, esperti, ricercatori, membri delle comunità locali e altre parti interessate del North Slope. Nel 2023 l’analisi condotta sul database globale della Lista Rossa IUCN 34 ha evidenziato una di- minuzione del numero di specie a rischio con habitat nelle aree dei siti operativi. L’analisi viene realizzata solo per i siti e le concessio- ni in sovrapposizione con aree protette e KBA. Lo scostamento in negativo è dovuto principalmente al rilascio delle concessioni upstream in Pakistan, anche se si riscontra una leggera diminu- zione ugualmente per le altre linee di business. L’analisi indica la possibile presenza di 50 specie in pericolo critico, 141 in pericolo e 269 specie vulnerabili in prossimità delle aree operative di Eni 35 . Le specie quasi minacciate e di minor preoccupazione sono in- vece rispettivamente 317 e 4.039. Si segnala infine che risultano 294 specie catalogate come “data deficient”, per cui le informa- zioni a livello globale sono inadeguate per una valutazione diretta o indiretta del rischio di estinzione. Le specie carenti di dati sono attenzionate da Eni alla stregua delle categorie intermediarie di ri- schio perché hanno alte probabilità di essere specie in pericolo di estinzione, vista la mancanza di dati adeguati alla valutazione del rischio di estinzione. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023184 ENI PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE 2023 2022 2021 Totale di cui società consolidate integralmente Totale Totale ACQUA Prelievi idrici totali (a) (milioni di metri cubi) 1.224 1.141 1.408 1.665 di cui: acqua di mare 1.089 1.037 1.283 1.533 di cui: acqua dolce 124 102 116 117 di cui: prelevata da acque superficiali 97 79 84 79 di cui: prelevata da sottosuolo 14 11 17 20 di cui: prelevata da acquedotto o cisterna 5 4 6 6 di cui: acqua da TAF (b) utilizzata nel ciclo produttivo 4 4 5 5 di cui: risorse idriche di terze parti (c) 4 4 4 7 di cui: prelevata da altri stream 0 0 0 0 di cui: acqua salmastra proveniente da sottosuolo o superficie 11 2 10 15 Prelievi di acqua dolce da aree a stress idrico 25,3 20,8 26,0 25,2 Riutilizzo di acqua dolce (%) 90 91 90 91 Totale acqua di produzione estratta (upstream) (d) (milioni di metri cubi) 46 20 44 58 Acqua di produzione reiniettata (%) 60 42 59 58 Scarico idrico totale (e) (milioni di metri cubi) 1.118 1.099 1.292 1.540 di cui: in mare 1.028 1.017 1.215 1.456 di cui: in acque superficiali 72 72 62 70 di cui: in rete fognaria 11 8 12 11 di cui: ceduto a terzi (f) 7 3 3 3 Scarico di acqua dolce in aree a stress idrico 25,2 19,3 18,8 19 Consumi idrici totali: 128 60,2 136 128 di cui: in aree a stress idrico 29,9 17,2 36,5 34,3 OIL SPILL Oil spill operativi Numero totale di oil spill (>1 barile) (numero) 33 16 36 36 di cui: upstream 26 9 28 30 Volumi di oil spill (>1 barile) (barili) 7.728 7.625 886 1.355 di cui: upstream 143 40 845 436 Oil spill da sabotaggi (compresi furti) Numero totale di oil spill (>1 barile) (numero) 373 373 244 125 di cui: upstream 372 372 244 125 Volumi di oil spill (>1 barile) (barili) 5.094 5.094 5.253 3.053 di cui: upstream 5.092 5.092 5.253 3.053 Volumi di oil spill da sabotaggi (compresi furti) in Nigeria (>1 barile) 5.092 5.092 5.253 3.053 Chemical spill Numero totale di chemical spill (numero) 16 16 13 20 Volumi di chemical spill (barili) 2.260 2.260 47 68 RIFIUTI Rifiuti da attività produttive (milioni di tonnellate) 3,4 1,6 2,7 2,1 di cui: pericolosi 2,1 0,5 1,1 0,5 di cui: non pericolosi 1,3 1,1 1,7 1,6 Rifiuti riciclati/recuperati 0,5 0,5 0,3 0,2 di cui: pericolosi 0,2 0,2 0 0,0 di cui: non pericolosi 0,3 0,3 0,3 0,2 Rifiuti destinati a smaltimento 2,8 1,0 2,4 1,9 di cui: pericolosi 1,9 0,3 1 0,4 di cui: non pericolosi 0,9 0,8 1,4 1,5 EMISSIONI DI INQUINANTI IN ATMOSFERA Emissioni di NO x (ossidi di azoto) (migliaia di tonnellate di NO 2 eq) 44,8 22,5 48,8 48,8 Emissioni di SO x (ossidi di zolfo) (migliaia di tonnellate di SO 2 eq) 16,7 3,1 17,9 18,5 Emissioni di NMVOC (Non Methan Volatile Organic Compounds) (migliaia di tonnellate) 22,1 9,6 23,1 24 Emissioni di PM (Particulate Matter) 1,4 0,6 1,4 1,4 (a) Nel 2023 (con rettifica della serie storica) è stata modificata la metodologia di rendicontazione dei prelievi di acqua dolce per epurarli della quota di acqua prelevata e ceduta a terzi senza essere utilizzata nei cicli produttivi. (b) TAF: Trattamento acque di falda. (c) I prelievi di risorse idriche di terze parti sono relativi esclusivamente ad acqua dolce. (d) Si segnala che nel 2023 le acque di produzione reiniettate e iniettate a scopo disposal sono state pari a 27,3 Mm 3 . Inoltre, le acque di produzione scaricate in corpo idrico superficiale e di mare o inviate a bacini di evaporazione sono state pari 15,4 Mm 3 . (e) Del totale degli scarichi idrici nel 2023 il 10% circa è acqua dolce. (f) Si tratta di acqua ceduta per uso industriale. 185ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE NUMERO DI AREE PROTETTE E KBA IN SOVRAPPOSIZIONE O ADIACENTI A SITI E CONCESSIONI APPARTENENTI A SOCIETÀ OPERATE (a) Analisi svolta sui siti operativi del downstream di Eni, Versalis, Enipower e Eni Plenitude Analisi svolta sulle concessioni Upstream In sovrapposizione a siti operativi Adiacente a siti operativi (<1km) (b) Con attività operativa nell’area di sovrapposizione 2023 2023 2023 Siti Naturali Patrimonio Mondiale UNESCO (WHS) (numero) 0 0 0 Natura 2000 19 49 11 IUCN (c) 6 26 1 Ramsar (d) 0 3 2 Altre Aree Protette 2 8 12 KBA 15 19 8 (a) Il perimetro di rendicontazione, oltre alle società consolidate integralmente, include anche 4 concessioni upstream appartenenti a società operate in Egitto e stabilimenti del downstream di Eni, anch’essi appartenenti a società operate. Ai fini dell’analisi sono state valutate le concessioni upstream al 30 giugno dell’anno di riferimento. (b) Le aree importanti per la biodiversità e i siti operativi non si sovrappongono ma sono ad una distanza inferiore a 1 km. (c) Le aree protette con assegnata una categoria di gestione IUCN, International Union for Conservation of Nature. (d) Lista di zone umide di importanza internazionale individuate dai Paesi che hanno sottoscritto la Convenzione di Ramsar firmata in Iran nel 1971 e che ha l’obiettivo di garantire lo sviluppo sostenibile e la conservazione della biodiversità di tali aree. Eni si impegna a svolgere le proprie attività nel rispetto dei diritti uma- ni e si aspetta che i propri Business Partner facciano altrettanto nello svolgimento delle attività assegnate o svolte in collaborazione con e/o nell’interesse di Eni. Tale impegno, fondato sulla dignità di ciascun essere umano e sulla responsabilità dell’impresa di contribuire al be- nessere delle persone e delle Comunità nei Paesi di presenza, è stato rafforzato nel 2023 con l’adozione della Policy “Rispetto dei Diritti Umani in Eni”, che sostituisce la precedente Dichiarazione di Eni sul rispetto dei diritti umani. L’obiettivo della nuova Policy è delineare un modello unico e trasversale per assicurare il rispetto dei Diritti Umani nel disegno di tutti i processi normativi aziendali, anche in considera- zione delle evoluzioni normative in corso sul tema, capitalizzando in un unico documento l’importante patrimonio normativo interno ela- borato da Eni nel corso degli anni. Il documento evidenzia le aree pri- oritarie su cui Eni esercita un’approfondita due diligence, secondo un approccio sviluppato in coerenza con i Principi Guida delle Nazioni Unite su Imprese e Diritti Umani (UNGP) 36 e dalle Linee Guida OCSE destinate alle imprese Multinazionali 37 . Con l’obiettivo di assicurare trasparenza e informazione rispetto alle proprie attività, a partire dal 2019 viene pubblicato un report tematico, Eni for Human Rights 38 , in cui viene fornita una rappresentazione integrale del modello gestiona- le adottato sul tema e delle attività degli ultimi anni, avvalendosi dell’UNGP Reporting Framework per rendicontare impegni e risultati. (36) UN Guiding Principles on Business and Human Rights (UNGPs). (37) OECD Guidelines for Multinational Enterprises. (38) https://www.eni.com/assets/documents/eng/just-transition/2022/eni-for-2022-human-rights-eng.pdf. Il CdA di Eni, oltre ad essere stato coinvolto nel processo di approva- zione della nuova Policy, ha preso parte ad una sessione di approfon- dimento sullo scenario e le sfide internazionali sul tema dei diritti umani e imprese tenuta dall’International Human Rights and Busi- ness. Tale sessione si è tenuta in occasione dell’incontro annuale con il CSS, in cui ai Consiglieri vengono presentati i principali aggiorna- menti apportati al sistema di gestione dei diritti umani e le attività condotte nell’anno. Il CSS e CdA sono anche coinvolti annualmente nell’approvazione dello Slavery and Human Trafficking Statement, re- datto in ottemperanza della normativa britannica e australiana in ma- teria di “modern slavery”. Eni, nel 2023, ha inoltre proseguito nell’attri- buzione al management di incentivi collegati alle performance sui diritti umani, assegnando obiettivi specifici a tutti i livelli manageriali, inclusi i diretti riporti dell’AD. È stata inoltre promossa internamente e nei confronti dei fornitori di Eni la fruizione di un corso, elaborato con IPIECA, per sensibilizzare contrattisti e appaltatori sull’adozione di condizioni di lavoro responsabili, facilitare la comprensione dei diritti dei lavoratori impiegati e identificare, gestire e mitigare i rischi di man- cato rispetto di tali diritti. L’impegno di Eni, il modello di gestione e le attività condotte sui diritti umani si concentrano sui temi considerati più significativi per l’azienda – come richiesto anche dagli UNGP – alla luce delle attività di business condotte e dei contesti in cui Eni opera. I “salient human rights issue” identificati da Eni sono 13, rag- DIRITTI UMANI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023186 ENI gruppati in 4 categorie: diritti umani (i) nel posto di lavoro; (ii) nelle comunità che ospitano le attività di Eni; (iii) nelle relazioni commercia- li (con fornitori, contrattisti e altri business partner) e (iv) nei servizi di security. A partire dal 2020 è stato introdotto un modello risk-based di valutazione del presidio dei diritti umani sul posto di lavoro finalizzato a segmentare le società Eni in base a parametri quantitativi e qualita- tivi che colgono le caratteristiche e i rischi specifici del Paese/conte- sto operativo e legati al processo di gestione delle risorse umane (tra cui il contrasto a ogni forma di discriminazione, la parità di genere, le condizioni di lavoro, la libertà di associazione e contrattazione collet- tiva). Questo approccio identifica le eventuali aree di rischio, o di mi- glioramento, per le quali definire delle azioni specifiche da monitorare nel tempo. Nel corso del 2023 è stata approfondita l’applicazione del modello nelle società controllate della Direzione Energy Evolution svolta nel 2022 ed è stato effettuato un follow-up nelle società del business upstream interessate dall’applicazione del modello nel 2021\. È stato inoltre divulgato a tutte le società di Eni un set di azioni standard di mitigazione derivante dall’applicazione di tale modello ri- sk-based di valutazione del presidio dei diritti umani sul posto di lavo- ro. Eni è impegnata nel prevenire possibili impatti negativi sui diritti umani di individui e comunità ospitanti derivanti dalla realizzazione di progetti industriali. A tal fine, nel 2018 Eni si è dotata di un modello risk-based, aggiornato nel 2021, che si avvale di elementi legati al con- testo di riferimento, quali ad esempio gli indici di rischio del data pro- vider Verisk Maplecroft, e alle caratteristiche progettuali al fine di clas- sificare i progetti di business delle attività upstream in base al potenziale rischio sui diritti umani e individuare le opportune misure di gestione. I progetti a rischio più elevato sono oggetto di specifico ap- profondimento mediante “Human Rights Impact Assessment” (HRIA) o “Human Rights Risk Analysis” (HRRA) per identificare le misure atte a prevenire gli impatti potenziali sui diritti umani e a gestire quelli esi- stenti. Nel corso del 2023 sono stati finalizzati gli approfondimenti HRIA, avviati nel 2022, in Kenya e in Congo 39 , focalizzati sullo sviluppo di filiere per la produzione di oli vegetali, cd. agrifeedstock, destinati alla produzione di biocarburanti. È stato inoltre condotto un asses- sment di follow-up per verificare l’implementazione del piano d’azione triennale relativo allo studio HRIA condotto in Messico nel 2019 ed è stato finalizzato il piano di azione riferito al Mozambico. Sono inoltre proseguite le attività di implementazione dei piani di azione in essere ed il relativo monitoraggio. I report dei principali studi HRIA ed i relativi piani di azione adottati, inclusi i report periodici sull’avanzamento dei piani, sono disponibili pubblicamente sul sito Eni 40 . In alcuni Paesi, quali l’Australia e l’Alaska, Eni opera in aree in cui sono presenti popo- lazioni indigene, nei confronti delle quali ha adottato delle politiche specifiche a tutela dei loro diritti, cultura e tradizioni e per promuovere (39) https://www.eni.com/it-IT/azioni/fonti-energetiche/bioenergie.html. (40) https://www.eni.com/it-IT/sostenibilita/persone-comunita/diritti-umani.html. (41) https://www.eni.com/assets/documents/Alaska_Indigenous__Peoples_Policy_Febbraio_2022.pdf. (42) L’analisi dei grievance presentati attraverso i grievance mechanism adottati nei Paesi menzionati non ha evidenziato criticità su tematiche riconducibili ai diritti umani. (43) Basato su vulnerabilità e probabilità correlate a specifiche condizioni quali, il livello di formazione e competenze necessarie, il livello di intensità del lavoro, il ricorso ad agenzie di manpower, i rischi di natura HSE. Sono state classificate come attività ad alto rischio sia attività industriali, come manutenzione, costruzione, assemblaggio, logistica, sia beni e servizi generali, come servizi di pulizia, catering, servizi di security e gestione degli immobili. la loro consultazione preventiva, libera e informata. La più recente di queste Policy, riferita alle popolazioni indigene in Alaska 41 interessate dalle attività di business svolte dalla società controllata Eni US Opera- ting nell’area, è stata adottata nel 2020 e rinnovata nel 2021. Nel corso dell’anno non sono stati accertati episodi di violazione dei diritti di tali popolazioni 42 . Il rispetto dei diritti umani nella catena di fornitura è per Eni un requisito imprescindibile, tutelato attraverso un processo di procurement che prevede l’adozione di un modello di valutazione de- dicato ai diritti umani, nonché di comportamenti trasparenti, imparzia- li, coerenti e non discriminatori nella selezione dei fornitori, nella valu- tazione delle offerte e nella verifica delle attività previste a contratto (si veda capitolo “Fornitori” pagg. 190-191). Per sancire e rafforzare l’im- pegno sui valori fondamentali e in particolare sul rispetto dei diritti umani, le imprese che collaborano con Eni sono chiamate a sottoscri- vere il “Codice di Condotta Fornitori”, un patto che guida e caratterizza i rapporti con i fornitori in tutte le fasi del processo di procurement (dalla candidatura alla qualifica, ai procedimenti di acquisto fino alla fase di esecuzione) sui principi di responsabilità sociale, tra cui i diritti umani. La valutazione e il presidio sul rispetto dei diritti umani trovano applicazione nei processi di procurement attraverso un modello ri- sk-based che consente di analizzare e classificare i fornitori secondo un livello di potenziale rischio basato sul contesto Paese e sulle attivi- tà 43 svolte. Al fine di rafforzare il presidio sul tema, ed in particolare sui rischi legati al lavoro forzato/obbligato e al diritto alla libertà di asso- ciazione e contrattazione collettiva, nel 2023 l’applicazione del model- lo risk-based è stata estesa ad ulteriori 6 società estere, per un totale di 30, e ha consentito l’individuazione di Nigeria, Iraq e Libia come Paesi con il maggior numero di fornitori a rischio. Oltre alle attività di due diligence, valutazione di gara, feedback d’esecuzione e aggiorna- menti con questionari dedicati, il modello risk-based prevede lo svolgi- mento sui fornitori di verifiche atte a monitorare, in coerenza con gli standard internazionali SA8000, il presidio dei diritti umani: nel 2023 sono state effettuate 450 verifiche approfondite, documentali ed in campo, su fornitori diretti ed indiretti, con un incremento del 30% ri- spetto alle verifiche condotte nel 2022, che hanno portato nel 29% dei casi all’assegnazione di piani di miglioramento alle società coinvolte. Per promuovere la conoscenza dei presidi sui diritti umani sono stati inoltre organizzati dei programmi di formazione da remoto e work- shop dedicati ai colleghi che si occupano della gestione dei fornitori delle società estere ed è stato reso disponibile l’accesso gratuito ai colleghi che si occupano di acquisti delle società estere ed ai loro for- nitori al corso “IPIECA: Online Labour Rights training”. Ulteriori misure volte a contrastare le forme di moderna schiavitù e la tratta di esseri umani ed impedire lo sfruttamento di minerali associati a violazioni dei diritti umani nella catena di fornitura sono approfondite, rispettiva- 187ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE mente, nel “Slavery and Human Trafficking Statement” 44 e nella Posi- zione sui “Conflict minerals” 45 . Quest’ultima descrive le politiche ed i sistemi per l’approvvigionamento di “conflict minerals” (tantalio, sta- gno, tungsteno e oro) da parte di Eni, aventi l’obiettivo di minimizzare il rischio che l’approvvigionamento di tali minerali possa contribuire a finanziare, direttamente o indirettamente, violazioni dei diritti umani nei Paesi interessati. Eni gestisce le proprie operazioni di security nel rispetto dei principi internazionali previsti anche dai Voluntary Princi- ples on Security & Human Rights promossi dalla Voluntary Principles Initiative (VPI), l’iniziativa multistakeholder che riunisce le principali energy companies nella tutela e promozione degli Human Rights. Eni, “Full Member” della Voluntary Principles Initiative (VPI) dal 2022, ha svolto nel 2023 una serie di azioni volte a confermare il proprio impe- gno e ad incrementare il livello di sensibilità e consapevolezza verso i diritti umani. A tal proposito, lo strumento del Conflict Analysis Tool, proposto ed elaborato dalla VPI nel 2022 con l’obiettivo di analizzare le cause dei conflitti di una determinata area/Paese, ha trovato appli- cazione nel 2023 in Mozambico attraverso lo svolgimento di interviste a livello locale per analizzate le cause del conflitto nel Paese, nonché l’elaborazione di un piano d’azione che contiene le relative azioni di mitigazione. Da ultimo, in linea con i principi del “responsible con- tracting” suggeriti dalle best practices e linee guida internazionali in materia di Business & Human Rights, Eni ha predisposto una serie di clausole standard in materia di compliance sui diritti umani da inserire sulla base di un approccio risk-based nelle principali fattispecie con- trattuali di Eni e fornisce supporto al business per la definizione e ne- goziazione delle stesse. Tali clausole, che possono essere integrate ed adattate alla casistica in esame, sono suddivise per tipologia di controparte e casistica contrattuale: (i) light (riferita principalmente agli accordi preliminari e con controparti pubbliche); (ii) medium (rife- rita ai contratti di comodato, ai contratti di consulenza ed ai contratti di fornitura attivi); (iii) elaborate (riferita ai contratti di fornitura passivi od operazioni complesse quali M&A). Metriche e commenti alle performance A seguito della conclusione nel 2022 della campagna di formazione per dirigenti e quadri (Italia ed estero) sui diritti umani, nel 2023 sono stati resi disponibili a tutti i dipendenti i tre corsi specifici (“Security and Human Rights”, “Human Rights and relations with Communities” (44) In conformità alla normativa inglese Modern Slavery Act 2015 e, a partire da quest’anno, alla normativa australiana Commonwealth Modern Slavery Act 2018. (45) In adempimento alla normativa della US SEC. (46) Il fascicolo di segnalazione è un documento di sintesi degli accertamenti condotti sulla segnalazione (che può contenere una o più asserzioni circostanziate e verificabili) nel quale è riportata la sintesi dell’istruttoria eseguita sui fatti oggetto della segnalazione, l’esito degli accertamenti svolti e gli eventuali piani d’azione individuati. In particolare, Eni, sin dal 2006, si è dotata di una normativa (aggiornata da ultimo nel marzo 2024) che disciplina il processo di ricezione, analisi e trattamento delle segnalazioni (cd. whistleblowing) ricevute da Eni SpA e dalle società Controllate aventi ad oggetto presunti comportamenti ¬riferibili a Persone di Eni ovvero a tutti coloro che operano o hanno operato in Italia e all’estero in nome o per conto o nell’interesse di Eni – che si sono verificati o che molto verosimilmente potrebbero verificarsi – in violazione di leggi e regolamenti, provvedimenti delle Autorità, Codice Etico, Modello 231 o Modelli di Compliance per le controllate estere e normative interne (quali, MSG Anticorruzione, etc). La normativa (pubblicata sul sito internet della Società) definisce le modalità operative di gestione delle segnalazioni e le attività di reporting al Collegio Sindacale (che, in qualità di Audit Committee ai fini della normativa SOA esamina tutti i fascicoli di segnalazioni), all’Organismo di Vigilanza e, per le segnalazioni di competenza di ciascuna Società Controllata, ai rispettivi Organi di Controllo, ove presenti. e “Human rights in the Supply Chain”), insieme agli altri percorsi già offerti sulle tematiche di sostenibilità e diritti umani. Nel 2023 sono proseguite le attività di sensibilizzazione e formazione sul contrasto alla violenza e alle molestie sul lavoro, estese anche alle realtà ope- rative (stabilimenti e Distretti). Nel corso del 2023, la percentuale del personale della famiglia pro- fessionale Security formato in tema di diritti umani si è attestata al 90%; tale percentuale riflette il ricambio quali/quantitativo delle risorse in ingresso ed in uscita dalla famiglia professionale anno su anno. Inoltre, Eni dal 2009 conduce un programma di formazione a forze di sicurezza pubbliche e private presso le controllate, rico- nosciuto come best practice nella pubblicazione congiunta Global Compact e Principles for Responsible Investment (PRI) delle Na- zioni Unite del 2013. A tal proposito, dal 13 al 15 novembre 2023 a Basra, Iraq, si è tenuto il Workshop Security & Human Rights, condotto da una società indipendente di consulenza, specializzata nel security management e tutela dei Diritti Umani in ambito inter- nazionale, con più di 300 partecipanti, (170 appartenenti alle forze armate ed alle forze di sicurezza), tra cui l’Ambasciatore Italiano in Iraq, parlamentari dello stato federale iracheno, il Governatore della regione, tutti i vertici militari del sud dell’Iraq e del Ministero dell’In- terno, e di ulteriori personalità di organismi locali ed internazionali. Tale Workshop ha rappresentato la 22ma edizione dell’iniziativa di formazione che finora ha coinvolto 15 Paesi. Per quanto concerne le segnalazioni, nel 2023 è stata completata l’istruttoria su 80 fa- scicoli 46 , di cui 46 includevano tematiche afferenti ai diritti umani, principalmente relative a potenziali impatti sui diritti dei lavoratori e sulla salute e sicurezza occupazionale. Tra queste sono state veri- ficate 62 asserzioni, per 8 delle quali sono stati confermati, almeno in parte, i fatti segnalati ed intraprese azioni correttive per mitigarne e/o minimizzarne gli impatti. In particolare, sono state intraprese: (i) azioni sul Sistema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi, re- lative all’implementazione e al rafforzamento dei controlli in esse- re; (ii) azioni di sensibilizzazione sulle tematiche del Codice Etico e della “Zero Tolerance” Policy e (iii) azioni verso dipendenti, con provvedimenti disciplinari, secondo il contratto collettivo di lavoro e le altre norme nazionali applicabili. A fine anno risultano ancora aperti 13 fascicoli, in 9 dei quali sono richiamate tematiche relati- ve ai diritti umani, riguardanti principalmente potenziali impatti sui diritti dei lavoratori. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023188 ENI PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE 2023 2022 2021 Ore dedicate a formazione sui diritti umani (a) (numero) 1.182 14.245 22.983 In classe 0 152 0 A distanza 1.182 14.093 22.983 Dipendenti che hanno ricevuto formazione sui diritti umani (b) (%) 77 89 94 Forze di Sicurezza che hanno ricevuto formazione sui diritti umani (c) (numero) 170 409 88 Personale di security (famiglia professionale) che ha ricevuto formazione sui diritti umani (d) (%) 90 93 90 Contratti di security contenenti clausole sui diritti umani 100 97 98 Fascicoli di segnalazioni (asserzioni) (e) afferenti al rispetto dei diritti umani - chiusi nell’anno: (numero) 46 (62) 45 (62) 30 (40) Asserzioni fondate 8 12 2 Asserzioni parzialmente fondate 0 0 3 Asserzioni non fondate con adozione di azioni di miglioramento 0 0 7 Asserzioni non fondate/ non accertabili (f) /not applicable (g) 54 50 28 Inerenti episodi di discriminazione (h) 6 3 (a) I dati riportati in tabella considerano le ore di formazione consuntivate dai dipendenti. (b) Tale percentuale è calcolata come rapporto tra il numero di dipendenti iscritti che hanno completato un corso di formazione sul numero totale dei dipendenti iscritti. (c) Le variazioni nei numeri del personale delle forze di sicurezza formato sui diritti umani, in alcuni casi anche significative tra un anno e l’altro, sono legate alle diverse caratteristiche dei progetti formativi ed alle contingenze ope- rative. Nelle Forze di Sicurezza è incluso sia il personale della vigilanza privata che opera contrattualmente per Eni, sia il personale delle Forze di Sicurezza pubbliche, siano esse militari o civili, che svolgono, anche indirettamente, attività e/o operazioni di security a tutela delle persone e degli asset di Eni. (d) Si tratta di un valore percentuale cumulato. (e) A partire dal 1° ottobre 2021 è stata definita una diversa classificazione degli esiti dei Fascicoli che passano da 4 (“Fondato”, “Non Fondato con Azioni”, “Non Fondato” e “Not Applicable”) a 5 categorie (“Fondato”, “Parzialmente Fondato”, “Non Fondato”, “Non Accertabile” e “Not Applicable”). (f) Asserzioni che non contengono elementi circostanziati, precisi e/o sufficientemente dettagliati e/o, per le quali sulla base degli strumenti di indagine a disposizione, non è possibile confermare o escludere la fondatezza dei fatti in esse segnalati. (g) Asserzioni in cui i fatti segnalati coincidono con l’oggetto di pre-contenziosi, contenziosi e indagini in corso da parte di pubbliche autorità (ad esempio, autorità giudiziarie, ordinarie e speciali, organi amministrativi ed authority indipendenti investiti di funzioni di vigilanza e controllo). La valutazione è effettuata previo parere da parte della funzione affari legali o delle altre funzioni competenti. (h) Degli asseriti episodi di discriminazione, 1 asserzione presenta elementi a conferma di quanto segnalato. 189ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE FORNITORI La strategia di Procurement Sostenibile di Eni, si basa sulla condivisio- ne di valori, impegni ed obiettivi con la propria supply chain e si declina su tre pilastri: approccio sistemico e inclusivo, pervasività ESG nel pro- cesso di procurement, sviluppo e valorizzazione di best practice. L’ap- proccio sistemico e inclusivo punta a coinvolgere ogni livello della ca- tena di fornitura in un percorso di miglioramento e sviluppo sostenibile, condividendo obiettivi comuni e adottando un modello diversificato in funzione della maturità ESG delle imprese. Eni, infatti, mette a disposi- zione degli strumenti specifici per lo sviluppo sostenibile delle piccole e medie imprese e chiede ai grandi player di assumere un ruolo guida nel processo di trasformazione a supporto delle filiere. Per favorire la convergenza verso modelli sostenibili lungo l’intera catena del valore, Eni, inoltre, promuove iniziative multi-stakeholder come ad esempio Open-es, avviata da Eni con Boston Consulting Group e Google Cloud nel 2021\. Questa iniziativa di sistema unisce il mondo industriale, finan- ziario e associativo per supportare le imprese nel percorso di misura- zione e crescita sulle dimensioni ESG con l’obiettivo di creare valore e benefici per l’intero tessuto imprenditoriale. Grazie all’approccio aperto ed inclusivo hanno aderito a Open-es oltre 20 partner tra cui grandi re- altà industriali, istituti finanziari e associazioni, e si sono registrate oltre 15.000 imprese, di cui circa 6.000 appartenenti alla filiera Eni (italiana ed estera). La pervasività ESG nel processo di procurement è rappre- sentata dall’integrazione dei principi di tutela ambientale, crescita so- ciale e sviluppo economico in ogni sua fase. Con questo approccio, Eni si è dotata del “Sustainable Supply Chain Framework”, un meccanismo di governance che unisce obiettivi aziendali, requisiti legislativi, target e piani d’azione specifici che vanno ad incidere sul processo di pro- curement e più in generale sulla supply chain. Tale framework si con- cretizza in un presidio trasversale alle varie dimensioni di sostenibilità e con focus su tematiche ESG prioritarie periodicamente individuate sulla base del piano strategico aziendale e dell’evoluzione del quadro normativo. In particolare, il presidio trasversale prevede: (i) sottoscri- zione da parte dei fornitori del Codice di Condotta Fornitori come im- pegno reciproco nel riconoscere e tutelare il valore di tutte le persone, impegnarsi a contrastare i cambiamenti climatici e i loro effetti, operare con integrità, tutelare le risorse aziendali, promuovendo l’adozione di tali principi presso le proprie persone e la propria catena di fornitura; (ii) periodici aggiornamenti di qualifica e due diligence per verificarne il po- sizionamento ESG, l’affidabilità etico-reputazionale, economico-finan- ziaria, tecnico-operativa e l’applicazione dei presidi in materia di salute, sicurezza, ambiente, governance, cyber security e tutela dei diritti uma- ni e minimizzare i rischi lungo la catena di fornitura; (iii) raccolta e moni- toraggio di dati e informazioni ESG attraverso la piattaforma Open-es; (iv) logiche di assegnazione dei contratti sulla base anche delle carat- (47) Nei procedimenti sono presenti meccanismi premianti correlati sia ad aspetti ambientali (come l’efficienza energetica o l’utilizzo di fonti rinnovabili) che ad aspetti sociali (come la parità di genere o il mantenimento dei livelli occupazionali). (48) Per ciascun tema ESG prioritario sono stati individuati cluster di fornitori rilevanti in considerazione del rischio elevato associato agli ambiti merceologici in cui operano per Eni. teristiche ESG 47 rilevanti per l’oggetto contrattuale; (v) monitoraggio periodico del rispetto degli impegni assunti e del comportamento del fornitore attraverso la gestione di feedback di performance; (vi) imple- mentazione di azioni di miglioramento sul fornitore, qualora emergano criticità in qualsiasi fase della relazione, e limitazione/inibizione alla partecipazione a gare, qualora non risultino soddisfatti dal fornitore gli standard minimi di accettabilità previsti. In aggiunta al presidio trasver- sale, nel 2023 in relazione ad alcune dimensioni ESG prioritarie per Eni SpA (come cambiamento climatico, governance di filiera, diritti umani, dignità e uguaglianza, cybersecurity e safety) sono state svolte verifi- che e approfondimenti sugli ESG Relevant Player 48 e sono stati intro- dotti specifici criteri minimi per la valutazione delle offerte, oltre a clau- sole standard dedicate nei contratti. Lo sviluppo e la valorizzazione di best practice consistono nel supportare i fornitori nell’adempimento delle diverse richieste in ambito ESG, fornendo strumenti a supporto del loro percorso di sviluppo sostenibile e più in generale della compe- titività del loro business; tali iniziative consistono in strumenti di: (i) Mi- surazione e miglioramento. Grazie alla piattaforma Open-es, attraverso un percorso basato su metriche standard e allineate all’evoluzione del contesto normativo, è possibile per le imprese misurare il proprio grado di maturità ESG, confrontarsi con benchmark di settore, accedere a pia- ni di sviluppo personalizzati e a soluzioni offerte da selezionate realtà specializzate in ambito ESG. Periodicamente sono realizzati degli even- ti gratuiti per accrescere le conoscenze di sostenibilità delle imprese partecipanti oltre a programmi formativi come il campus dedicato alle PMI avviato nel 2023, in collaborazione con KPMG, focalizzato sulla gestione della sostenibilità aziendale; (ii) Supporto finanziario. Eni pro- muove e accompagna la propria filiera con il programma “Basket Bond \- Energia Sostenibile”, e attraverso l’iniziativa “Sustainable Supply Chain Finance”, avviata nel 2023, che consente ai propri fornitori di richiedere il pagamento anticipato delle fatture senza impatti sulle linee di credito, per incentivare il miglioramento del profilo ESG dell’impresa grazie alla sinergia con la piattaforma Open-es. Eni inoltre offre ai propri fornitori prodotti e servizi a condizioni favorevoli, come ad esempio soluzioni per l’efficienza energetica e l’utilizzo del biocarburante HVOlution nei trasporti; (iii) Valorizzazione. Eni riconosce le eccellenze con l’HSE & Sustainability Supply Chain Award, un’occasione per condividere con i propri fornitori best practices in ambito ESG e premiare le imprese che si sono distinte per le loro performance e per progetti innovativi. Inoltre, nel corso del 2023, Eni ha avviato il programma di supplier diversity “Inclusion Development Partnership” con la finalità di creare un parco fornitori più inclusivo e diversificato ed aumentare la partecipazione ai procedimenti di acquisto delle imprese di proprietà di individui prove- nienti da gruppi sottorappresentati. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023190 ENI Metriche e commenti alle performance Nel corso del 2023, 6.471 fornitori 49 sono stati oggetto di verifica e valutazione con riferimento a tematiche di sostenibilità ambien- tale e sociale (tra cui salute, sicurezza, ambiente, diritti umani, anticorruzione, compliance). I valori del 2023 sono riconducibili ad una complessiva riduzione del numero dei fornitori movimen- tati rispetto al 2022. L’8% dei fornitori oggetto di verifica (pari a 499) sono interessati da potenziali criticità soggette ad azioni di miglioramento e per 40 di questi (lo 0,6% dei fornitori oggetto di verifica), sono stati interrotti i rapporti per valutazione negativa in fase di qualifica oppure per provvedimento di sospensione o revoca della qualifica. PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE 2023 2022 2021 Fornitori oggetto di assessment con riferimento ad aspetti nell’ambito della responsabilità sociale (numero) 6.471 6.622 6.318 di cui: fornitori con criticità/aree di miglioramento 499 659 487 di cui: fornitori con cui Eni ha interrotto i rapporti 40 (a) 54 34 Nuovi fornitori valutati secondo criteri sociali (b) (%) 100 100 100 (a) Nel 2023 non si segnalano interruzioni di rapporti con fornitori per violazioni legate alla corruzione. (b) La valutazione viene svolta sulla base di informazioni disponibili da fonti aperte e/o dichiarate dal fornitore e/o indicatori di performance e/o da audit in campo, attraverso almeno uno dei seguenti processi: Due Diligence repu- tazionale, processo di qualifica, feedback di valutazione delle performance sulle aree HSE o compliance, processo di retroazione, assessment su tematiche di diritti umani (ispirato allo standard SA8000 o certificazione similare). TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE (49) Include anche tutti i nuovi fornitori. (50) L’ultima versione della MSG Anti-Corruzione (che aggiorna e sostituisce la precedente versione del 2014) è stata: (i) illustrata e sottoposta a parere preventivo del Comitato Controllo e Rischi di Eni SpA e per informativa al Collegio Sindacale e all’Organismo di Vigilanza di Eni SpA; (ii) approvata dal Consiglio di Amministrazione di Eni SpA in data 24 giugno 2021. La MSG Anti-Corruzione è stata pubblicata in data 19 luglio 2021 ed è disponibile sul sito www.eni.com. (51) In alternativa, con delibera dell’organo equivalente a seconda della governance della società controllata. (52) Anti-bribery, Antitrust, Privacy, Consumer Protection Regulations, Sanzioni Economiche e Finanziarie, Parti Correlate, Abuso delle Informazioni di Mercato (Emittenti), Condotte di merca- to e regolamentazioni finanziarie, Sistema di Controllo Interno sulla Informativa Finanziaria, Fiscale, Salute, Sicurezza, Ambiente, Antimafia, Anti-Money Laundering per attività non finanziarie. I 10 principi di UN Global Compact, tra cui il ripudio della corruzione, sono riflessi nel Codice Etico di Eni, condiviso con tutti i dipendenti in fase di assunzione, e nel Modello 231 di Eni SpA. Dal 2009, Eni ha progettato e sviluppato il Compliance Program Anti-Corruzione, nel rispetto delle vigenti disposizioni applicabili, delle convenzioni inter- nazionali e tenendo conto di guidance e best practice, oltre che delle policy adottate da primarie organizzazioni internazionali. Si tratta di un sistema organico di regole e controlli e presidi organizzativi volti alla prevenzione dei reati di corruzione e strumentali anche alla pre- venzione del fenomeno del riciclaggio nel contesto delle attività non finanziarie di Eni SpA e delle sue società controllate. A livello normati- vo il Compliance Program Anti-Corruzione è rappresentato dalla MSG Anti-Corruzione 50 e da strumenti normativi di dettaglio per la disci- plina delle specifiche attività a rischio e degli strumenti di controllo che Eni mette a disposizione delle sue persone per prevenire e con- trastare il rischio di corruzione e di riciclaggio. Le società controllate, in Italia e all’estero, devono adottare, con delibera del proprio CdA 51 , gli strumenti normativi anti-corruzione emessi da Eni, mentre le so- cietà in cui è detenuta una partecipazione non di controllo sono inco- raggiate a rispettare gli standard definiti nella normativa interna sul tema, adottando e mantenendo un sistema di controllo interno in co- erenza con i requisiti di legge. Il Compliance Program Anti-Corruzione di Eni è in continuo aggiornamento, anche in ottica di miglioramento continuo. In tale contesto Eni SpA, a gennaio 2017 è stata la prima società italiana ad aver ricevuto la Certificazione ISO 37001:2016 “Anti-bribery Management Systems” e, a gennaio 2024, è stata tra le prime realtà italiane a ottenere la certificazione ISO 37301:2021 del proprio Sistema di Gestione della Compliance 52 . Per il manteni- mento di tali certificazioni Eni SpA è soggetta a sorveglianza periodi- ca annuale e al riesame completo dei propri Sistemi di Compliance con periodicità triennale. Per garantire l’effettività del Compliance Program Anti-Corruzione, Eni supporta le sue società controllate in Italia e all’estero, fornendo assistenza specialistica tra l’altro nell’atti- vità relativa alla valutazione di affidabilità delle potenziali controparti a rischio (cd. “due diligence”), nella gestione delle eventuali criticità/ red flag emerse e nella definizione di misure di mitigazione, inclusa la formulazione di presidi contrattuali di compliance. In particolare, ven- gono proposte, nell’ambito dei contratti con le controparti, specifiche clausole di Business Integrity (condotta etica, responsabilità ammini- strativa di impresa, anti-corruzione e anti-riciclaggio) che prevedono anche l’impegno a prendere visione e rispettare i principi contenuti nel Codice Etico, nel Modello 231 e nella MSG Anti-Corruzione di Eni. Nel processo di qualifica dei potenziali fornitori (si veda sezione Fornitori) ne viene valutato il profilo etico-reputazionale nonché, per i casi a maggior rischio corruzione, l’adozione da parte degli stessi di un Compliance Program Anti-Corruzione. È prevista in ogni caso la definizione nei relativi contratti di clausole di Business Integrity che includono rimedi contrattuali in caso di violazione degli obblighi di compliance anti-corruzione e, nei casi a maggior rischio, diritti di audit da parte di Eni. Inoltre, anche il subcontractor è sottoposto a controlli preventivi per verificarne l’affidabilità sotto il profilo etico-re- putazionale e deve operare esclusivamente sulla base di un contratto scritto, che contenga impegni relativi alla compliance equivalenti a quelli previsti per il fornitore principale. 191ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Eni ha, inoltre, definito e attuato uno strutturato processo di Com- pliance risk assessment e monitoring volto rispettivamente a: (i) identificare, valutare e tracciare i rischi di corruzione nell’ambito delle proprie attività di business e ad orientare la definizione e l’aggior- namento dei presidi di controllo previsti negli strumenti normativi anti-corruzione; (ii) analizzare periodicamente l’andamento dei rischi di corruzione identificati, attraverso lo svolgimento di specifici con- trolli e l’analisi di indicatori di rischio volti ad assicurare l’aderenza ai requisiti normativi e l’efficacia dei modelli posti a loro presidio. Tra le attività a rischio individuate da Eni attraverso il Compliance risk as- sessment, in ragione del proprio contesto operativo e organizzativo di riferimento, rientrano a titolo esemplificativo: (i) contratti con terze parti a rischio corruzione e riciclaggio (quali, a titolo esemplificativo, business associate, intermediari, partner di joint venture, broker, con- troparti nelle operazioni di gestione di beni immobili, operatori della rete commerciale, fornitori, acquirenti/cessionari di crediti ecc.); (ii) operazioni di compravendita di partecipazioni societarie, aziende e rami d’azienda, diritti e titoli minerari ecc. e contratti di joint venture; (iii) iniziative non profit, progetti sociali e sponsorizzazioni; (iv) vendi- ta di beni e servizi (quali a titolo esemplificativo, contratti con clienti del processo commerciale), operazioni di trading e/o shipping; (v) selezione, assunzione e gestione delle risorse umane; (vi) omaggi e ospitalità; (vii) rapporti con Soggetti Rilevanti. Annualmente ven- gono pianificate attività di Compliance risk assessment e interventi di Compliance Monitoring anti-corruzione secondo un approccio ri- sk-based. Nel 2023 i primi hanno riguardato l’ambito anti-corruzione nel suo complesso e le attività a rischio “Vendita di beni e servizi”, estendendo alcune delle valutazioni effettuate a determinate casisti- che di acquisti di beni da parte di Eni, “Iniziative non profit, progetti sociali e sponsorizzazioni” nonché la rivalutazione della metodolo- gia di identificazione dei fornitori a maggior rischio corruzione e ri- ciclaggio. I secondi si sono focalizzati sulle attività a rischio “Joint Venture”, “Iniziative non profit”, “Sponsorizzazioni”, “Clienti e vendite”. Gli esiti di entrambe le attività hanno confermato il livello di rischio atteso, l’adeguatezza delle misure di mitigazione poste in essere e l’efficacia del modello di compliance adottato. Eni realizza altresì un programma di formazione anti-corruzione ri- volto a tutti i propri dipendenti, sia attraverso e-learning sia con eventi in aula articolati in workshop generali e job specific training. Al fine di individuare correttamente il personale da formare, la popolazione di Eni è stata segmentata in funzione del rischio corruzione associato ad alcuni parametri come ad esempio il Paese, la qualifica e la fa- miglia professionale. Inoltre, per definire l’opportuna periodicità dei programmi formativi, è stata definita una metodologia di risk asses- (53) Per i fornitori che risultano non aver completato il corso anti-corruzione è stata prevista una limitazione all’assegnazione di nuovi contratti da parte di Eni. (54) Si tratta di brevi pillole informative tratte da fonti liberamente accessibili in merito a tematiche di integrity e, più in generale, di compliance (ivi inclusi eventuali temi anti-corruzione) che possano essere di interesse di Eni in relazione ai temi trattati o ambiti territoriali cui si riferiscono. sment basata su elementi specifici delle singole società controllate di Eni. Nel 2023, è proseguita l’erogazione del corso online “Codice Etico, Anti-Corruzione e Responsabilità Amministrativa d’Impresa” rivolto a tutta Eni, in Italia e all’estero, ed è stata avviata l’erogazione del nuovo e-learning sul Compliance Program Anti-Corruzione per il personale a medio e alto rischio. Si segnala che nel 2023 sono stati svolti in- terventi in materia anti-corruzione anche nell’ambito: (i) del percorso formativo dedicato ai Managing Director delle società Eni in Italia e all’estero e ai manager della direzione generale Natural Resources con prospettive di assumere posizioni di management internazionale, anche attraverso lo svolgimento di role playing e discussione di casi complessi; (ii) dei webinar rivolti ai gestori dei contratti con fornitori ad alto rischio ed alle unità approvvigionanti del procurement Eni; (iii) del seminario “Gestione delle relazioni con le Autorità”, rivolto agli HSE manager in Italia e agli altri ruoli a supporto, che si interfacciano con le pubbliche autorità, con specifico riferimento agli adempimenti an- ti-corruzione in materia di rapporti con Soggetti Rilevanti. Nel corso del 2023 Eni: (i) ha proseguito l’attività di formazione anti-corruzione dedicata alle proprie terze parti attraverso la registrazione ed eroga- zione di un webinar anti-corruzione rivolto ai fornitori ad alto rischio con contratti in corso con Eni 53 ; (ii) ha continuato l’attività di informa- zione e aggiornamento periodico sui temi anti-corruzione attraverso l’elaborazione dei contenuti delle “Compliance flash” 54 inviate periodi- camente al top management della Società. Infine, è stato introdotto un programma di formazione agile sui temi anti-corruzione articolato in: (i) compliance tips, brevi video con esempi di comportamenti da adottare in situazioni scomode; (ii) un gameplay in cui viene simu- lata una giornata lavorativa nella quale fronteggiare sedici dilemmi nelle attività a rischio. Le attività rilevanti nell’ambito del Compliance Program Anti-Corruzione e la pianificazione di tali attività per i perio- di successivi sono oggetto di una relazione annuale che costituisce parte integrante della Relazione di Compliance Integrata verso il ma- nagement e gli organi di controllo di Eni SpA. Nel corso del 2023 è stato portato all’attenzione del Consiglio, durante lo svolgimento del board induction, il Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Ri- schi (SCIGR) che comprende l’insieme di strumenti, strutture orga- nizzative, norme e regole aziendali volte a consentire una conduzione dell’impresa di Eni sana, corretta e coerente con gli obiettivi azien- dali. L’esperienza di Eni matura anche attraverso la partecipazione a convegni, eventi e gruppi di lavoro internazionali quali il Partnering Against Corruption Initiative (PACI) del World Economic Forum, l’O&G ABC Compliance Attorney Group (gruppo di discussione sulle tema- tiche anticorruzione nel settore dell’Oil & Gas). Eni ha partecipato at- tivamente alle attività del gruppo di lavoro dell’International Chamber RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023192 ENI of Commerce (ICC) per l’aggiornamento delle ICC Rules on Comba- ting Corruption, pubblicate a dicembre 2023. Nell’ambito del piano di audit approvato annualmente dal CdA, Eni svolge specifiche verifiche sul rispetto delle previsioni del Compliance Program attraverso inter- venti dedicati e analisi su processi e società, individuati sulla base della rischiosità del Paese in cui operano e della relativa materialità, nonché su terze parti considerate a maggior rischio, ove previsto con- trattualmente. Eni, inoltre, sin dal 2006, si è dotata di una normativa interna, aggiornata nel corso del tempo e da ultimo nel marzo 2024, allineata alle best practice nazionali e internazionali nonché alla Diret- tiva (UE) 2019/1937 che disciplina il processo di ricezione, analisi e trattamento delle segnalazioni (cd. di whistleblowing) ricevute da Eni SpA e dalle società controllate. Tale normativa consente a dipendenti e terzi di segnalare presunti comportamenti, riferibili a Persone di Eni ovvero a tutti coloro che operano o hanno operato in Italia e all’estero in nome o per conto o nell’interesse di Eni, che si sono verificati o che potrebbero verificarsi, in violazione di leggi e regolamenti, prov- vedimenti delle Autorità, Codice Etico, Modelli 231 o Modelli di Com- pliance per le società controllate estere e normative interne (quali ad esempio la MSG Anticorruzione). Al riguardo sono stati istituiti canali informativi dedicati e disponibili sul sito eni.com, tra cui un’apposita piattaforma, che i Segnalanti sono invitati ad utilizzare in via prefe- renziale, in quanto idonea a garantire con modalità informatiche la riservatezza dei dati ricevuti. La strategia fiscale di Eni, approvata dal CdA e disponibile sul sito internet della Società 55 , si fonda sui principi di trasparenza, onestà, correttezza e buona fede previsti dal proprio Codice Etico e dalle “Li- nee Guida OCSE per le Imprese Multinazionali” 56 ed ha come primo obiettivo l’assolvimento puntuale e corretto delle obbligazioni di im- posta nei diversi Paesi di attività nella consapevolezza di contribuire in modo significativo al gettito fiscale degli Stati, sostenendo lo svi- luppo economico e sociale locale. Eni ha disegnato e implementato un Tax Control Framework di cui è responsabile il CFO di Eni, strut- turato in un processo aziendale a tre fasi: (i) valutazione del rischio fiscale (Risk Assessment); (ii) individuazione e istituzione dei control- li a presidio dei rischi; (iii) verifica di efficacia dei controlli e relativi flussi informativi (Reporting). Nell’ambito delle attività di gestione del rischio fiscale e di contenzioso, Eni adotta la preventiva interlocuzio- ne con le Autorità fiscali e il mantenimento di rapporti improntati alla trasparenza, al dialogo ed alla collaborazione partecipando, laddove opportuno, a progetti di cooperazione rafforzata (Co-operative Com- pliance) quali il regime di adempimento collaborativo in Italia. A testi- monianza dell’impegno verso una migliore governance e trasparenza del settore estrattivo, fondamentale per favorire un uso responsabile (55) Si veda: https://www.eni.com/assets/documents/Tax-strategy_ITA.pdf. (56) Si veda: https://www.oecd.org/daf/inv/mne/MNEguidelinesITALIANO.pdf. (57) Per maggiori dettagli si veda l’ultimo Country by Country Report: https://www.eni.com/content/dam/enicom/documents/eng/reports/2022/Country-by-Country-2022-ENG.pdf. (58) EITI ha individuato Eni e Shell come aziende pioniere tra le major Oil & Gas nella reportistica country by country (per maggiori informazioni si veda: https://eiti.org/news/extracti- ves-companies-champion-tax-transparency). delle risorse e prevenire fenomeni corruttivi, Eni aderisce all’Extracti- ve Industries Transparency Initiative (EITI) dal 2005. In tale contesto, nel 2023 Eni è stata nominata Alternate Member del Board di EITI, il principale organo decisionale dell’iniziativa. Il Board decide le priorità per l’organizzazione e valuta i progressi dei Paesi nel soddisfare lo standard EITI. L’iniziativa EITI prevede il rispetto di precise aspetta- tive (expectation) da parte delle società aderenti all’iniziativa che, a partire dal 2021, sono diventate anche un framework di valutazione di tali società, per identificare buone pratiche e opportunità di miglio- ramento. Nel 2023, la valutazione svolta da EITI ha evidenziato come Eni soddisfi interamente 7 aspettative e, parzialmente, ulteriori 2 su un totale di 9. A livello locale, inoltre, Eni partecipa attivamente alle iniziative promosse da EITI, sia direttamente attraverso i Multi Sta- keholder Group istituiti nei Paesi aderenti a EITI, sia indirettamente mediante associazioni di categoria. In conformità alla Legge italiana n. 208/2015, Eni redige il “Country-by-Country Report” previsto dal- la Action 13 del progetto “Base erosion and profit shifting \- BEPS”, promosso dall’OCSE con la sponsorship del G-20, il cui obiettivo è fare dichiarare i profitti delle aziende multinazionali nelle giurisdizioni dove le attività economiche che li generano sono svolte, in misura proporzionale al valore generato. Nell’ottica di favorire la trasparenza fiscale a beneficio di tutti gli stakeholder interessati, tale report è og- getto di pubblicazione volontaria da parte di Eni, pur non essendoci obblighi normativi al riguardo 57 . La pubblicazione di questo report è stata riconosciuta come best practice dalla stessa EITI 58 . Sempre in linea con il supporto ad EITI, Eni ha pubblicato una posizione sulla trasparenza contrattuale in cui incoraggia i Governi a conformarsi al nuovo standard sulla pubblicazione dei contratti ed esprime il proprio sostegno ai meccanismi e alle iniziative che saranno avviate dai Pae- si per promuovere la trasparenza in questo ambito. Infine, anticipan- do di due anni gli obblighi di rendicontazione in materia di trasparenza dei pagamenti agli stati nell’esercizio dell’attività estrattiva introdotti dalla Direttiva Europea 2013/34 UE (Accounting Directive), Eni aveva iniziato nel 2015 a fornire disclosure su base volontaria di una serie di dati di sintesi dei flussi finanziari pagati agli Stati nei quali conduce attività di ricerca e produzione di idrocarburi. Metriche e commenti alle performance Nel corso del 2023 sono stati svolti 30 interventi di audit, in 16 Pa- esi, nell’ambito dei quali sono state eseguite verifiche anticorruzio- ne applicabili sul rispetto delle previsioni del Compliance Program Anti-Corruzione e 13 interventi di vigilanza sui Modelli 231/di Com- pliance delle società controllate italiane/estere. Come nel 2022, an- 193ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE che quest’anno i casi di corruzione accertati 59 relativi ad Eni SpA sono pari a 0 e, conseguentemente, non vi sono stati licenziamenti legati a questa casistica. Per i procedimenti in corso e per il totale dei casi significativi di non conformità a leggi e regolamenti (ivi in- clusi comportamenti anticoncorrenziali e violazioni delle normative antitrust e pratiche monopolistiche) si veda la sezione “Contenzio- si” a pagina 329. Nel corso dell’anno 2023 è iniziata l’erogazione, in lingua italiana, del nuovo corso e-learning sul Compliance Pro- gram Anti-Corruzione per il personale a medio e alto rischio, che ha coinvolto 6.742 partecipanti e la cui erogazione proseguirà nel 2024 anche in lingua inglese e francese. Inoltre, è proseguita l’erogazione del corso “Codice Etico, anticorruzione e Responsabilità Ammini- strativa d’Impresa”, rivolto a tutta la popolazione Eni, in Italia e all’e- stero. Inoltre, nel 2023 è proseguita la formazione sui temi anti-cor- ruzione attraverso general workshop e job specific training secondo la metodologia risk-based iniziata nel 2019. Nell’ambito dell’impe- gno con EITI, Eni segue le attività svolte a livello internazionale e nei Paesi aderenti contribuisce alla preparazione dei Report; inoltre, in qualità di membro, partecipa alle attività dei Multi Stakeholder (59) Sentenze di condanna passate in giudicato relative a procedimenti penali per corruzione domestica e/o internazionale in cui vi sia stato l’accertamento nel merito di un fatto di corruzione. Group in Congo, Ghana, Timor Leste e Regno Unito. In Indonesia, Kazakhstan, Messico, Mozambico e Nigeria, le società controllate di Eni partecipano ai Multistakeholder Group locali di EITI mediante le associazioni di categoria presenti nei Paesi. Nel 2023, Eni ha generato un valore economico pari a circa €96 mi- liardi di cui sono stati distribuiti circa €90 miliardi, in particolare: 82% sono costi operativi, 7% pagamenti alla Pubblica Amministrazione, 7,5% pagamenti ai fornitori di capitale e 3,5% salari e stipendi per i dipendenti. Nel 2023, il Gruppo Eni ha ricevuto circa €286 milioni di assistenza finanziaria dalla Pubblica Amministrazione. Tale am- montare include circa €140 milioni di crediti di imposta riconosciuti in Italia alle imprese energivore e gasivore istituiti per far fronte ai maggiori oneri sostenuti per l’acquisto del gas naturale ed energia elettrica e circa €30 milioni relativi al contributo pubblico europeo erogato al settore Plenitude per lo sviluppo della rete di ricarica elet- trica. Nel corso dell’anno, si sono registrati investimenti al netto del- le svalutazioni pari a €7.413 milioni, l’ammontare relativo allo share buy-back e al pagamento dei dividendi è pari a €4.885 milioni e sono state pagate imposte per €6.283 milioni. VALORE ECONOMICO 2023 2022 2021 Totale Totale Totale Valore economico generato (milioni di euro) 95.594 134.232 78.092 Valore economico distribuito (a) 89.878 120.451 66.138 di cui: costi operativi 73.836 102.529 55.549 di cui: salari e stipendi per i dipendenti 3.136 3.015 2.888 di cui: pagamenti ai fornitori di capitale 6.623 6.419 3.975 di cui: pagamenti alla Pubblica Amministrazione 6.283 8.488 3.726 Valore economico trattenuto 5.716 13.781 11.954 (a) Per la voce Valore economico distribuito relativo al Community Investment si rimanda alla sezione Principali indicatori di performance del capitolo Alleanze per lo sviluppo a pagg. 195-197. PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE 2023 2022 2021 Totale di cui società consolidate integralmente Totale Totale Interventi di audit con verifiche anti-corruzione (numero) 30 30 25 20 Workshop generale 1.574 1.524 1.346 1.284 Job specific training 687 635 523 702 Paesi in cui Eni supporta il Multi Stakeholder Group locali di EITI 9 9 9 9 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023194 ENI ALLEANZE PER LO SVILUPPO Le Alleanze per lo sviluppo sostenibile, in coerenza con l’Agenda 2030, contribuiscono alla creazione di valore di lungo termine per tutti gli stakeholder e rappresentano l’impegno di Eni per una transi- zione energetica equa, che richiede un cambiamento culturale, oltre che sociale, economico e tecnologico. Tale approccio si inserisce nella strategia aziendale di decarbonizzazione e abbraccia temati- che come: la “Just Transition”, che sempre di più considera l’impatto della trasformazione energetica sulle persone e il rispetto dei diritti umani, attraverso un modello di gestione responsabile dei principali processi aziendali oramai consolidato. L’approccio è integrato lungo tutto il ciclo di business attraverso l’analisi dei diritti umani e del con- testo socio-economico, l’analisi d’impatto e delle misure di mitigazio- ne, la valutazione del local content, la promozione dello sviluppo lo- cale e dell’engagement con gli stakeholder. In particolare, i programmi di sviluppo locale promuovono un ampio portafoglio di iniziative a favore delle comunità, in linea con i piani di sviluppo nazionali e gli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG), anche a sostegno della crea- zione di opportunità di lavoro e del trasferimento di know-how e di competenze ai partner locali. Elemento essenziale per il raggiungi- mento degli obiettivi comuni sono le alleanze per lo sviluppo sosteni- bile con tutti gli attori, dai privati al pubblico, alle organizzazioni inter- nazionali, alle associazioni della società civile, agli istituti di ricerca, che consentono di mettere a fattore comune risorse e capitale uma- no per promuovere una crescita inclusiva. A partire dall’analisi del contesto socio-economico locale, realizzata anche sulla base del global Multidimensional Poverty Index 60 (MPI), che accompagna le varie fasi progettuali di business al fine di assicurare una maggiore efficienza e sistematicità nell’approccio decisionale, Eni adotta stru- menti e metodologie coerenti con i principali standard internazionali per rispondere alle esigenze delle popolazioni locali. Questi strumen- ti permettono da un lato di promuovere lo sviluppo locale e dall’altro di ridurre eventuali impatti negativi (diretti e indiretti) delle nuove atti- vità di sviluppo del business. A questo scopo, Eni, oltre ai requisiti obbligatori previsti nei Paesi di presenza per l’autorizzazione ambien- tale, produce sempre un Environmental Social and Health Impact Assessment (ESHIA), che garantisce l’aderenza delle attività a rico- nosciuti standard internazionali e prevede azioni volte a evitare o mi- nimizzare ad un livello ritenuto accettabile gli impatti socio-economi- (60) Il Global Multidimensional Poverty Index, sviluppato nel 2010 dalla OPHI, Human Development Report Office di UNDP, è una misura internazionale della povertà acuta, che copre oltre 100 Paesi in via di sviluppo e che integra le tradizionali misure di povertà monetaria con altre tre dimensioni fondamentali: la salute, l’istruzione e gli standard di vita. (61) Salvo se espressamente vietato dalla normativa locale stessa. (62) Il Modello ELCE (Eni Local Content Evaluation) è un modello sviluppato da Eni e validato dal Politecnico di Milano per la valutazione degli impatti economici e occupazionali generati dalle attività di business di Eni nei contesti in cui opera. ci delle attività. Gli studi di impatto sono condivisi con le comunità locali 61 e, grazie ad una mappatura degli stakeholder locali interessa- ti dalle attività, Eni informa organizzazioni della società civile e di tu- tela degli interessi delle minoranze in merito alla possibilità di contri- buire alle valutazioni di impatto. Attraverso strumenti come l’Eni Local Content Evaluation (ELCE) 62 Eni è in grado di quantificare i be- nefici diretti, indiretti e indotti generati nei contesti di operatività del business. Inoltre, vengono svolte delle analisi atte a misurare la per- centuale di spesa verso fornitori locali presso alcune rilevanti con- trollate estere che, nel 2023, è risultata pari a circa il 31% dello speso totale. Tale dato è legato anche all’utilizzo di nuovi contratti per lo sviluppo di grandi progetti ad elevato contenuto tecnologico gestiti sul mercato da grandi realtà internazionali. A queste attività si ag- giunge la definizione di specifici Programmi per lo Sviluppo Locale (Local Development Programme - LDP) in linea con l’Agenda 2030 delle Nazioni Unite, i Piani Nazionali di Sviluppo, i Piani Nazionali di Sviluppo del settore Sanitario, i Principi Guida delle Nazioni Unite su Imprese e Diritti Umani (UNGP) e gli impegni previsti dall’Accordo di Parigi (Nationally Determined Contributions - NDC), che prevedono cinque linee di azione: (i) Progetti di sviluppo locale: contributo allo sviluppo socio-economico delle comunità locali, in coerenza con le legislazioni e i piani di sviluppo nazionali, anche in base alla cono- scenza acquisita. Queste iniziative sono volte al miglioramento dell’accesso all’energia off-grid e al clean cooking, alla diversificazio- ne economica (es. progetti agricoli, micro-credito, interventi infra- strutturali), alla tutela del territorio, all’educazione e alla formazione professionale, all’accesso all’acqua e ai servizi igienici, ad una corret- ta nutrizione e al rafforzamento dei servizi e dei sistemi sanitari e, più in generale, al miglioramento dello stato di salute delle comunità, con particolare attenzione ai gruppi vulnerabili. I relativi progetti sono ela- borati utilizzando la metodologia internazionale del Logical Fra- mework Approach (LFA) e sono monitorati tramite l’adozione del si- stema Monitoring Evaluation and Learning (MEL); (ii) Local Content: generazione di valore aggiunto attraverso il trasferimento di skill e know-how, l’attivazione di manodopera lungo la catena di fornitura locale e l’implementazione di progetti di sviluppo; (iii) Land manage- ment: gestione degli impatti derivanti dall’acquisizione di terreni o dalle restrizioni all’uso di risorse collettive (incluse le aree marine) su 195ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE cui insistono le attività di Eni per definire alternative o mitigarne even- tuali effetti negativi, con l’obiettivo di perseguire il benessere delle comunità locali; (iv) Stakeholder engagement: la capacità di relazio- narsi con gli stakeholder, di rafforzare la reciproca comprensione e fiducia e di facilitare il dialogo; (v) Human Rights: valutazione degli impatti potenziali o effettivi sui diritti umani riconducibili – diretta- mente o indirettamente – alle attività di Eni tramite Human Rights Impact Assessment o Human Rights Risk Analysis (si veda sezione Diritti Umani a pagg. 186-189), definizione delle relative misure di prevenzione o mitigazione, in linea con i Principi Guida delle Nazioni Unite e promozione dei diritti umani mediante i progetti di sviluppo locale. A supporto dei Programmi per lo sviluppo locale si muovono le partnership sviluppate da Eni con Organizzazioni Internazionali e, più in generale, della cooperazione allo sviluppo. Ne sono esempi le collaborazioni di Eni con agenzie delle Nazioni Unite, quali: United Nations Industrial Development Organization (UNIDO) per avviare il Centro di Ricerca sulle Energie Rinnovabili di Oyo in Congo; United Nations Educational, Scientific and Cultural Organization (UNESCO) in Messico per collaborare ad un Piano di Sicurezza Idrica del Sotto- bacino del Mezcalapa-Samaria per ridurre il rischio di disastri natura- li e per favorire un turismo sostenibile nel Parco-Museo La Venta a Villahermosa come opportunità di diversificazione economica; Inter- national Organization for Migration (IOM) per promuovere l’occupa- zione giovanile nel sud della Libia attraverso attività di formazione professionale; Ethical Fashion Initiative, un programma dell’Interna- tional Trade Centre (ITC) - agenzia congiunta delle Nazioni Unite e della World Trade Organization (WTO) – per la realizzazione di un centro di produzione tessile di qualità con il coinvolgimento di arti- giani locali in Costa D’Avorio; organismi della società civile come ADPP, AVSI, Banco Alimentare e Oikos per progetti di sviluppo locale. Per quanto riguarda le iniziative legate alla tematica salute sono sta- ti firmati accordi con Autorità sanitarie locali, come in Italia e in Mes- sico. Sono stati inoltre firmati accordi di cooperazione con il IRCCS Policlinico San Donato per la realizzazione del centro formazione medica di Port Said in Egitto, con International Rescue Committee e Medici con l’Africa Cuamm in Costa d’Avorio per il rafforzamento dei servizi di assistenza sanitaria di base e con Operation Smile in Vie- tnam per gli interventi di cura della labiopalatoschisi nei bambini. Tra le collaborazioni con il settore privato nel 2023 è stata avviata la col- laborazione tripartita tra Eni, l’Ong IRC e il Gruppo IVECO in Costa D’Avorio per l’erogazione di programmi di formazione professionale per giovani nei settori dell’energia e dell’automotive ed è continuata quella avviata nel 2022 con CNH Industrial e IVECO Group per la di- versificazione economica, l’educazione e la formazione professiona- le partendo dalla Basilicata. Eni ha definito ed applica principi di indi- rizzo per la gestione dei “Grievance Mechanism” la cui responsabilità, a livello operativo, è posta in capo a tutte le società controllate e ai Distretti che analizzano e concordano la soluzione con i ricorrenti, che siano individui o comunità. Dal 2023 Eni sta estendendo l’appli- cazione di “Grievance Mechanism” anche ai nuovi business (es. Agri-feedstock). La conoscenza del contesto, anche culturale, per- mette infatti di avere adeguati canali di accesso e di applicare le più pertinenti modalità di dialogo e gestione dell’eventuale conflitto. In particolare, le società controllate possono condurre specifiche con- sultazioni delle comunità locali, soprattutto nei confronti delle popo- lazioni indigene e verso gruppi vulnerabili nei casi in cui il contesto e/o progetti pregressi facciano presumere un elevato numero di grie- vance, oppure nel caso in cui i propri progetti o attività prevedano la rilocalizzazione economica o fisica delle comunità. I grievance pos- sono essere trasmessi attraverso canali on-line, tra cui indirizzo email dedicato e sito web istituzionale di società in loco, oppure fisi- camente presso la sede amministrativa/operativa o tramite cassette di raccolta localizzate in aree interessate dal progetto di sviluppo lo- cale. Tutti i grievance ricevuti, analizzati e gestiti dalle società con- trollate sono tracciati nell’applicativo aziendale “Stakeholder Mana- gement System” (SMS), strumento gestionale per mappare la relazione con gli stakeholder e monitorare lo stato di avanzamento dei progetti e i risultati conseguiti. Il monitoraggio avviene sia a livello di società controllata che centrale, si estende dalla ricezione fino alla risoluzione dei grievance e permette di classificarli per tema e rile- vanza, verificando la percentuale di quelli risolti sul totale dei ricevuti in un dato periodo. Il sistema consente inoltre di monitorare nel tem- po le eventuali criticità degli stakeholder rilevanti e di adeguare con- seguentemente la strategia di engagement a seconda delle evoluzio- ni intercorse. Altri ambiti di indagine riguardano la tempestività nella gestione dei grievance e l’analisi del trend relativo ai temi associati, per comprendere se vengono reiterati e la loro eventuale evoluzione verso un contenzioso. È possibile anche richiedere ai ricorrenti coin- volti un feedback sul livello di soddisfazione in relazione al funziona- mento del processo, chiedendogli di segnalare eventuali aree di mi- glioramento. Ciò produce un rafforzamento dell’iter di gestione dei grievance, basato dal 2022 su una classificazione delle lamentele strutturata su tre livelli di rilevanza, che conduce a differenti e perti- nenti flussi aziendali di definizione e approvazione della soluzione. Eni richiede inoltre ai propri fornitori, contrattisti e sub-contrattisti di rendere disponibile un proprio Grievance Mechanism a lavoratori e comunità con cui interagiscono a nome di Eni. Metriche e commenti alle performance Nel 2023, gli investimenti per lo sviluppo locale ammontano a circa €95 milioni (quota Eni), di cui circa il 96% nell’ambito delle attività Upstream. In Africa sono stati spesi un totale di €51,6 milioni, di cui €48,1 milioni nell’area Sub-Sahariana, in Asia ca. €26,5 milioni, princi- palmente investiti nell’ambito della diversificazione economica, in par- ticolare per lo sviluppo e la manutenzione di infrastrutture (in partico- lare edifici scolastici) e per la formazione professionale e in Italia €10,7 milioni. Complessivamente, in attività di sviluppo infrastrutturale, sono stati investiti circa €32,6 milioni, di cui €17,7 milioni in Asia, €12,6 milio- ni in Africa, €1,3 milioni in Italia e €1,0 milioni in America Centrale. Tra i principali progetti realizzati nel 2023 si segnalano iniziative per favo- rire: (i) l’accesso all’energia in Costa D’Avorio e Mozambico attraverso RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023196 ENI la distribuzione di sistemi di cottura migliorati e relative campagne di sensibilizzazione; (ii) la diversificazione economica nel settore agrico- lo in Egitto, Nigeria e Mozambico, l’imprenditoria locale e giovanile in Costa D’Avorio, Ghana e Messico e lo sviluppo socio-economico nel settore ittico in Messico e Mozambico attraverso il supporto alla pe- sca sostenibile; (iii) l’accesso all’educazione e formazione a supporto dei programmi scolastici in Costa D’Avorio, Egitto, Ghana, Messico, attività di training e formazione professionale in Egitto e Mozambico, attività di ristrutturazione di edifici scolastici in Indonesia, Iraq e Mes- sico, distribuzione di borse di studio per studenti di scuole secondarie e post secondarie in Nigeria; (iv) l’accesso all’acqua attraverso il mi- glioramento dei sistemi di approvvigionamento idrico a scopo dome- stico e agricolo in due comunità rurali in Egitto e una contea in Kenya; proseguono la fornitura di acqua potabile dell’impianto di Al-Burdjazia nell’area di Zubair e la costruzione dell’impianto di potabilizzazione Al-Buradeiah a Bassora; continuano le attività ed iniziative sui temi di accesso all’acqua ed energia rinnovabile a supporto dello sviluppo locale nelle aree operative di Samboja e Muara Jawa nel Kalimantan orientale in Indonesia; in Mozambico l’avvio di varie iniziative volte alla costruzione di infrastrutture e alla realizzazione di campagne di sen- sibilizzazione su buone pratiche igieniche e sanitarie; (v) la tutela del territorio attraverso attività di sensibilizzazione e piantumazione delle mangrovie nel distretto di Mecufi in Mozambico volte alla protezione dell’ambiente circostante. Nell’ambito dei progetti di sviluppo sanita- rio, nel 2023, Eni ha realizzato iniziative in 15 Paesi per un totale di (63) Reclamo o lamentela sollevato da un individuo – o da un gruppo di individui – relativo a incidenti o danni o altri impatti ambientali o sociali, reali o percepiti, avvenuti, in corso o potenziali e determinati dalle attività della società o da un suo contrattista o fornitore. Un grievance viene definito come “risolto” quando le parti hanno concordato una proposta di risoluzione. spesa di €10,7 milioni, per il miglioramento dello stato di salute delle popolazioni attraverso il rafforzamento delle competenze del perso- nale sanitario, come ad esempio in Angola, Libia e Costa d’Avorio, la costruzione e la riabilitazione di strutture sanitarie e il loro equipaggia- mento, come ad esempio, in Iraq, Costa d’Avorio, Mozambico e Congo, l’informazione, l’educazione e la sensibilizzazione su temi sanitari delle popolazioni coinvolte, come ad esempio in Egitto, Ghana e Messico. Inoltre, in continuità con l’approccio adottato per l’emergenza da CO- DIV-19 di supporto alle istituzioni e strutture sanitarie, anche nel 2023, Eni ha portato avanti interventi di riqualificazione del sistema sanitario in Italia, con l’obiettivo di contribuire al rafforzamento e alla resilienza delle strutture locali, come il completamento del reparto di terapia in- tensiva per l’Ospedale Vittorio Emanuele di Gela, la realizzazione del Pronto Soccorso Infettivologico per l’Ospedale Luigi Sacco di Milano (finalizzazione prevista per il 2024) e la progettazione del reparto ad alto bio-contenimento con laboratorio di analisi integrato presso l’O- spedale S. Matteo di Pavia. Nel 2023, Eni, con l’obiettivo di valutare i potenziali impatti dei progetti sulla salute delle comunità coinvolte, ha concluso 11 studi di Health Impact Assessment (HIA), di cui 6 studi integrati ESHIA. Infine, nel corso del 2023 sono stati ricevuti 139 grie- vance 63 , di cui 67 (pari al 48%) sono stati già risolti. I reclami hanno riguardato principalmente: gestione delle relazioni con le comunità (categoria più ricorrente), gestione degli aspetti ambientali, sviluppo dell’occupazione, land management, sviluppo dell’educazione e diver- sificazione economica. PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE 2023 2022 2021 Totale di cui società consolidate integralmente Totale Totale Investimenti per lo sviluppo locale (milioni di euro) 95,0 84,1 76,4 105,3 di cui: infrastrutture 32,6 32,3 31,3 39,8 197ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE TASSONOMIA EUROPEA Il Regolamento 852 del giugno 2020 del Parlamento Europeo e del Consiglio “Taxonomy Regulation” ha istituito un sistema di classifica- zione delle attività economiche basato su criteri di ecosostenibilità al fine di indirizzare gli investimenti produttivi. In base al regolamento della Tassonomia un’attività economica è considerata sostenibile ovvero “allineata” alla Tassonomia se rispetta le seguenti condizioni: i) contribuisce in modo sostanziale a uno o più dei sei obiettivi am- bientali dell’UE (di cui all’art. 9 del regolamento); ii) non arreca un danno significativo ad alcuno degli altri obiettivi tassonomici, principio del “do no significant harm” \- DNSH; iii) è svolta nel rispetto delle garanzie minime di salvaguardia (di cui all’art. 18 del regolamento) che sono procedure adottate dalle imprese per la responsabile conduzione del business; iv) è conforme ai criteri di vaglio tecnico “Technical Screening Cri- teria - TSC” stabiliti dalla Commissione Europea, che consen- tono di determinare se un’attività economica contribuisce in modo sostanziale al raggiungimento di un obiettivo nel rispetto del principio DNSH. Gli obiettivi di sostenibilità (due relativi al clima, quattro all’ambiente) della Tassonomia sono: a) la mitigazione dei cambiamenti climatici; b) l’adattamento ai cambiamenti climatici; c) l’uso sostenibile e la protezione delle acque e delle risorse marine; d) la transizione verso un’economia circolare; e) la prevenzione e la riduzione dell’inquinamento; f) la protezione e il ripristino della biodiversità e degli ecosistemi. IDENTIFICAZIONE DELLE ATTIVITÀ AMMISSIBILI E ALLINEATE DI ENI La Commissione in forza della delega conferita dal Regolamento ha emanato per ciascuno degli obiettivi della Tassonomia un allegato tecnico che identifica le attività economiche ammissibili in grado di contribuire potenzialmente all’obiettivo. Per ogni attività sono definiti i criteri di vaglio tecnico “TSC”: le condizioni di performance che de- vono essere valutate per la verifica del contributo sostanziale e del rispetto del principio DNSH, affinché la singola attività possa essere classificata “allineata” alla Tassonomia. Nella prima fase di applicazione della Tassonomia (relazioni finan- ziarie 2021 e 2022), la Commissione ha regolato solo gli obiettivi climatici: mitigazione dei cambiamenti climatici e adattamento ai cambiamenti climatici nell’ambito del cosiddetto “Atto Delegato sul Clima” (Regolamento Delegato UE 2021/2139 comprendente due Annex) integrato successivamente dall’Atto Delegato Complementa- re (Regolamento UE 2022/1214) che norma le attività di produzione di energia elettrica da nucleare e gas. Nel 2023 la Commissione ha emanato l’Atto Delegato sull’Am- biente (Regolamento Delegato UE 2023/2486 comprendente quattro Annex) con il quale ha individuato le attività ammissibili e i criteri di vaglio tecnico relativi ai quattro obiettivi ambientali. Inoltre, è stato aggiornato l’Atto Delegato sul Clima con la revi- sione dei TSC di alcune attività e l’introduzione di nuove attività ammissibili (quali ad es. la costruzione di aeroplani e il trasporto aereo di passeggeri). Il regolamento delegato UE 2021/2178 relativo al reporting (v. pa- ragrafo successivo) è stato emendato con la previsione che le im- prese non finanziarie dichiarano nella relazione finanziaria 2023 solo la quota ammissibile dei KPI relativi alle attività ammissibili per il contributo sostanziale ai quattro obiettivi ambientali, introducendo in analogia a quanto previsto in occasione del primo anno di repor- ting degli obiettivi climatici, un regime semplificato per il “transition year”. Tale semplificazione si applica anche alle nuove attività inseri- te nell’Atto Delegato sul Clima. Eni ha valutato le attività economiche svolte dal Gruppo sulla base dei regolamenti delegati adottati dalla Commissione per identificare le attività ammissibili ai fini degli obiettivi di sostenibilità della Tasso- nomia. Relativamente agli obiettivi climatici, il Gruppo ha valutato le percentuali di allineamento delle attività alla Tassonomia attraverso il riscontro dei TSC relativi al contributo sostanziale al rispetto dei criteri DNSH. La verifica del contributo sostanziale è stata eseguita limitatamente all’obiettivo mitigazione del cambiamento climatico, poiché il Gruppo non svolge attività relative alla produzione di solu- zioni di adattamento. L’ampliamento delle attività economiche ammissibili ai fini degli obiettivi ambientali normati nel 2023 hanno modificato in misura marginale il perimetro di rendicontazione del Gruppo Eni, tenuto conto della clausola di lock-in (art 16 Reg. EU 852/2020) sulla non ammissibilità di attivi- tà economiche che conducono a una dipendenza da attivi non in linea con gli obiettivi ambientali del Green Deal EU (es. produzione di acque affinate). Inoltre alcune attività potrebbero diventare ammissibili per i nuovi obiettivi quando saranno sviluppate in modo significativo verso terzi (es. le bonifiche). La verifica della clausola di salvaguardia di cui all’art. 3 lettera “c” è stata svolta a livello di Gruppo. OBBLIGHI DI REPORTING L’art. 8 della Tassonomia prevede che le società quotate nei mer- cati regolamentati dell’UE tenute a redigere la Dichiarazione di carattere Non Finanziario “DNF” (di cui agli art. 19 bis e 29 bis della Direttiva 2013/34/UE) forniscano all’interno della DNF tre RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023198 ENI GRUPPO ENI \- ANNO 2023 FATTURATO SPESE IN CONTO CAPITALE SPESE OPERATIVE valore ass. in € mln quota % valore ass. in € mln quota % valore ass. in € mln quota % A. ATTIVITÀ AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA A.1. ATTIVITÀ ECOSOSTENIBILI (ALLINEATE ALLA TASSONOMIA) 1.119 1,2% 2.012 14,7% 190 4,8% A.2. ATTIVITÀ AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA MA NON ECOSOSTENIBILI (ATTIVITÀ NON ALLINEATE ALLA TASSONOMIA) 5.147 5,5% 371 2,7% 368 9,2% TOTALE A.1 + A.2 6.266 6,7% 2.383 17,4% 558 14,0% B. ATTIVITÀ NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA 87.451 93,3% 11.282 82,6% 3.421 86,0% TOTALE A+B 93.717 100,0% 13.665 100,0% 3.979 100,0% TASSONOMIA EUROPEA: TABELLA DI SINTESI DEGLI INDICATORI FONDAMENTALI DI PRESTAZIONE (KPI) DELLE IMPRESE NON FINANZIARIE QUADRO RIEPILOGATIVO KPI TASSONOMIA 2023 CONFRONTO 2022 Fatturato Spese in conto capitale Spese operative (mln €) 2023 2022 2023 2022 2023 2022 Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica 192 31 606 603 86 15 Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica 168 79 138 906 25 28 Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti e di bioliquidi 660 667 224 97 64 24 Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie 59 745 5 Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia 35 41 2 1 8 5 Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO 2 145 78 Infrastrutture che consentono il trasporto su strada e il trasporto pubblico a basse emissioni di carbonio 121 60 Altre 5 5 31 8 2 3 Totale allineato 1.119 823 2.012 1.753 190 75 Consolidato 93.717 132.512 13.665 12.396 3.979 4.160 KPI Tassonomia 1,2% 0,6% 14,7% 14,1% 4,8% 1,8% Indicatori fondamentali di prestazione (KPI) delle imprese non finanziarie indicatori di performance (“KPI”) relativi alla quota di ricavi, co- sti operativi (“opex”) e investimenti (“capex”) associati alle attività economiche allineate sul totale delle tre voci a livello di bilancio consolidato. Con Regolamento Delegato (UE) 2021/2178 la Com- missione ha definito il contenuto e le modalità di presentazione delle informazioni richieste per rispettare l’obbligo di reporting previsto dall’art. 8, nonché la metodologia per conformarsi a tale obbligo informativo. Nei successivi paragrafi sono presentate le informazioni previste da tale regolamento. Informativa sulla Tassonomia in base all’Allegato I al REGO- LAMENTO DELEGATO (UE) 2021/2178 DELLA COMMISSIONE che integra il regolamento (UE) 2020/852 del Parlamento eu- ropeo e del Consiglio precisando il contenuto e la presenta- zione delle informazioni che le imprese soggette all’articolo 19 bis o all’articolo 29 bis della direttiva 2013/34/UE devono comunicare in merito alle attività economiche ecosostenibili e specificando la metodologia per conformarsi a tale obbligo di informativa. 199ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE La quota del fatturato di cui all’articolo 8, paragrafo 2, lettera a), del regolamento (UE) 2020/852 “KPI fatturato” è calcolata rapportando i ricavi netti ottenuti da prodotti o servizi associati ad attività economi- che allineate alla Tassonomia (numeratore) ai ricavi consolidati del Gruppo (denominatore). Il fatturato è relativo ai ricavi derivanti da contratti con la clientela e pertanto comprende gli effetti dei derivati su commodity attivati per ridurre l’esposizione del Gruppo alle oscillazioni dei prezzi delle ma- terie prime energetiche per i quali è stata dimostrata l’efficacia della relazione di copertura tra lo strumento e il sottostante “cash flow hedges”, per cui alla consegna del prodotto (energia elettrica o altra materia prima energetica) è contabilizzato il prezzo della transazione al netto degli effetti di hedging. Gli altri derivati su commodity utilizzati dal Gruppo per la gestione complessiva dei rischi prezzo delle commodity energetiche, privi del requisito della own use exemption o per i quali si è reputato di non attivare la relazione di copertura, sono rilevati a conto economico (mark-to-market) in una voce separata dal fatturato. In tale voce sono compresi anche gli effetti inefficaci ai fini della copertura dei cash flow hedge. Il mark-to-market dei derivati CFH è rilevato nelle riserve di patrimonio netto. 1.1.2. KPI relativo alle spese in conto capitale (CapEx) Le spese in conto capitale sostenute dal Gruppo Eni e le spese in conto capitale “CapEx” attribuite alle attività economiche ammis- sibili ed ecosostenibili di Eni comprendono i costi contabilizzati sulla base di: a) IAS 16 “Immobili, impianti e macchinari”, punto 73, lettera e), sot- topunti i) e iii); b) IAS 38 “Attività immateriali”, punto 118, lettera e), sottopunto i); c) IFRS 16 “Leasing”, punto 53, lettera h). I CapEx comprendono anche gli incrementi degli attivi materiali e immateriali derivanti da aggregazioni aziendali. Il Gruppo Eni non è presente in attività economiche che prevedono l’applicazione dei principi IAS 40 e IAS 41. La quota del 17,4% delle attività ammissibili ed allineate di Eni è calcolata rapportando la somma delle spese in conto capitale relative alle attività ammissibili e alle attività allineate, descrit- te al punto 1.2.2, alle spese in conto capitale totali del Gruppo che corrispondono agli incrementi rilevati nell’esercizio delle voci dell’attivo “Immobili, Impianti e Macchinari”, “Attività Immateriali” e “Diritto di utilizzo beni in leasing”, compresi quelli derivanti da business combination, di cui è data informativa nelle note n. 12, 13 e 14 al bilancio consolidato. I costi capitalizzati per l’acquisto di impianti e macchinari i cui fornitori hanno concesso dilazioni di pagamento che hanno comportato la classificazione del debito come finanziario (operazioni di reverse factoring) sono stati rile- vati nell’ambito degli incrementi di immobili, impianti e macchina- ri sia nel denominatore sia nel numeratore, ove applicabile, ai fini del calcolo del CapEx KPI. FATTURATO (mln €) Attività allineate Attività ammissibili Totale Gruppo Ricavi da contratti con la clientela (Ricavi della gestione caratteristica) 1.119 5.147 93.717 1\. Contenuto dei KPI che devono essere comunicati dalle imprese non finanziarie 1.1. Specifiche dei KPI 1.1.1\. KPI relativo al fatturato Nella redazione del bilancio consolidato il Gruppo Eni applica i principi internazionali d’informativa finanziaria (IFRS, Internatio- nal Financial Reporting Standards) adottati con regolamento (CE) n. 1126/2008. In conformità a tali principi, il fatturato totale del Gruppo Eni e i fatturati attribuiti alle attività economiche ammissibili ed eco- sostenibili (allineate) di Eni sono stati rilevati conformemente al principio contabile internazionale (IAS) n. 1, punto 82, lettera a). La quota del 6,7% delle attività ammissibili ed allineate di Eni è calco- lata rapportando la somma del fatturato relativo alle attività ammis- sibili e alle attività allineate, descritte al punto 1.2.2, al fatturato totale del Gruppo che coincide con la voce di bilancio “Ricavi della gestione caratteristica” del conto economico consolidato. Di seguito la riconciliazione: RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023200 ENI OPEX (mln €) Attività allineate Attività ammissibili Totale Gruppo Costi di R&D spesati a conto economico 4 39 166 Spese operative 186 329 3.813 Totale spese operative 190 368 3.979 SPESE IN CONTO CAPITALE (mln €) Attività allineate Attività ammissibili Totale Gruppo Incrementi att. Materiali&Immateriali 754 330 9.215 Goodwill acquisito 25 Incrementi Diritto di utilizzo beni in leasing 16 10 1.584 Aquisizioni/Variazione area di consolidamento 1.157 31 1.842 Altri incrementi 85 1.024 A dedurre Goodwill acquisito (25) Totale Spese c/capitale 2.012 371 13.665 La quota delle spese in conto capitale di cui all’articolo 8, pa- ragrafo 2, lettera b), del Regolamento (UE) 2020/852 è calco- lato come il numeratore definito al punto 1.1.2.2 dell’allegato I al Reg. Delegato (EU) 2021/2178 diviso per il denominatore definito al punto 1.1.2.1 dello stesso allegato. 1.1.3. KPI relativo alle spese operative (OpEx) La quota del 14,0% delle attività ammissibili ed allineate di Eni è calcolata rapportando la somma delle spese operative delle atti- vità ammissibili e delle attività allineate, descritte al punto 1.2.2, alle spese operative totali del Gruppo. Di seguito la riconciliazione: La quota delle spese operative di cui all’articolo 8, paragrafo 2, lettera b), del regolamento (UE) 2020/852 “OpEx KPI” è calcolata come il numeratore definito al punto 1.1.3.2 dell’allegato I al Reg. Delegato (EU) 2021/2178 diviso per il denominatore definito al punto 1.1.3.1 dello stesso allegato. 1.2. Specifiche dell’informativa a corredo dei KPI delle imprese non finanziarie 1.2.1. Principi contabili I dati di fatturato, di spese operative e di spese in conto capitale relativi alle attività Eni ammissibili e alle attività Eni allineate alla Tassonomia per il calcolo degli indicatori fondamentali di presta- zione (KPI) e delle quote sui valori del bilancio consolidato sono stati estratti a cura delle società consolidate del Gruppo dai siste- mi di contabilità generale e di contabilità analitica utilizzati per la preparazione dei bilanci civilistici, redatti nella maggior parte dei casi a principi IFRS. I dati delle contabilità societarie sono rettificati, ove necessario, per adeguarli ai principi IFRS adottati nella prepa- razione del bilancio consolidato di Eni e apportando le opportune elisioni di consolidamento (transazioni intercompany, eliminazione utili interni, ecc.). Pertanto, i dati utilizzati per il calcolo dei KPI relativi alle attività alli- neate alla Tassonomia e delle quote relative alle attività ammissibili alla Tassonomia sono gli stessi dati utilizzati nella preparazione del bilancio consolidato del Gruppo Eni. Le voci di ricavi, costi operativi, incrementi delle immobilizzazioni materiali e immateriali, compresi gli incrementi derivanti da acquisizioni e per accensione/rinnovo/ revisione di contratti di leasing e operazioni di reverse factoring, sono stati determinati estraendo le corrispondenti voci dei conti di contabilità generale per le società del Gruppo che svolgono in modo esclusivo un’attività allineata o ammissibile (mono-business), men- tre per le società pluri-business si è reso necessario attribuire le voci di contabilità generale alle diverse attività economiche, utiliz- zando la contabilità analitica che disaggrega i dati della contabilità generale e li attribuisce a più oggetti di reporting: centri di profitto di norma corrispondenti a unità di business, linee di prodotto che pos- sono avere costi comuni, stabilimenti, unità produttive, commesse di costo/investimento, in funzione delle esigenze del management di comprensione delle modalità di formazione dei risultati, di calco- lo di convenienza economica e di controllo dei costi. Questa strut- turazione dei flussi amministrativi funzionale alla preparazione del bilancio assicura che i ricavi, le spese in conto capitale e le spese operative siano attribuite a una sola attività economica, evitando doppi conteggi, considerato che le rilevazioni di contabilità analitica 201ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE sono portate in quadratura con il bilancio civilistico, nonché che i co- sti comuni siano attribuiti alle diverse attività economiche sulla base di criteri di ripartizione che riflettono il fattore critico di assorbimento della capacità. I costi operativi attribuiti alle attività Eni allineate alla Tassonomia e alle attività Eni ammissibili alla Tassonomia sono stati determinati sulla base del modello di controllo dei costi fissi adottato dal management che, a partire dai dati di contabilità generale relativi ad acquisti, pre- stazioni, costo lavoro e oneri diversi, esclude i costi relativi all’acquisto delle materie prime, utenze industriali e di prodotti per la rivendita e aggrega le voci di costo in base al criterio di destinazione rispetto alle varie fasi di misura e controllo del processo di produzione/vendita: • costi fissi industriali che comprendono il costo lavoro del personale addetto alla manutenzione, funzionamento e servizio degli impianti industriali, le prestazioni esterne (essenzialmente le manutenzioni appaltate a fornitori terzi), i costi generali di stabilimento, i materia- li di consumo (parti di ricambio) e comprendono gli interventi per l’efficienza energetica degli edifici e altri beni immobili di proprietà, nonché l’acquisto di output da attività ammissibili abilitanti per con- seguire riduzioni delle emissioni climalteranti; • i costi diretti della ricerca e sviluppo non capitalizzati all’attivo; • i costi fissi della fase commerciale; • i costi fissi del personale di sede e delle attività amministrative e gene- rali (essenzialmente costo lavoro e prestazioni nelle aree legali, gestio- ne del personale, informatica, finanza, amministrazione, societaria). Ai fini dell’obbligo di reporting il management ha individuato i costi fissi industriali e i costi di R&D non capitalizzati quali voci che rap- presentano le spese operative delle attività economiche. Tali voci su base consolidata rappresentano il denominatore al quale rapporta- re le spese operative delle attività allineate alla Tassonomia per la determinazione del KPI OpEx. In linea con le disposizioni del Rego- lamento, le spese operative per l’acquisto di prodotti abilitanti o rela- tive a singole misure che consentono alle attività obiettivo di ridurre le emissioni di gas a effetto sono state riconosciute dalle attività economiche di Eni nel rispetto della limitante prevista dall’art. 16 di non comportare una dipendenza da attività che compromettano gli obiettivi ambientali a lungo termine, in considerazione della loro vita economica. In tale ambito, gli opex e i capex sostenuti dal settore E&P per incrementare l’efficienza energetica/ridurre le emissioni di carbonio degli impianti Oil & Gas sono stati esclusi. 1.2.2\. Valutazione della conformità al regolamento (UE) 2020/852 1.2.2.1. Informazioni sulla valutazione della conformità al Regolamento (UE) 2020/852 Le attività ammissibili di Eni ai fini dell’obiettivo di mitigazione dei cambiamenti climatici sono: 3.14 produzione di prodotti chimici organici di base: produzione di monomeri e altri prodotti chimici di base; 3.17 produzione di plastiche in forma primaria: produzione di polietilene e di stirenici ottenuti dalla trasformazione dei monomeri (attività ammissibile); attività di produzione di resine e materie plastiche ottenute da feedstock rinnovabili (attività allineata); 4.1 produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica: impianti fotovoltaici di proprietà della controllata Plenitude attivi in Italia, Spagna, Stati Uniti, Australia, Kazakh- stan e Francia; 4.3 generazione di e.e. eolica: impianti di generazione elettrica a partire dall’energia eolica installati sulla terraferma di proprietà della controllata Plenitude attivi in Italia, Spagna e Kazakhstan; 4.4 generazione di e.e. dalla tecnologia dell’energia del mare: impianto sperimentale che sfrutta l’energia del moto ondo- so delle maree installato nei mari italiani; 4.8 generazione di e.e. da bioenergia: produzione di energia elettrica da biomassa mediante impianti di taglia piccola (inferiori a 2 MW di potenza installata) operativi in Italia; 4.10 attività di sviluppo di impianti di accumulo di energia in Ita- lia e Stati Uniti; 4.13 produzione di biogas e di biocarburanti per l’utilizzo nei tra- sporti e di bioliquidi: produzione di biocarburanti mediante idrogenazione di materie prime vegetali o componenti orga- niche di scarto; il prodotto risultante è un olio vegetale idro- genato (HVO) che può essere venduto e utilizzato in purezza o essere miscelato con i carburanti tradizionali per ridurre le emissioni di carbonio. L’attività è svolta presso le bioraffinerie di Gela e Venezia con una capacità produttiva di 1,1 ml t/a; 4.20 cogenerazione di caldo/freddo ed e.e. da bioenergia: produzio- ne cogenerativa di vapore ed energia elettrica utilizzando bio- massa forestale presso lo stabilimento di Crescentino (Italia); 5.3-5.4 costruzione, estensione ed esercizio di reti di raccolta e di trattamento di acqua di risulta: attività svolte prevalente- mente per scopi interni; 5.7/5.8 digestione anaerobica di rifiuti organici: digestione anaero- bica, produzione di biogas e successiva cogenerazione per produzione di energia elettrica, oltre a compost, presso l’im- pianto Po’ Energia Srl a partire da frazione organica prove- niente dalla raccolta differenziata dei rifiuti urbani, nonché produzione di compost; 5.12 stoccaggio geologico permanente sotterraneo della CO 2 : stoccaggio permanente della CO 2 all’interno di giacimenti di gas naturale esauriti operati da Eni. L’attività comprende il progetto sperimentale di Ravenna per la valutazione della fattibilità economico-tecnica della realizzazione di un hub di cattura con l’utilizzo dei giacimenti di gas esauriti operati da Eni nell’offshore ravennate e la realizzazione dell’hub di stoccaggio di HyNet in UK che sfrutterà i giacimenti esauriti operati da Eni nella Liverpool Bay; RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023202 ENI 6.5 trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali leggeri: servizio di noleggio Enjoy basato sul modello “free floating” con prelievo e rilascio del veicolo in qualsiasi punto all’interno dell’area coperta dal servizio. La flotta è costituita da veicoli a combustione interna, ibrida ed elettrica; 6.15 infrastrutture per il trasporto low carbon su strada e traspor- to pubblico: attività di installazione e gestione di punti di ri- carica per veicoli elettrici nel territorio europeo svolta dalla controllata Plenitude. Per quanto riguarda gli obiettivi ambientali normati nel 2023, Eni ha identificato le attività ammissibili per l’obiettivo dell’economia circo- lare: (i) 1.1 fabbricazione di imballaggi in materie plastiche; (ii) 2.5 recupero dei rifiuti organici mediante digestione anaerobica o com- postaggio. Entrambe le attività sono state valutate nel 2023 ai fini del contributo sostanziale all’obiettivo della mitigazione dei cambiamen- ti climatici (riferimento attività 3.17 e 5.7/5.8). Le attività 3.10 produzione d’idrogeno per uso captive; 6.10 trasporto marittimo d’ idrocarburi; Sono state escluse dalle attività eligible poiché ritenute non conformi alla clausola di lock-in dell’art. 16 della Tassonomia. Eni ha valutato l’ecosostenibilità delle attività ammissibili ai fini dell’o- biettivo mitigazione dei cambiamenti climatici in conformità all’art. 3 del Regolamento (UE) 2020/852 come integrato dal Regolamento Delegato (UE) 2021/2139 della Commissione del 4 giugno 2021, che fissa i criteri di vaglio tecnico per il contributo sostanziale all’obiettivo, nonché per il rispetto del principio del non arrecare un danno signifi- cativo agli altri obiettivi della Tassonomia. L’adozione delle garanzie minime di salvaguardia previste dall’art. 18 del Reg. Tassonomia nella conduzione delle attività economiche è discussa a livello di Società. Eni non svolge attività che forniscono soluzioni di adattamento cli- matico. L’obiettivo dell’adattamento climatico, al pari degli altri obiet- tivi della Tassonomia, è stato considerato ai fini della verifica del prin- cipio del non arrecare un danno significativo a nessuno degli obiettivi della Tassonomia. In esito a tale valutazione alla data di riferimento della presente Re- lazione Finanziaria Annuale comprensiva della DNF 2023 le seguenti attività sono state valutate allineate alla Tassonomia poiché contri- buiscono in maniera sostanziale al raggiungimento dell’obiettivo di mitigazione del cambiamento climatico. 3.17. Produzione di plastiche in forma primaria L’attività economica comprende: (i) la produzione resine, in particola- re poliesteri e copoliesteri biodegradabili e compostabili in tutto o in parte derivati da materie prime rinnovabili; (ii) la produzione di mate- rie plastiche biodegradabili e compostabili, ovvero miscele di resine in tutto o in parte derivate da materie prime rinnovabili. Si tratta delle linee di produzione della Novamont, il cui controllo è stato acquisito nel quarto trimestre 2023. L’attività economica “fabbricazione di materie plastiche in forme pri- marie” è un’attività di transizione di cui all’articolo 10, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2020/852 se soddisfa i criteri di vaglio tecnico descritti al punto 3.17 del regolamento (UE) 2021/2139. Contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici Per la valutazione del contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici è stato applicato il criterio c) relativo all’atti- vità 3.17 come statuito dal Regolamento UE 2021/2139, di seguito riportato: c) derivate in tutto o in parte da materie prime rinnovabili e le emis- sioni di gas serra nel loro ciclo di vita sono inferiori alle emissioni di gas serra nel ciclo di vita delle materie plastiche equivalenti in forma primaria fabbricate a partire da combustibili fossili. Le emissioni di gas serra nel ciclo di vita sono calcolate utilizzan- do la raccomandazione 2013/179/UE o, in alternativa, la norma ISO 14067:2018 o ISO 14064-1:2018. Le emissioni di gas serra quantificate nel ciclo di vita sono verificate da una terza parte indipendente. La biomassa agricola utilizzata per la fabbricazio- ne di materie plastiche in forma primaria soddisfa i criteri di cui all’articolo 29, paragrafi da 2 a 5, della direttiva (UE) 2018/2001. La biomassa forestale utilizzata per la fabbricazione di materie plastiche in forma primaria soddisfa i criteri di cui all’articolo 29, paragrafi da 6 a 7, di detta direttiva. In tale ambito sono stati individuati i prodotti chimici derivati dagli idrocarburi equivalenti alle resine e alle materie plastiche derivate in tutto o in parte da materie prime rinnovabili. Tali prodotti chimici equivalenti sono stati individuati considerando l’equivalenza chimi- ca, in termini di composizione, e l’equivalenza di famiglie chimiche di appartenenza. Per entrambe le linee di prodotto l’equivalente derivato dagli idrocarburi è il PBAT. Successivamente sono state calcolate le emissioni dei prodotti dell’attività Novamont e dell’e- quivalente da idrocarburi sulla base della metodologia Life Cycle Thinking che include tutte le fasi delle rispettive catene di fornitura (approvvigionamento, lavorazione, trasporto e smaltimento). Que- sta analisi ha confermato il rispetto dell’enunciato criterio lettera “c” della Tassonomia. Non arrecare danno significativo (“DNSH”) Adattamento ai cambiamenti climaticici Il Gruppo ha eseguito una valutazione del rischio di esposizione degli impianti di produzione Novamont agli eventi metereologici acuti e cronici previsti dall’appendice “A” al Regolamento Delegato sul clima. 203ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Il principale rischio fisico è di natura idrogeologica. Gli impianti sono localizzati in un bacino regolato da un piano di assetto idrogeologico coordinato da un’autorità di bacino. Il piano individua diversi scenari di rischio legati a fenomeni franosi e alluvionali e individua le misu- re di prevenzione e protocolli di sicurezza adottati dall’attività per la mitigazione di potenziali danni in funzione di eventi metereologici avversi. Tale piano e le relative misure di mitigazione sono aggiornati regolarmente in funzione dell’evoluzione della situazione di rischio fisico. L’attività ha adottato anche piani di emergenza che prevedono procedure e protocolli di sicurezza in caso di evento avverso. Transizione verso un’economia circolare Non applicabile. Prevenzione e riduzione dell’inquinamento L’attività soddisfa i criteri di cui all’appendice C del Regolamento De- legato UE 2021/2139 come modificato nel 2023. Uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine Protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi Gli impianti per la produzione di resine e plastiche derivate da ma- terie prime rinnovabili hanno ottenuto una VIA ai sensi della Diret- tiva 2011/92/EU e pertanto rispettano il principio del non arrecare un danno significativo all’obiettivo di uso sostenibile delle acque e di protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi. 4.1. Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica Contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici L’attività produce energia elettrica utilizzando la tecnologia solare fotovoltaica. Non arrecare danno significativo (“DNSH”) Adattamento ai cambiamenti climatici Il Gruppo ha eseguito una valutazione del rischio di esposizione agli eventi metereologici acuti e cronici previsti dall’appendice “A” al Re- golamento Delegato sul clima. Il management ha adottato procedure e sistemi per l’individuazio- ne, la valutazione, la gestione e il monitoraggio del rischio fisico legato ai cambiamenti climatici, definito come il rischio che i feno- meni metereologici estremi o l’evoluzione progressiva delle condi- zioni metereologiche o fisiche dell’ambiente legati ai cambiamenti climatici, attesi nel medio-lungo termine sulla base di modelli previ- sionali terzi, possano avere ricadute significative sulle condizioni di operabilità, sicurezza e redditività degli attivi, violando in tal modo il principio del “non arrecare un danno significativo” all’obiettivo di adattamento climatico. Il management esegue con cadenza regolare un assessment/ screening top-down della potenziale futura esposizione delle attività Eni ai rischi climatici previsti dalla Tassonomia, con l’o- biettivo ultimo di individuare gli interventi necessari per adat- tare le attività ai rischi metereologici identificati, considerate le mitiganti del rischio già in essere presso ciascun attivo. Tale assessment può considerare diversi orizzonti temporali: circa trent’anni per impianti fotovoltaici, eolici e bioraffinerie, orizzonti più brevi per le colonnine di ricarica che hanno un ciclo di vita più limitato. La metodologia di assessment Eni dei rischi fisici: • utilizza in input dati forniti da un provider esterno leader del set- tore che ha elaborato proiezioni di fenomeni metereologici/fisici di lungo termine con una significativa granularità geografica, ba- sate su indicatori quantitativi (es. numero di giorni con tempera- ture superiori a un certo livello, velocità del vento per differenti periodi di ritorno), in grado di assicurare una copertura globale (offshore e onshore) delle aree dove sono localizzati gli attivi Eni. Le fonti di tali mappe di rischio combinano i modelli clima- tici predittivi più aggiornati con le informazioni di eventi storici, per fornire un andamento tendenziale dei fenomeni naturali a seguito dei cambiamenti climatici; • sviluppa un esercizio di stress test sull’attuale portafoglio di attivi rispetto ai rischi fisici identificati su di un orizzonte temporale pre- valentemente di trent’anni; • è applicata con cadenza annuale ed è oggetto di continuo migliora- mento alla luce dell’esperienza che si consoliderà nel tempo, non- ché della futura evoluzione dei framework sulla tematica e dell’ac- curatezza dei modelli previsionali; • utilizza lo scenario IPCC SSP5 \- 8.5 ai fini della proiezione/previ- sione degli eventi climatici avversi e dell’evoluzione dei rischi fisici connessi al cambiamento climatico; • utilizza le coordinate geografiche di ciascun attivo Eni (longi- tudine e latitudine) per il collocamento nei reticoli di rischio meteorologico (la definizione dei reticoli può arrivare fino a 1 chilometro quadrato) definiti dal provider esterno per rilevare il tipo di rischio climatico a cui ciascun attivo è potenzialmente esposto nei prossimi trent’anni sulla base dello scenario clima- tico adottato; • considera nel processo di valutazione del rischio anche i principali attivi della catena del valore. Una volta definiti i rischi climatici/fisici associati a ciascun atti- vo, il management esegue una valutazione delle barriere esistenti sia fisiche (caratteristiche dell’attivo, materiali impiegati, barrie- re di contenimento, distanza dalle fonti di pericolo, ecc.) sia in termini di sistemi e procedure (sistemi di allerta, procedure di messa in sicurezza degli attivi, esistenza di piani di monitoraggio e verifica, ecc.). RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023204 ENI Al termine di questa fase il management valuta il rischio residuo e: • in caso di pericoli cronici (es. water stress), sono pianificate ed ese- guite attività di monitoraggio con eventuale successiva definizione e follow up di un piano di intervento; • in caso di rischio acuto, è attivato il processo di asset integrity che può condurre alla definizione e attuazione di una piano di adattamento. Sulla base della procedura e metodologia descritte, le installazioni Eni di produzione di e.e. da impianti fotovoltaici non evidenziano, an- che considerata la vita utile residua, sostanziali rischi residui di espo- sizione a eventi metereologici prospettici avversi, pertanto l’attività è stata valutata adatta al CC. Transizione verso un’economia circolare L’attività ha valutato la disponibilità di e utilizza, ove possibile, appa- recchiature e componenti di elevata durabilità e riciclabilità e facili da smantellare e riqualificare. Protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi Tutte le installazioni fotovoltaiche di Eni hanno ottenuto una VIA ai sensi della Direttiva 2011/92/EU e pertanto rispettano il principio del non arrecare un danno significativo all’obiettivo di protezione e ripri- stino della biodiversità e degli ecosistemi. 4.3\. Produzione di energia elettrica a partire dall’energia eolica Contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici L’attività produce energia elettrica a partire dall’energia eolica. DNSH Adattamento ai cambiamenti climatici Il Gruppo ha eseguito una valutazione del rischio di esposizione agli eventi climatici acuti e cronici in base alla metodologia descritta al punto 4.1 e ha concluso che gli impianti di produzione e.e. da energia eolica non evidenziano, anche considerata la vita utile residua, so- stanziali rischi residui di esposizione a eventi metereologici prospet- tici avversi, pertanto l’attività è stata valutata adatta al CC. Transizione verso un’economia circolare L’attività ha valutato la disponibilità di e utilizza, ove possibile, appa- recchiature e componenti di elevata durabilità e riciclabilità e facili da smantellare e riqualificare. Protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi Tutte le installazioni per la produzione di energia elettrica da energia eolica di Eni hanno ottenuto una VIA ai sensi della Direttiva 2011/92/ EU e pertanto rispettano il principio del non arrecare un danno signi- ficativo all’obiettivo di uso sostenibile delle acque e di protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi. 4.8\. Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia Contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici Le installazioni Eni hanno ciascuna una potenza termica nomi- nale totale inferiore a 2 MW e utilizzano combustibili gassosi da biomassa. DNSH Adattamento ai cambiamenti climatici Il Gruppo ha eseguito una valutazione del rischio di esposizione agli eventi metereologici acuti e cronici in base alla metodologia descritta al punto 4.1 e ha concluso che gli impianti di produzione e.e. a partire dalla bioenergia non evidenziano, anche considerata la vita utile residua, sostanziali rischi residui di esposizione a eventi metereologici prospettici avversi, pertanto l’attività è stata valutata adatta al CC. Uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine Protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi Tutte le installazioni per la produzione di energia elettrica da bioenergia di Eni hanno ottenuto una VIA ai sensi della Direttiva 2011/92/EU e pertanto rispettano il principio del non arrecare un danno significativo all’obiettivo di uso sostenibile delle acque e di protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi. 4.13. Produzione di biocarburanti destinati ai trasporti Eni produce olio vegetale idrogenato (HVO) per l’utilizzo nel settore dei trasporti. L’attività è condotta presso le bioraffinerie di Gela e di Venezia. Contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici Ciascun lotto di HVO prodotto nel 2023 è stato analizzato sulla base delle materie prime utilizzate in input e delle emissioni di processo per verificare il contributo sostanziale all’obiettivo di mitigazione del cambiamento climatico. I volumi di HVO prodotti utilizzando colture alimentari e foraggere sono stati esclusi dal KPI, nonché quelli pro- dotti a partire da biomassa agricola che non soddisfa i requisiti di sostenibilità della Direttiva 2001/2018. Il risparmio emissivo ottenuto dall’HVO prodotto da feedstock soste- nibili è stato calcolato sulla base della metodologia di cui all’allegato V della Direttiva EU 2001/2018 in relazione a ciascun tipo di biomas- sa lavorata. Sulla base dell’analisi condotta, circa il 95% dell’HVO prodotto contribuisce a ridurre di almeno il 65% le emissioni di CO 2 rispetto al carburante tradizionale. Gli ammontari di ricavi, costi e in- vestimenti relativi all’attività dichiarati nei KPI sono stati attribuiti in proporzione alla percentuale di HVO rispondente al parametro del contributo sostanziale. 205ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE DNSH Adattamento ai cambiamenti climatici Il Gruppo ha eseguito la valutazione del rischio di esposizione agli eventi metereologici acuti e cronici previsti dall’appendice A all’Atto Delegato sul clima degli impianti di produzione (Gela e Venezia) in base alla metodologia descritta al punto 4.1, e ha concluso che l’attività presso Gela è esposta al rischio di stress idrico. È in corso il piano di monitoraggio del rischio idrico. Uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine Protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi La costruzione delle bioraffinerie e i successivi progetti di riconfigura- zione, ampliamento o ristrutturazione hanno ottenuto prima dell’avvio dei lavori una VIA ai sensi della Direttiva 2011/92/EU e pertanto rispet- tano il principio del non arrecare un danno significativo all’obiettivo di uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine e all’o- biettivo di protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi. 5.12. Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO 2 L’attività riguarda la realizzazione dell’hub di stoccaggio geologico per- manente di HyNet nel Regno Unito, che utilizzerà i giacimenti di gas naturale Eni esauriti localizzati nella Liverpool Bay. Il servizio di stoc- caggio della CO 2 sarà offerto a operatori locali sulla base di una tariffa regolata in corso di negoziazione. È stata approvata dalle competenti autorità italiane il progetto sperimentale per valutare la realizzazione di un hub di cattura della CO 2 presso i giacimenti di gas naturale esauriti di Eni nell’offshore di fronte Ravenna. L’hub è in fase di costruzione. Contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici L’attività è svolta in conformità alla normativa internazionale ISO 27914:2017 per lo stoccaggio geologico di CO 2 . Il progetto svolto in Ita- lia rispetta, per quanto applicabile, i requisiti della Direttiva 2009/31/C. DNSH Adattamento ai cambiamenti climatici Il Gruppo ha eseguito la valutazione del rischio di esposizione dell’at- tività agli eventi metereologici acuti e cronici previsti dall’appendice A all’Atto Delegato sul clima sulla base della metodologia di cui al pun- to 4.1 e ha concluso che gli impianti al servizio della realizzazione dell’hub di stoccaggio geologico, sopra menzionato, non evidenzia- no, anche considerata la vita utile residua, sostanziali rischi residui di esposizione a eventi metereologici prospettici avversi, pertanto l’attività è stata valutata adatta al CC. Prevenzione e riduzione dell’inquinamento Si prevede che l’attività adottando i sistemi di risk management e di M&V previsti dalla citata normativa ISO assicurerà il rispetto dei para- metri d’inquinamento in conformità alla direttiva 2009/31/C. Uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine Protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi Si prevede che l’attività adottando i sistemi di risk management e di M&V previsti dalla citata normativa ISO e attuando tutte le misure pianificate per assicurare il livello minimo di impatto ambientale in vista dell’ottenimento delle necessarie autorizzazioni amministrative dalle autorità UK, sarà in grado di rispettare il criterio DNSH relativo agli obiettivi uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine e protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi. Analogamente per quanto riguarda la realizzazione della prima fase dell’hub di stoccaggio di Ravenna. 6.15. Infrastrutture che consentono il trasporto su strada a basse emissioni di carbonio Contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici L’attività consiste nell’installazione, gestione e manutenzione di una rete di punti di ricarica per veicoli elettrici ed è un’attività abilitante. DNSH Adattamento ai cambiamenti climatici Il Gruppo ha eseguito una valutazione del rischio di esposizione dell’attività agli eventi metereologici acuti e cronici previsti dall’ap- pendice A all’Atto Delegato sul clima in base alla metodologia di cui al punto 4.1 e ha concluso che le infrastrutture sopra men- zionate non evidenziano, anche considerata la vita utile residua, sostanziali rischi residui di esposizione a eventi metereologici prospettici avversi, pertanto l’attività è stata valutata adatta al CC. La valutazione è stata condotta per macroaree geografiche accomunate dalla stessa tipologia di rischi climatici. In generale, l’esposizione dell’attività ai rischi fisici è limitata sia per la disper- sione territoriale delle colonnine sia per considerazioni legate al contributo immateriale di ciascuna installazione e alla rapidità degli eventuali tempi di ripristino. Prevenzione e riduzione dell’inquinamento L’installazione di nuovi punti di ricarica non produce sostan- zialmente rifiuti di cantiere, ovvero sono adottate tecniche per limitare la produzione di rifiuti nei processi di installazione ed eventuale demolizione, conformemente al protocollo UE per la gestione dei rifiuti da costruzione e demolizione, tenendo conto delle migliori tecniche disponibili (quali ad esempio il riciclo dei materiali di scarto e la riduzione del consumo di acqua). Sono adottate misure per ridurre il rumore, le polveri e le emissioni inquinanti durante i lavori di costruzione o manutenzione, quali ad esempio: 1\. utilizzare attrezzature a basso impatto ambientale che produca- no meno rumore, polvere ed emissioni inquinanti rispetto a quel- le tradizionali; RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023206 ENI 2\. limitare gli orari di lavoro, programmando, quando/dove possi- bile, le attività di costruzione/manutenzione durante le ore in cui il volume di traffico è ridotto per limitare l’impatto sulle attività circostanti. Uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine Protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi L’installazione delle colonnine di ricarica per veicoli elettrici rispetta specifiche norme di legge e regole tecniche per garantire la sicurezza degli utenti e l’integrità delle infrastrutture, che comprendono anche la protezione della biodiversità/ecosistemi. 1.2.2.2\. Contributo al conseguimento di più obiettivi Nel 2023 non vi sono attività allineate Eni che contribuiscono in modo sostanziale a più di un obiettivo della Tassonomia. 1.2.2.3. Disaggregazione dei KPI Nell’attività di produzione di biocarburanti per il trasporto l’im- pianto di produzione di Gela è utilizzato in maniera congiunta sia per la produzione di HVO allineato alla Tassonomia, sia per la produzione di HVO ammissibile ma non allineato. Come in- dicato nella descrizione dell’attività, i dati di ricavo e di costi comuni alle due tipologie di produzioni (spese operative e di in- vestimento) sono stati ripartiti in proporzione ai volumi lavorati di biomassa che consentono il conseguimento di un risparmio emissivo di almeno il 65%. Analogamente per la bioraffineria di Venezia. Si ritiene che tale criterio di ripartizione sia basato su un criterio ade- guato al processo di produzione impiegato e ne rifletta le specificità tecniche. 1.2.3\. Informazioni contestuali 1.2.3.1. Informazioni contestuali sul KPI relativo al fatturato I valori che concorrono al numeratore del KPI fatturato derivano da contratti con la clientela rilevati in base all’IFRS 15. L’ammontare totale del numeratore di €1.119 milioni è così articolato: • €192 milioni dalla vendita di e.e. prodotta da impianti fotovoltaici con un aumento di sei volte rispetto al 2022 dovuto alle maggiori produzioni per la crescita della capacità installata; • €168 milioni dalla vendita di e.e. prodotta da impianti eolici pari a circa il doppio rispetto al 2022 dovuto alle maggiori produzioni per la crescita della capacità installata; • €35 milioni dalla vendita di e.e. prodotta da impianti alimentati a biomassa, sostanzialmente in linea; • €59 milioni dalla vendita di materie plastiche in forme primarie in relazione all’acquisizione perfezionata nel quarto trimestre 2023 del gruppo Novamont; • €660 milioni dalla vendita di HVO in linea rispetto al 2022 per effet- to delle maggiori produzioni che hanno bilanciato il calo generaliz- zato dei prezzi dei carburanti. 1.2.3.2. Informazioni contestuali sul KPI relativo alle spese in conto capitale Le spese in conto capitale e gli incrementi di attivo che formano il numeratore del KPI capex pari a €2.012 milioni sono relativi alle se- guenti attività: • €606 milioni relativi all’attività produzione di energia elettrica da fotovoltaico, che comprendono: (i) €214 milioni di incrementi di assets per l’avanzamento nel programma di costruzione di cui €71 milioni relativi alla nuova capacità installata nel 2023 per 153 MW; e (ii) €392 miilioni di acquisizioni di cui €132 milioni relativi ad impianti da terzi perfezionate nell’esercizio per una capacità in operation di 177 MW, e €259 milioni per impianti ready to build con capacità nell’arco di piano 2024-2027 • €138 milioni relativi all’attività produzione di energia elettrica da eolico, che comprendono: (i) €70 milioni di incrementi di assets per l’avanzamento nel programma di costruzione di cui €20 milio- ni relativi alla nuova capacità installata nel 2023 per 57 MW; e (ii) €68 milioni di acquisizioni per impianti ready to build con capacità nell’arco di piano 2024-2027; • €745 milioni relativi all’acquisizione del controllo del Gruppo Novamont le cui attività di produzione di resine e materia pla- stiche da feedstock rinnovabili sono state valutate allineate alla Tassonomia; • €224 milioni relativi all’attività di produzione di biocarburanti, interamente imputati a incremento di PP&E, principalmente re- lativi alle bioraffinerie di Venezia e Gela per €121 milioni e €17 milioni relativi all’avvio del progetto di riconversione in bioraffi- neria a Livorno. Con riferimento a Venezia sono in corso diversi progetti per l’upgrading della bioraffineria di cui i principali ri- guardano: la realizzazione di una nuova sezione (degumming) dell’unità di trattamento della biomassa per potenziare la lavo- razione di cariche più complesse; l’adeguamento dell’impianto ecofining per produrre biocarburanti a partire da cariche pretrat- tate dal degumming; la realizzazione di un impianto di steam reforming e del relativo interconnecting. L’impianto sostituirà il ciclo benzine per la fornitura dell’idrogeno necessario a produrre HVO puro, con un conseguente aumento della capacità di lavo- razione fino a 0,6 milioni di tonnellate/anno, con completamento atteso nel 2025. Con riferimento a Gela i principali progetti riguardano: l’upgrading dell’unità di trattamento della biomassa (BTU) per potenziare la lavorazione di cariche più complesse; la realizzazione dell’impian- to per la produzione di biojet; per entrambe i progetti si prevede il completamento nella seconda metà del 2024. 207ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Tali progetti di bioraffinazione sono parte del piano industriale degli investimenti Eni per il quadriennio 2024-2027 approvato dal Consiglio di Amministrazione il 13 marzo 2024 e sono alcuni dei driver che il Gruppo ha attivato per conseguire l’obiettivo di raggiungere una capacità di oltre 3 milioni di tonnellate/anno entro il 2026. • €145 milioni relativi all’attività di stoccaggio permanente della CO 2 , interamente imputati a incremento delle immobilizzazioni immateriali, nell’ambito dei progetti per la realizzazione dell’hub di stoccaggio di HyNet e Bacton in Regno Unito e, in misura mi- nore, della prima fase dell’hub di stoccaggio di Ravenna, entram- bi inclusi nel piano quadriennale degli investimenti del Gruppo Eni approvato dalla Direzione Aziendale il 13 marzo 2024. Il progetto HyNet prevede un impegno di spesa nel piano di €279 milioni e la prima iniezione di CO 2 nei giacimenti esauriti della Liverpool Bay operati da Eni è prevista nella seconda metà del decennio, mentre il progetto Bacton prevede un impegno di spe- sa pari a €30 milioni e la prima iniezione di CO 2 entro il 2030. Il progetto Ravenna hub prevede un impegno di spesa nel piano di €32 milioni e la prima iniezione di CO 2 nei giacimenti esauri- ti dell’offshore ravennate operati da Eni è programmata entro il 2030 dopo un periodo sperimentale nel corso del 2024; • €121 milioni relativi all’attività di installazione di punti ricarica per EV, imputati ad incrementi di PP&E per €119 milioni e di attività immateriali per €2 milioni, nell’ambito del piano di espansione della rete di ricarica con l’installazione nel 2023 di circa 5,9 mila nuove colonnine a marchio Plenitude; • €23 milioni di investimenti per lo sviluppo di progetti storage che comprendono: (i) €11 milioni di incrementi di assets per l’avanzamento nel programma di costruzione; e (ii) €12 milioni di acquisizioni. 1.2.3.3. Informazioni contestuali sul KPI relativo alle spese operative Le spese operative incluse nel numeratore del relativo KPI pari a €190 milioni riguardano manutenzioni e riparazioni nonché le altre spese dirette connesse al “servicing” quotidiano di immobili, im- pianti e macchinari, a opera dell’impresa o di terzi cui sono ester- nalizzate tali mansioni, necessarie per garantire il funzionamento continuo ed efficace di tali attivi. Il dettaglio riferito alle principali attività è il seguente: • €86 milioni sostenuti nell’attività di produzione di e.e. da impianti fotovoltaici, relativi alle manutenzioni e altre spese di funzionamen- to quotidiano (ispezioni, pulizia e altre); • €25 milioni sostenuti nell’attività di produzione di e.e. da impian- ti eolici, relativi alle manutenzioni e altre spese di funzionamento quotidiano (ispezioni, pulizia e altre); • €64 milioni sostenuti nell’attività di produzione di biocarburanti, re- lativi alle manutenzioni e altre spese di funzionamento quotidiano (ispezioni, pulizia e altre). Verifica rispetto clausola di salvaguardia di cui art. 3 lettera “c” I criteri di ecosostenibilità delle attività economiche di cui all’art. 3 del Reg. Tassonomia prevedono il rispetto di garanzie minime di salvaguardia nella conduzione del business (di cui al comma “c”), rinviando al successivo art. 18 per la loro definizione. La nor- ma le identifica con le procedure attuate da un’impresa al fine di garantire che la gestione aziendale sia conforme alle Linee Guida OCSE per le imprese multinazionali e ai Principi Guida delle Na- zioni Unite su imprese e diritti umani, inclusi i principi e i diritti stabiliti dalle otto convenzioni fondamentali individuate nella di- chiarazione dell’Organizzazione internazionale del lavoro sui prin- cipi e i diritti fondamentali nel lavoro e dalla Carta internazionale dei diritti dell’uomo. Nel dare attuazione a tali procedure, le imprese devono rispettare il principio del “non arrecare un danno significativo” di cui all’ar- ticolo 2, punto 17), del Regolamento (UE) 2019/2088, la Sustai- nable Finance Disclosure Regulation “SFRD”. La SFRD prevede che le istituzioni finanziarie “financial market participants” valu- tino i rischi ESG degli investimenti inclusi nei prodotti finanziari che intendono collocare presso i risparmiatori, attraverso la mi- surazione delle performance di sostenibilità delle aziende oggetto di investimento in relazione a una serie predefinita di indicatori chiave d’impatto in aree critiche “principal adverse impacts”. Cin- que di questi indicatori sono di natura sociale: (i) violazioni dei principi del Global Compact delle NU e delle linee guida OCSE per le imprese multinazionali; (ii) mancanza di processi e di meccani- smi di ottemperanza per monitorare il rispetto dei principi di cui al punto precedente; (iii) divario retributivo di genere; (iv) diversi- tà di genere nella composizione degli organi amministrativi; (v) esposizione ai settori degli armamenti controversi. La definizio- ne di investimento sostenibile di cui al punto 17 dell’art. 2 del- la SFDR stabilisce che un investimento è tale se contribuisce a obiettivi ambientali o sociali definiti in maniera ampia, a condi- zione che non leda nessuno di tali obiettivi. Pertanto, Eni assume che il rispetto del principio “non arrecare un danno significativo” della SFRD sia da intendere con riferimento ai cinque indicatori d’impatto sociale descritti in precedenza, quattro dei quali sono compresi nei processi di due diligence Eni in ambito diritti umani, mentre per il quinto Eni conferma di non essere presente nei set- tori degli armamenti controversi. Le linee guida OCSE per le aziende multinazionali sono principi di conduzione responsabile del business relativi ad otto aree di attività: • tre riconducibili al tema dei diritti umani (diritti umani, protezione dei consumatori, occupazione e relazioni industriali); • Anti-corruzione; • competizione equa; • tassazione. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023208 ENI Infine, l’ambiente è affrontato negli altri criteri di sostenibilità dell’art. 3 del Reg. Tassonomia, mentre scienza/tecnologia sono fuori ambi- to. Le otto convenzioni ILO sul lavoro sono nel loro complesso ricon- ducibili al tema del rispetto dei diritti umani. L’osservanza dei principi fondamentali in materia di diritti umani con- tenuti nell’International Bill of Human Rights (Universal Declaration of Human Rights, International Covenant on Civil and Political Rights and International Covenant on Economic Social and Cultural Rights) è garantita dal rispetto della Costituzione e della normativa italiana che fa suoi tali principi e che Eni, quale azienda incorporata in Italia, è tenuta a osservare. La verifica del rispetto della clausola di salvaguardia si fonda sull’isti- tuzione e mantenimento di adeguati processi e sistemi aziendali di due diligence nei seguenti ambiti: • diritti umani; • lotta alla corruzione; • rispetto della competition law; • tassazione d’impresa. Inoltre, l’Azienda valuta lo status dei procedimenti legali a carico dell’impresa, di un sua controllata o di esponenti del top manage- ment per violazioni di leggi nazionali o internazionali relative a tali materie, nonché la gestione di eventuali “complaints” o segnala- zioni per presunte violazioni dei diritti umani, presentati da singoli stakeholder o gruppi di stakeholder presso un Punto di Contatto Nazionale OCSE o presso il “Business and Human Rights Resource Centre” con particolare riguardo ai casi a fronte dei quali la Società non abbia dimostrato un impegno concreto nel gestire la segnala- zione, non cooperando per una sua risoluzione e/o non adottando un piano di rimedio nel caso di una sua accertata responsabilità per aver causato e/o contribuito all’impatto negativo lamentato. I sistemi di due diligence di Eni • ANTI-CORRUZIONE. Nell’ambito della policy aziendale di tolleran- za zero nei confronti della corruzione, Eni si è dotata di un ambiente di controllo e di processi e presidi con l’obiettivo di prevenire qual- siasi forma di comportamento o transazione aventi intento corrut- tivo e di garantire la costante e puntuale osservanza da parte delle persone che lavorano in Eni o per conto di Eni delle leggi vigenti nei Paesi in cui la Società opera, ivi incluse le leggi di ratifica delle Con- venzioni Internazionali, che proibiscono la corruzione nei confronti di pubblici ufficiali nonché la corruzione fra privati. Tale sistema si applica anche al riciclaggio di denaro. L’ambiente di controllo si fonda su valori condivisi dall’organizzazione a partire dal top ma- nagement, che includono l’istituzione di un codice etico ispirato ai principi di trasparenza, onestà, correttezza e buona fede nella con- duzione del business, l’adesione ai dieci principi delle NU in tema di responsabilità d’impresa, la partecipazione al Global Compact e la formazione del personale sui temi etici. I processi e i presidi hanno la finalità di assicurare la corretta e trasparente registrazione delle transazioni aziendali, le verifiche delle controparti economiche nel caso di operazioni significative (acquisizioni/cessioni di società, rami d’azienda, titoli minerari, business combination, ecc.), le verifi- che delle controparti in altre attività a rischio corruzione (business associate, joint venture partner, broker, iniziative non profit, sponso- rizzazioni etc.), nonché la conformità dei comportamenti aziendali alle regole interne in tutte le circostanze dove sono possibili infra- zioni del codice etico, con l’obiettivo di prevenire qualsiasi forma di corruzione nella conduzione del business. Parte integrante dei presidi Eni in ambito anti-corruzione è l’istituzione di un meccani- smo di whistleblowing per la gestione delle segnalazioni ricevute dalla Società attraverso un canale ben indentificato e riconoscibile di presunte violazioni delle normative anticorruzione antiriciclaggio (tale meccanismo si applica anche alla DD sui diritti umani). Nel 2023 la Società o esponenti del senior management non sono stati parte di alcun procedimento penale per violazioni delle normative anti-corruzione che si sia concluso con una sentenza di condanna definitiva. Per maggiori informazioni sullo status del contenzioso del Gruppo, si rinvia alle note del bilancio consolidato. • TASSAZIONE. Eni ha adottato un sistema di DD della gestione dei rapporti con le Autorità fiscali dei Paesi in cui opera, con l’o- biettivo di assicurare con ragionevole certezza che le operazioni di business siano svolte nel rispetto della normativa fiscale appli- cabile e dei presidi operativi istituiti dalla Tax Strategy aziendale che prevede l’assolvimento delle imposte nei Paesi dove avviene l’operatività secondo lo spirito oltreché la lettera delle regole locali e rifiuta scelte di politica fiscale aggressive fra le quali anche la localizzazione di legal entities nei cosiddetti paradisi fiscali. La Società si è dotata di un Tax Control Framework, cioè di un siste- ma di controllo specifico del rischio fiscale di cui è responsabile il management per la verifica della coerenza tra le scelte di ge- stione fiscale e la strategia approvata dal Consiglio. L’ambiente di controllo e i processi/procedure sono stati disegnati in modo da ridurre a un livello relativamente contenuto il rischio di viola- zioni con impatto finanziario o reputazionale significativo (rischio fiscale). Nel 2023 nessuna società del Gruppo è stata parte di alcun contenzioso fiscale per violazioni della normativa o per frode fiscale che si sia concluso con una sentenza di condanna definitiva. Per maggiori informazioni sullo status del contenzioso del Gruppo in materia fiscale, si rinvia alle note del bilancio con- solidato; tali contenziosi sono relativi all’interpretazione tecnica delle norme fiscali locali, spesso molto complesse, e sono gestiti in un’ottica di conciliazione. • FAIR COMPETITION. Eni ha istituito un ambiente di controllo e un insieme di procedure e presidi con l’obiettivo di garantire che la conduzione degli affari e delle attività aziendali avvenga nel rispetto 209ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE delle regole poste a tutela della concorrenza nei vari Paesi in cui opera. I principi della concorrenza intesa come contesto di mercato che incentiva le imprese ad eccellere nella qualità ed economicità dei prodotti e/o servizi venduti/forniti e l’osservanza della norma- tiva antitrust sono valori fondamentali della Società. Il sistema di controllo Eni è articolato nelle tre fasi della prevenzione, monito- raggio/mitigazione dei rischi e contrasto alle condotte illecite ed è disegnato in modo da assicurare con ragionevole certezza che le unità di business non adottino comportamenti anticoncorrenziali o diano luogo a pratiche restrittive del libero mercato o collusioni con imprese concorrenti e non commettano abusi di posizione do- minante. Le operazioni aziendali di incremento della quota di mer- cato (concentrazioni) sono eseguite previa notifica delle stesse alle Autorità antitrust competenti, assicurando il rispetto degli obblighi di standstill e del divieto di scambio illegittimo di informazioni nel- la fase di negoziazione e di due diligence. Nel 2023 le società del Gruppo non sono state parte di alcun significativo contenzioso per violazioni della normativa antitrust che si sia concluso con l’irroga- zione di una sanzione. Per maggiori informazioni sullo status dei contenziosi rilevanti del Gruppo in materia antitrust, si rinvia alla sezione Contenziosi della Relazione Finanziaria Annuale. • DIRITTI UMANI. I diritti umani sono al centro della visione Eni di impresa responsabile e parte integrante dei valori, della cultura e dei sistemi manageriali dell’organizzazione. Eni è impegnata a rispettare i diritti umani in tutte le attività d‘impresa e pone analo- ga aspettativa nei confronti dei business partner che operano per conto di Eni o ai quali sono appaltate fasi delle attività industriali di Eni. A tale scopo, Eni si è dotata progressivamente di modelli risk-based basati su elementi di contesto (rischi specifici nei Pa- esi di operatività) e sulle caratteristiche delle attività di business che, in base al potenziale rischio sui diritti umani, consentono all’azienda di individuare e adottare le opportune misure di ge- stione. L’impegno di Eni su questo tema, inoltre, è affermato dalla recente emissione della Policy ECG “Rispetto dei Diritti Umani in Eni”, le cui linee fondamentali sono state approvate dal Consiglio di Amministrazione nel mese di settembre 2023 e che sostituisce la precedente Dichiarazione di Eni sul rispetto dei diritti umani. Tale Policy evidenzia le aree prioritarie (salient issues) su cui Eni esercita la due diligence dei diritti umani in conformità alle Linee Guida OCSE per le imprese multinazionali e alle relative racco- mandazioni in tema di due diligence, nonché ai Principi Guida del- le Nazioni Unite su Impresa e diritti umani UN Guiding Principles on Business and Human Rights (UNGP). Il processo Eni di Human Rights Due Diligence identifica e valuta i rischi correlati alla potenziale violazione dei Diritti Umani sotto un duplice profilo: - rischio di causare (o contribuire a causare) impatti negativi, ef- fettivi o potenziali, sui Diritti Umani, con riferimento agli UNGPs e alle Linee Guida OCSE; - rischio di incorrere in sanzioni, perdite finanziarie rilevanti o dan- ni di reputazione (cd. rischio di compliance). In linea con le raccomandazioni OCSE/UNGP, la DD Eni è articola- ta in sei fasi: i) l’adozione da parte del Board di una dichiarazione di impegno attraverso l’emissione di una policy aziendale che affermi il rispetto dei diritti umani e l’integrazione dei diritti umani nei sistemi di gestione, nei processi e nelle politiche aziendali; ii) la ricognizione degli ambiti di operatività dove Eni è esposta a significativi rischi di violazione dei diritti umani con l’indi- viduazione dei temi considerati più significativi per Eni (i cd. salient issue), definiti in base alle attività di business condot- te, ai contesti in cui Eni opera e alla condivisione con rilevanti stakeholder locali e internazionali, adottando un approccio risk-based; iii) un processo risk-assessment volto a identificare e valutare gli impatti negativi attuali o attesi delle attività aziendali sui diritti umani che preveda il coinvolgimento degli stakeholder; iv) la definizione e l’adozione di misure atte a prevenire, cessare o mitigare eventuali impatti negativi; v) la verifica dell’efficacia delle misure adottate; vi) la comunicazione degli outcome delle azioni implementate dalla Società per prevenire, cessare, mitigare gli impatti avversi sia a beneficio degli stakeholder interessati sia per migliorare i processi di pianificazione delle attività aziendali future. In linea con le raccomandazioni OCSE, la DD Eni si avvale di un meccanismo di ricezione dei reclami e delle preoccupazioni degli stakeholder – singoli individui, comunità o associazioni d’individui con particolare attenzione alle categorie più deboli – attraverso il quale gli interessati segnalano alla Società presunte violazioni dei diritti umani nell’ambito delle attività industriali Eni, affinché la So- cietà sia in grado di tempestivamente intercettare, valutare, gesti- re e – qualora accertate – porre in essere le opportune misure di rimedio. In particolare, sono a disposizione degli stakeholder due strumenti specifici ai quali ricorrere in caso di presunta violazione dei diritti umani: - il “Grievance Mechanism”, costituito dall’insieme delle modalità definite da Eni per il processo di invio, in forma scritta o verbale, delle istanze o lamentele in relazione alle attività svolte, nonché della relativa gestione e risoluzione. I grievance riferiti ai Diritti Umani classificati come “rilevanti” prevedono uno specifico iter di analisi e risposta; - le “Segnalazioni” costituite dalla possibilità, per chiunque, dipen- denti o soggetti terzi, di segnalare, anche in forma confidenziale o anonima, problematiche attinenti al Sistema di Controllo Inter- no o ad altre materie in violazione del Codice Etico, quali etica di impresa, pratiche di mobbing, molestie, discriminazioni e rispet- to dei Diritti Umani. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023210 ENI Inoltre, Eni coopera con altri meccanismi di rimedio non giudiziali, quali ad esempio quello previsto e disciplinato dalle Linee Guida OCSE e instaurato presso i Punti di Contatto Nazionali dell’OCSE, presenti nei vari Paesi. Eni è attivamente impegnata nel verificare e fornire, o cooperare per fornire, rimedi in caso di impatti negativi sui diritti umani che potreb- be aver causato o a cui ha contribuito, ed a compiere ogni sforzo per promuovere il raggiungimento dello stesso obiettivo nei casi in cui l’impatto sia direttamente collegato alle sue operazioni, prodotti o servizi. In nessun caso Eni impedisce ai potenziali reclamanti l’acces- so a misure di rimedio, al contrario si impegna a prevenire ritorsioni nei confronti dei lavoratori e di altri stakeholder per aver sollevato preoccupazioni relative ai diritti umani, e non tollera né contribuisce a minacce, intimidazioni, ritorsioni o attacchi contro difensori dei di- ritti umani e stakeholder coinvolti in relazione alle proprie operazioni. Parte integrante della due diligence è la comunicazione dei risultati ottenuti. Eni pubblica ogni anno il suo report di sostenibilità “Eni for” che include una sezione specifica dedicata ai progressi nella tutela dei diritti umani, cui ha affiancato un report interamente dedicato al tema dei diritti umani “Eni for - Human Rights”. Nel 2023 Eni non ha ricevuto alcuna condanna passata in giudicato per violazioni di leggi, regolamenti o altri istituti normativi in materia di diritti umani, corruzione, significative violazioni delle norme sulla concorrenza o di quelle fiscali, e collabora attivamente ed in buona fede con i Punti di Contatto Nazionali OCSE per la risoluzione delle Istanze Specifiche in corso. Sul tema dei diritti umani si segnala che Eni è stata classificata secon- da tra le aziende del settore energetico da parte del Corporate Human Rights Benchmark 2023, promosso dalla World Benchmark Alliance. In conclusione, sulla base delle valutazioni eseguite, Eni conclude di essere in compliance con la clausola di salvaguardia di cui alla lette- ra “c” dell’art. 3 del Regolamento UE sulla Tassonomia. 211ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Esercizio finanziario 2023 Criteri per il contributo sostanziale Criteri per “non arrecare un danno significativo” Attività economiche (1) Codice/i (2) Fatturato assoluto (3) Quota di fatturato (4) Mitigazione dei cambiamenti climatici (5) Adattamento ai cambiamenti climitaici (6) Acque e risorse marine (7) Economia circolare (8) Inquinamento (9) Biodiversità ed ecosistemi (10) Mitigazione dei cambiamenti climatici (11) Adattamento ai cambiamenti climitaici (12) Acque e risorse marine (13) Economia circolare (14) Inquinamento (15) Biodiversità ed ecosistemi (16) Garanzie minime di salvaguardia (17) Quota di fatturato allineata alla Tassonomia, anno 2022 (18) Categoria (attività abilitante) (20) Categoria (attività di transizione) (21) m€ % S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S/N S/N S/N S/N S/N S/N S/N % A T A. ATTIVITÀ AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA A.1. Attività ecosostenibili (allineate alla Tassonomia) Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 59 0,1% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% T Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica CCM 4.1 192 0,2% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica CCM 4.3 168 0,2% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,1% Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.8 35 0,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti e di bioliquidi CCM 4.13 660 0,7% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,5% Digestione anaerobica di rifiuti organici CCM 5.7/CE 2.5 3 0,0% S N/AM N/AM N N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Compostaggio di rifiuti organici CCM 5.8/CE 2.5 2 0,0% S N/AM N/AM N N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Fatturato delle attività ecosostenibili (allineate alla Tassonomia) (A.1) 1.119 1,2% % S S S S S S % Di cui abilitanti 0,0% 0,0% A Di cui di transizione 0,1% 0,0% T A.2. Attività ammissibili alla Tassonomia ma non ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia) Fabbricazione di imballaggi in materie plastiche CE 1.1 7 0,0% N/AM N/AM N/AM AM N/AM N/AM S 0,0% Recupero dei rifiuti organici mediante digestione anaerobica o compostaggio CE 2.5 5 0,0% AM N/AM N/AM AM N/AM N/AM S 0,0% Fabbricazione di prodotti chimici di base organici CCM 3.14 1.323 1,4% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 1,6% Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 1.583 1,7% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 1,6% Trasmissione e distribuzione di energia elettrica CCM 4.9 7 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti e di bioliquidi CCM 4.13 84 0,1% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Cogenerazione di calore/freddo ed energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.20 1 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia elettrica a partire da combustibili gassosi fossili CCM 4.30 2.105 2,2% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 3,5% Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta e trattamento delle acque reflue CCM 5.3 12 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Raccolta e trasporto di rifiuti non pericolosi in frazioni separate alla fonte CCM 5.5 2 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali leggeri CCM 6.5 23 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Fatturato delle attività ammissibili alla Tassonomia ma non ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia) (A.2) 5.147 5,5% % % % % % % S % Fatturato delle attività ammissibili alla Tassonomia (A.1 + A.2) 6.266 6,7% % B. ATTIVITÀ NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA Fatturato delle attività non ammissibili alla Tassonomia (B) 87.451 93,3% Totale 93.717 100,0% QUOTA DEL FATTURATO KPI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023212 ENI Esercizio finanziario 2023 Criteri per il contributo sostanziale Criteri per “non arrecare un danno significativo” Attività economiche (1) Codice/i (2) Fatturato assoluto (3) Quota di fatturato (4) Mitigazione dei cambiamenti climatici (5) Adattamento ai cambiamenti climitaici (6) Acque e risorse marine (7) Economia circolare (8) Inquinamento (9) Biodiversità ed ecosistemi (10) Mitigazione dei cambiamenti climatici (11) Adattamento ai cambiamenti climitaici (12) Acque e risorse marine (13) Economia circolare (14) Inquinamento (15) Biodiversità ed ecosistemi (16) Garanzie minime di salvaguardia (17) Quota di fatturato allineata alla Tassonomia, anno 2022 (18) Categoria (attività abilitante) (20) Categoria (attività di transizione) (21) m€ % S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S/N S/N S/N S/N S/N S/N S/N % A T A. ATTIVITÀ AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA A.1. Attività ecosostenibili (allineate alla Tassonomia) Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 59 0,1% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% T Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica CCM 4.1 192 0,2% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica CCM 4.3 168 0,2% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,1% Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.8 35 0,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti e di bioliquidi CCM 4.13 660 0,7% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,5% Digestione anaerobica di rifiuti organici CCM 5.7/CE 2.5 3 0,0% S N/AM N/AM N N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Compostaggio di rifiuti organici CCM 5.8/CE 2.5 2 0,0% S N/AM N/AM N N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Fatturato delle attività ecosostenibili (allineate alla Tassonomia) (A.1) 1.119 1,2% % S S S S S S % Di cui abilitanti 0,0% 0,0% A Di cui di transizione 0,1% 0,0% T A.2. Attività ammissibili alla Tassonomia ma non ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia) Fabbricazione di imballaggi in materie plastiche CE 1.1 7 0,0% N/AM N/AM N/AM AM N/AM N/AM S 0,0% Recupero dei rifiuti organici mediante digestione anaerobica o compostaggio CE 2.5 5 0,0% AM N/AM N/AM AM N/AM N/AM S 0,0% Fabbricazione di prodotti chimici di base organici CCM 3.14 1.323 1,4% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 1,6% Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 1.583 1,7% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 1,6% Trasmissione e distribuzione di energia elettrica CCM 4.9 7 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti e di bioliquidi CCM 4.13 84 0,1% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Cogenerazione di calore/freddo ed energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.20 1 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia elettrica a partire da combustibili gassosi fossili CCM 4.30 2.105 2,2% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 3,5% Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta e trattamento delle acque reflue CCM 5.3 12 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Raccolta e trasporto di rifiuti non pericolosi in frazioni separate alla fonte CCM 5.5 2 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali leggeri CCM 6.5 23 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Fatturato delle attività ammissibili alla Tassonomia ma non ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia) (A.2) 5.147 5,5% % % % % % % S % Fatturato delle attività ammissibili alla Tassonomia (A.1 + A.2) 6.266 6,7% % B. ATTIVITÀ NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA Fatturato delle attività non ammissibili alla Tassonomia (B) 87.451 93,3% Totale 93.717 100,0% 213ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE QUOTA DELLE SPESE IN CONTO CAPITALE KPI Esercizio finanziario 2023 Criteri per il contributo sostanziale Criteri per “non arrecare un danno significativo” Attività economiche (1) Codice/i (2) Spese in conto capitale assolute (3) Quota di spese in conto capitale (4) Mitigazione dei cambiamenti climatici (5) Adattamento ai cambiamenti climitaici (6) Acque e risorse marine (7) Economia circolare (8) Inquinamento (9) Biodiversità ed ecosistemi (10) Mitigazione dei cambiamenti climatici (11) Adattamento ai cambiamenti climitaici (12) Acque e risorse marine (13) Economia circolare (14) Inquinamento (15) Biodiversità ed ecosistemi (16) Garanzie minime di salvaguardia (17) Quota delle spese in conto capitale allineata o ammissibile alla tassonomia anno 2022 (18) Categoria (attività abilitante) (20) Categoria (attività di transizione) (21) m€ % S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S/N S/N S/N S/N S/N S/N S/N % A T A. ATTIVITÀ AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA A.1. Attività ecosostenibili (allineate alla Tassonomia) Produzione di idrogeno CCM 3.10 2 0,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 745 5,5% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% T Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica CCM 4.1 606 4,4% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 4,9% Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica CCM 4.3 138 1,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 7,3% Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.8 2 0,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Accumulo di energia elettrica CCM 4.10 23 0,2% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti e di bioliquidi CCM 4.13 224 1,6% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,8% Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO 2 CCM 5.12 145 1,1% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,6% Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali leggeri CCM 6.5 6 0,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Infrastrutture che consentono il trasporto su strada e il trasporto pubblico a basse emissioni di carbonio CCM 6.15 121 0,9% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,5% A Spese in conto capitale delle attività ecosostenibili (allineate alla Tassonomia) (A.1) 2.012 14,7% % S S S S S S % Di cui abilitanti 0,9% 0,5% A Di cui di transizione 5,5% 0,0% T A.2. Attività ammissibili alla Tassonomia ma non ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia) Fabbricazione di prodotti chimici di base organici CCM 3.14 66 0,5% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,9% Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 78 0,6% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,6% Trasmissione e distribuzione di energia elettrica CCM 4.9 2 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti e di bioliquidi CCM 4.13 76 0,6% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,2% Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia elettrica a partire da combustibili gassosi fossili CCM 4.30 101 0,7% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 1,2% Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta e trattamento delle acque reflue CCM 5.3 32 0,2% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,4% Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali leggeri CCM 6.5 10 0,1% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,1% Infrastrutture che consentono il trasporto su strada e il trasporto pubblico a basse emissioni di carbonio CCM 6.15 6 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Spese in conto capitale delle attività ammissibili alla tassonomia ma non ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia) (A.2) 371 2,7% % % % % % % S % Spese in conto capitale delle attività ammissibili alla Tassonomia (A.1 + A.2) 2.383 17,4% % B. ATTIVITÀ NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA Spese in conto capitale delle attività non ammissibili alla Tassonomia (B) 11.282 82,6% Totale 13.665 100,0% RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023214 ENI Esercizio finanziario 2023 Criteri per il contributo sostanziale Criteri per “non arrecare un danno significativo” Attività economiche (1) Codice/i (2) Spese in conto capitale assolute (3) Quota di spese in conto capitale (4) Mitigazione dei cambiamenti climatici (5) Adattamento ai cambiamenti climitaici (6) Acque e risorse marine (7) Economia circolare (8) Inquinamento (9) Biodiversità ed ecosistemi (10) Mitigazione dei cambiamenti climatici (11) Adattamento ai cambiamenti climitaici (12) Acque e risorse marine (13) Economia circolare (14) Inquinamento (15) Biodiversità ed ecosistemi (16) Garanzie minime di salvaguardia (17) Quota delle spese in conto capitale allineata o ammissibile alla tassonomia anno 2022 (18) Categoria (attività abilitante) (20) Categoria (attività di transizione) (21) m€ % S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S/N S/N S/N S/N S/N S/N S/N % A T A. ATTIVITÀ AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA A.1. Attività ecosostenibili (allineate alla Tassonomia) Produzione di idrogeno CCM 3.10 2 0,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 745 5,5% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% T Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica CCM 4.1 606 4,4% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 4,9% Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica CCM 4.3 138 1,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 7,3% Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.8 2 0,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Accumulo di energia elettrica CCM 4.10 23 0,2% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti e di bioliquidi CCM 4.13 224 1,6% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,8% Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO 2 CCM 5.12 145 1,1% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,6% Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali leggeri CCM 6.5 6 0,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Infrastrutture che consentono il trasporto su strada e il trasporto pubblico a basse emissioni di carbonio CCM 6.15 121 0,9% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,5% A Spese in conto capitale delle attività ecosostenibili (allineate alla Tassonomia) (A.1) 2.012 14,7% % S S S S S S % Di cui abilitanti 0,9% 0,5% A Di cui di transizione 5,5% 0,0% T A.2. Attività ammissibili alla Tassonomia ma non ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia) Fabbricazione di prodotti chimici di base organici CCM 3.14 66 0,5% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,9% Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 78 0,6% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,6% Trasmissione e distribuzione di energia elettrica CCM 4.9 2 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti e di bioliquidi CCM 4.13 76 0,6% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,2% Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia elettrica a partire da combustibili gassosi fossili CCM 4.30 101 0,7% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 1,2% Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta e trattamento delle acque reflue CCM 5.3 32 0,2% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,4% Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali leggeri CCM 6.5 10 0,1% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,1% Infrastrutture che consentono il trasporto su strada e il trasporto pubblico a basse emissioni di carbonio CCM 6.15 6 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Spese in conto capitale delle attività ammissibili alla tassonomia ma non ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia) (A.2) 371 2,7% % % % % % % S % Spese in conto capitale delle attività ammissibili alla Tassonomia (A.1 + A.2) 2.383 17,4% % B. ATTIVITÀ NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA Spese in conto capitale delle attività non ammissibili alla Tassonomia (B) 11.282 82,6% Totale 13.665 100,0% 215ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE QUOTA DELLE SPESE OPERATIVE KPI Esercizio finanziario 2023 Criteri per il contributo sostanziale Criteri per "non arrecare un danno significativo" Attività economiche (1) Codice/i (2) Spese operative assolute (3) Quota di spese operative (4) Mitigazione dei cambiamenti climatici (5) Adattamento ai cambiamenti climitaici (6) Acque e risorse marine (7) Economia circolare (8) Inquinamento (9) Biodiversità ed ecosistemi (10) Mitigazione dei cambiamenti climatici (11) Adattamento ai cambiamenti climitaici (12) Acque e risorse marine (13) Economia circolare (14) Inquinamento (15) Biodiversità ed ecosistemi (16) Garanzie minime di salvaguardia (17) Quota delle spese operative allineata o ammissibile alla tassonomia anno 2022 (18) Categoria (attività abilitante) (20) Categoria (attività di transizione) (21) m€ % S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S/N S/N S/N S/N S/N S/N S/N % A T A. ATTIVITÀ AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA A.1. Attività ecosostenibili (allineate alla Tassonomia) Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 5 0,1% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% T Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica CCM 4.1 86 2,2% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,4% Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica CCM 4.3 25 0,6% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,7% Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.8 8 0,2% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,1% Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti e di bioliquidi CCM 4.13 64 1,6% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,6% Digestione anaerobica di rifiuti organicI CCM 5.7 2 0,1% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,1% Spese operative delle attività ecosostenibili (allineate alla Tassonomia) (A.1) 190 4,8% % S S S S S S % Di cui abilitanti 0,0% 0,0% A Di cui di transizione 0,1% 0,0% T A.2. Attività ammissibili alla Tassonomia ma non ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia) Fabbricazione di altre tecnologie a basse emissioni di carbonio CCM 3.6 8 0,2% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,6% Fabbricazione di prodotti chimici di base organici CCM 3.14 57 1,4% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 1,7% Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 69 1,7% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 1,6% Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica CCM 4.1 0 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,3% Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica CCM 4.3 0 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Produzione di energia elettrica mediante tecnologie dell'energia oceanica CCM 4.4 0 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,2% Trasmissione e distribuzione di energia elettrica CCM 4.9 2 0,1% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Accumulo di energia elettrica CCM 4.10 0 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,1% Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti e di bioliquidi CCM 4.13 17 0,4% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,7% Cogenerazione di calore/freddo ed energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.20 13 0,3% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,2% Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia elettrica a partire da combustibili gassosi fossili CCM 4.30 46 1,2% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 1,2% Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta e trattamento delle acque reflue CCM 5.3 140 3,5% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 3,3% Raccolta e trasporto di rifiuti non pericolosi in frazioni separate alla fonte CCM 5.5 8 0,2% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,1% Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO 2 CCM 5.12 3 0,1% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,2% Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali leggeri CCM 6.5 5 0,1% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,1% Spese operative delle attività ammissibili alla Tassonomia ma non ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia) (A.2) 368 9,2% % % % % % % S % Spese operative delle attività ammissibili alla Tassonomia (A.1 + A.2) 558 14,0% % B. ATTIVITÀ NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA Spese operative delle attività non ammissibili alla tassonomia (B) 3.421 86,0% Totale 3.979 100,0% RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023216 ENI Esercizio finanziario 2023 Criteri per il contributo sostanziale Criteri per "non arrecare un danno significativo" Attività economiche (1) Codice/i (2) Spese operative assolute (3) Quota di spese operative (4) Mitigazione dei cambiamenti climatici (5) Adattamento ai cambiamenti climitaici (6) Acque e risorse marine (7) Economia circolare (8) Inquinamento (9) Biodiversità ed ecosistemi (10) Mitigazione dei cambiamenti climatici (11) Adattamento ai cambiamenti climitaici (12) Acque e risorse marine (13) Economia circolare (14) Inquinamento (15) Biodiversità ed ecosistemi (16) Garanzie minime di salvaguardia (17) Quota delle spese operative allineata o ammissibile alla tassonomia anno 2022 (18) Categoria (attività abilitante) (20) Categoria (attività di transizione) (21) m€ % S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S;N; N/AM (b) (c) S/N S/N S/N S/N S/N S/N S/N % A T A. ATTIVITÀ AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA A.1. Attività ecosostenibili (allineate alla Tassonomia) Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 5 0,1% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% T Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica CCM 4.1 86 2,2% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,4% Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica CCM 4.3 25 0,6% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,7% Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.8 8 0,2% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,1% Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti e di bioliquidi CCM 4.13 64 1,6% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,6% Digestione anaerobica di rifiuti organicI CCM 5.7 2 0,1% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,1% Spese operative delle attività ecosostenibili (allineate alla Tassonomia) (A.1) 190 4,8% % S S S S S S % Di cui abilitanti 0,0% 0,0% A Di cui di transizione 0,1% 0,0% T A.2. Attività ammissibili alla Tassonomia ma non ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia) Fabbricazione di altre tecnologie a basse emissioni di carbonio CCM 3.6 8 0,2% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,6% Fabbricazione di prodotti chimici di base organici CCM 3.14 57 1,4% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 1,7% Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 69 1,7% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 1,6% Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica CCM 4.1 0 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,3% Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica CCM 4.3 0 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Produzione di energia elettrica mediante tecnologie dell'energia oceanica CCM 4.4 0 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,2% Trasmissione e distribuzione di energia elettrica CCM 4.9 2 0,1% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Accumulo di energia elettrica CCM 4.10 0 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,1% Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti e di bioliquidi CCM 4.13 17 0,4% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,7% Cogenerazione di calore/freddo ed energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.20 13 0,3% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,2% Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia elettrica a partire da combustibili gassosi fossili CCM 4.30 46 1,2% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 1,2% Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta e trattamento delle acque reflue CCM 5.3 140 3,5% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 3,3% Raccolta e trasporto di rifiuti non pericolosi in frazioni separate alla fonte CCM 5.5 8 0,2% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,1% Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO 2 CCM 5.12 3 0,1% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,2% Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali leggeri CCM 6.5 5 0,1% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,1% Spese operative delle attività ammissibili alla Tassonomia ma non ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia) (A.2) 368 9,2% % % % % % % S % Spese operative delle attività ammissibili alla Tassonomia (A.1 + A.2) 558 14,0% % B. ATTIVITÀ NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA Spese operative delle attività non ammissibili alla tassonomia (B) 3.421 86,0% Totale 3.979 100,0% 217ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Modello 1 – Attività legate al nucleare e ai gas fossili Riga Attività legate all’energia nucleare 2022 1 L’impresa svolge, finanzia o ha esposizioni verso la ricerca, lo sviluppo, la dimostrazione e la realizzazione di impianti innovativi per la generazione di energia elettrica che producono energia a partire da processi nucleari con una quantità minima di rifiuti del ciclo del combustibile. No 2 L’impresa svolge, finanzia o ha esposizioni verso la costruzione e l’esercizio sicuro di nuovi impianti nucleari per la generazione di energia elettrica o calore di processo, anche a fini di teleriscaldamento o per processi industriali quali la produzione di idrogeno, e miglioramenti della loro sicurezza, con l’ausilio delle migliori tecnologie disponibili. No 3 L’impresa svolge, finanzia o ha esposizioni verso l’esercizio sicuro di impianti nucleari esistenti che generano energia elettrica o calore di processo, anche per il teleriscaldamento o per processi industriali quali la produzione di idrogeno a partire da energia nucleare, e miglioramenti della loro sicurezza. No Attività legate ai gas fossili 4 L’impresa svolge, finanzia o ha esposizioni verso la costruzione o la gestione di impianti per la produzione di energia elettrica che utilizzano combustibili gassosi fossili. Si 5 L’impresa svolge, finanzia o ha esposizioni verso la costruzione, la riqualificazione e la gestione di impianti di generazione combinata di calore/freddo ed energia elettrica che utilizzano combustibili gassosi fossili. No 6 L’impresa svolge, finanzia o ha esposizioni verso la costruzione, la riqualificazione e la gestione di impianti di generazione di calore che producono calore/freddo utilizzando combustibili gassosi fossili. No Modello 2 – Attività economiche allineate alla Tassonomia (denominatore) (€ milioni, eccetto dove diversamente indicato) Riga Attività legate all’energia nucleare Turnover Capex Opex CCM+CCA Mitigazione dei cambiamenti climatici (CCM) Adattamento ai cambiamenti climatici (CCA) CCM+CCA Mitigazione dei cambiamenti climatici (CCM) Adattamento ai cambiamenti climatici (CCA) CCM+CCA Mitigazione dei cambiamenti climatici (CCM) Adattamento ai cambiamenti climatici (CCA) Importo % Importo % Importo % Importo % Importo % Importo % Importo % Importo % Importo % 1 Importo e quota dell’attività economica allineata alla tassonomia di cui alla sezione 4.26 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KPI applicabile 2 Importo e quota dell’attività economica allineata alla tassonomia di cui alla sezione 4.27 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KPI applicabile 3 Importo e quota dell’attività economica allineata alla tassonomia di cui alla sezione 4.28 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KPI applicabile 4 Importo e quota dell’attività economica allineata alla tassonomia di cui alla sezione 4.29 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KPI applicabile 5 Importo e quota dell’attività economica allineata alla tassonomia di cui alla sezione 4.30 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KPI applicabile 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 6 Importo e quota dell’attività economica allineata alla tassonomia di cui alla sezione 4.31 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KPI applicabile 7 Importo e quota di altre attività economiche allineate alla tassonomia non incluse nelle righe da 1 a 6 al denominatore del KPI applicabile 1.119 1,2% 1.119 1,2% 0 0% 2.012 14,7% 2.012 14,7% 0 0% 190 4,8% 190 4,8% 0 0% 8 KPI applicabile totale 93.717 100% 93.717 100% 0 0% 13.665 100% 13.665 100% 0 0% 3.979 100% 3.979 100% 0 0% RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023218 ENI Modello 3 – Attività economiche allineate alla Tassonomia (numeratore) (€ milioni, eccetto dove diversamente indicato) Riga Attività economiche Turnover Capex Opex CCM+CCA Mitigazione dei cambiamenti climatici (CCM) Adattamento ai cambiamenti climatici (CCA) CCM+CCA Mitigazione dei cambiamenti climatici (CCM) Adattamento ai cambiamenti climatici (CCA) CCM+CCA Mitigazione dei cambiamenti climatici (CCM) Adattamento ai cambiamenti climatici (CCA) Importo % Importo % Importo % Importo % Importo % Importo % Importo % Importo % Importo % 1 Importo e quota dell’attività economica allineata alla tassonomia di cui alla sezione 4.26 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al numeratore del KPI applicabile 2 Importo e quota dell’attività economica allineata alla tassonomia di cui alla sezione 4.27 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al numeratore del KPI applicabile 3 Importo e quota dell’attività economica allineata alla tassonomia di cui alla sezione 4.28 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al numeratore del KPI applicabile 4 Importo e quota dell’attività economica allineata alla tassonomia di cui alla sezione 4.29 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al numeratore del KPI applicabile 5 Importo e quota dell’attività economica allineata alla tassonomia di cui alla sezione 4.30 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al numeratore del KPI applicabile 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 6 Importo e quota dell’attività economica allineata alla tassonomia di cui alla sezione 4.31 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al numeratore del KPI applicabile 7 Importo e quota di altre attività economiche allineate alla tassonomia non incluse nelle righe da 1 a 6 al numeratore del KPI applicabile 1.119 100% 1.119 100% 0 0% 2.012 100% 2.012 100% 0 0% 190 100% 190 100% 0 0% 8 Importo e quota totali delle attività economiche allineate alla tassonomia al numeratore del KPI applicabile 1.119 100% 1.119 100% 0 0% 2.012 100% 2.012 100% 0 0% 190 100% 190 100% 0 0% 219ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Modello 4 – Attività economiche ammissibili alla Tassonomia ma non allineate alla Tassonomia (€ milioni, eccetto dove diversamente indicato) Riga Attività economiche Turnover Capex Opex CCM+CCA Mitigazione dei cambiamenti climatici (CCM) Adattamento ai cambiamenti climatici (CCA) CCM+CCA Mitigazione dei cambiamenti climatici (CCM) Adattamento ai cambiamenti climatici (CCA) CCM+CCA Mitigazione dei cambiamenti climatici (CCM) Adattamento ai cambiamenti climatici (CCA) Importo % Importo % Importo % Importo % Importo % Importo % Importo % Importo % Importo % 1 Importo e quota dell’attività economica ammissibile alla tassonomia ma non allineata alla tassonomia di cui alla sezione 4.26 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KPI applicabile 2 Importo e quota dell’attività economica ammissibile alla tassonomia ma non allineata alla tassonomia di cui alla sezione 4.27 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KPI applicabile 3 Importo e quota dell’attività economica ammissibile alla tassonomia ma non allineata alla tassonomia di cui alla sezione 4.28 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KPI applicabile 4 Importo e quota dell’attività economica ammissibile alla tassonomia ma non allineata alla tassonomia di cui alla sezione 4.29 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KPI applicabile 5 Importo e quota dell’attività economica ammissibile alla tassonomia ma non allineata alla tassonomia di cui alla sezione 4.30 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KPI applicabile 2.105 40,9% 2.105 40,9% 0 0% 101 27,2% 101 27,2% 0 0% 46 12,5% 46 12,5% 0 0% 6 Importo e quota dell’attività economica ammissibile alla tassonomia ma non allineata alla tassonomia di cui alla sezione 4.31 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KPI applicabile 7 Importo e quota di altre attività economiche ammissibili alla tassonomia ma non allineate alla tassonomia non incluse nelle righe da 1 a 6 al denominatore del KPI applicabile 3.042 59,1% 3.042 59,1% 0 0% 270 72,8% 270 72,8% 0 0% 322 87,5% 322 87,5% 0 0% 8 Importo e quota totali delle attività economiche ammissibili alla tassonomia ma non allineate alla tassonomia al denominatore del KPI applicabile 5.147 100% 5.147 100% 0 0% 371 100% 371 100% 0 0% 368 100% 368 100% 0 0% RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023220 ENI Modello 5 – Attività economiche non ammissibili alla Tassonomia (€ milioni, eccetto dove diversamente indicato) Riga Attività economiche Turnover Capex Opex Importo % Importo % Importo % 1 Importo e quota dell’attività economica di cui alla riga 1 del modello 1 che non è ammissibile alla tassonomia conformemente alla sezione 4.26 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KPI applicabile 2 Importo e quota dell’attività economica di cui alla riga 2 del modello 1 che non è ammissibile alla tassonomia conformemente alla sezione 4.27 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KPI applicabile 3 Importo e quota dell’attività economica di cui alla riga 3 del modello 1 che non è ammissibile alla tassonomia conformemente alla sezione 4.28 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KPI applicabile 4 Importo e quota dell’attività economica di cui alla riga 4 del modello 1 che non è ammissibile alla tassonomia conformemente alla sezione 4.29 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KPI applicabile 5 Importo e quota dell’attività economica di cui alla riga 5 del modello 1 che non è ammissibile alla tassonomia conformemente alla sezione 4.30 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KPI applicabile 0 0% 0 0% 0 0% 6 Importo e quota dell’attività economica di cui alla riga 6 del modello 1 che non è ammissibile alla tassonomia conformemente alla sezione 4.31 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE) 2021/2139 al denominatore del KPI applicabile 7 Importo e quota di altre attività economiche non ammissibili alla tassonomia non incluse nelle righe da 1 a 6 al denominatore del KPI applicabile 87.451 100% 11.282 100% 3.421 100% 8 Importo e quota totali delle attività economiche non ammissibili alla tassonomia al denominatore del KPI applicabile 87.451 100% 11.282 100% 3.421 100% 221ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE TEMI MATERIALI PER ENI L’analisi di materialità è volta all’identificazione dei temi di so- stenibilità che sono maggiormente rilevanti per Eni e per i propri stakeholder. I temi materiali sono funzionali all’elaborazione del Piano Strategico – da cui ha origine il processo di definizione dei Management by Objective (MbO) di sostenibilità per tutti i dirigen- ti – e indirizzano la reportistica. L’analisi di materialità, aggiornata nel corso del 2023, ha portato all’identificazione dei temi rilevanti secondo la prospettiva della rilevanza dell’impatto, come previ- sto dagli Standard GRI. Tale prospettiva considera i temi connessi agli impatti più significativi – positivi e negativi, attuali e potenziali – generati dall’organizzazione su economia, ambiente e persone, inclusi gli impatti sui diritti umani. In aggiunta, come nel 2022, l’analisi ha considerato anche la prospettiva di individuazione dei (64) L’esame limitato svolto dalla Società di revisione (PwC SpA) sulla DNF fa riferimento al D.lgs. 254/16 e allo standard GRI e le relative conclusioni non si estendono alle eventuali informazioni derivanti dall’esercizio preliminare svolto anche in relazione alle future previsioni della CSRD sull’analisi di doppia materialità. (65) Si segnala che linee guida interpretative sull’analisi di doppia rilevanza predisposte dall’EFRAG (cd. Materiality Assessment Implementation Guidance) saranno pubblicate nel corso del 2024. temi rilevanti analizzando i rischi del modello di Risk Management Integrato (materialità finanziaria) 64 . Tale analisi ha confermato l’individuazione dei temi “impact based”. L’analisi di entrambe le prospettive rappresenta un esercizio preliminare svolto anche in relazione alle future previsioni della CSRD sull’analisi di doppia materialità 65 , per le quali Eni sta effettuando gli approfondimenti richiesti tenuto conto dell’evoluzione normativa in corso. Il pro- cesso di materialità di Eni ha previsto le seguenti fasi: • Identificazione dei temi rilevanti e dei relativi impatti, coniugan- do i risultati dell’analisi di materialità del 2022 con i temi mag- giormente significativi per il contesto di riferimento 2023 e il set- tore di operatività, anche sulla base del GRI Sector Standard per l’Oil & Gas; TEMA IMPACT MATERIALITY FINANCIAL MATERIALITY Impatti positivi Impatti negativi Significatività TREND rispetto al 2022 Significatività TREND rispetto al 2022 CAMBIAMENTO CLIMATICO SDG: 7 9 12 13 15 17 Investimenti in zero e low carbon technology Emissioni climalteranti nello svolgimento delle proprie attività o lungo la catena del valore CAPITALE UMANO SDG: 4 5 8 10 Sviluppo delle competenze dei dipendenti e miglioramento delle opportunità di carriera attraverso attività di formazione Mancato sviluppo delle competenze dei dipendenti, non rispetto delle norme contrattuali, della libertà di associazione e contrattazione collettiva, precarietà del posto di lavoro PARITÀ DI TRATTAMENTO E DI OPPORTUNITÀ PER TUTTI SDG: 3 4 5 8 10 Aumento del benessere dei lavoratori grazie ad adeguati piani di welfare e tutela delle pari oppor- tunità Impatti negativi sul benessere dei lavoratori e casi di discriminazione SALUTE E SICUREZZA SUL LAVORO E DI PROCESSO SDG: 2 3 6 8 9 11 14 Aumento della consapevolezza in tema di salute e sicurezza dei dipendenti attraverso attività di formazione e affidabilità del servizio grazie alla corretta manutenzione e il costante monitoraggio dell’integrità delle infrastrutture e degli asset. Infortuni e/o danni alla salute dei dipendenti dovuti a potenziali pericoli ed esposizione a sostanze pericolose, e interruzioni del servizio e impatti sull’ambiente e sulle persone causati da incidenti e guasti alle infrastrutture. INQUINAMENTO SDG: 3 6 9 12 14 Emissioni di inquinanti dell’aria (NOX, SOX, NMVOC, PM) nello svolgimento delle proprie attività o lungo la catena del valore. Inquinamento di acqua e/o suolo causato da Oil spill provenienti da infrastrutture di proprietà di Eni. RISORSE IDRICHE SDG: 6 Scarsità idrica e deterioramento della qualità delle risorse idriche nei siti in cui Eni opera BIODIVERSITÀ ED ECOSISTEMI SDG: 14 15 Creazione di nuovi habitat naturali attraverso l’utilizzo di strutture dismesse, progetti di salvaguardia dei territori, ripristino/bonifica dei terreni e conservazione delle foreste Perdita di biodiversità nei siti in cui Eni opera ECONOMIA CIRCOLARE E GESTIONE DEI RIFIUTI SDG: 6 12 14 15 Riduzione dell’utilizzo delle risorse naturali attraverso l’impiego di pratiche e processi volti al riciclo e al recupero Impatti ambientali dovuti alla non corretta gestione dei rifiuti DIRITTI UMANI SDG: 1 2 3 8 10 16 Tutela e rispetto dei diritti umani grazie ad attività di due diligence sulle attività aziendali e su quelle di fornitori e partner commerciali Violazione dei diritti umani dei lavoratori, delle comunità locali e delle popolazioni indigene GESTIONE RESPONSABILE DELLA CATENA DI FORNITURA SDG: 3 5 7 8 9 10 12 13 16 17 Diffusione di principi di sostenibilità ambientale e sociale grazie al coinvolgimento dei fornitori e dei partner della filiera Violazione dei diritti dei lavoratori e impatti ambientali negativi dei fornitori RELAZIONI CON I CLIENTI SDG: 7 12 16 Promozione di relazioni solide con i clienti grazie al coinvolgimento, all’ascolto e al customer care Interruzione del servizio offerto (es. fornitura energetica) ai clienti per cause riconducibili ad Eni CONDOTTA DELLE IMPRESE SDG: 16 17 Creazione di valore economico nei territori di presenza con investimenti, pagamento di tasse e roy- alties Episodi di corruzione e condotta illecita con possibili ripercussioni econom- iche su mercati e imprese causati anche da pratiche di evasione fiscale, mo- nopolistiche e di lobbying CHIUSURA E RIPRISTINO SDG: 4 8 11 14 15 Riutilizzo delle strutture, dei materiali e degli stabilimenti dismessi a beneficio delle comunità locali Perdita di posti di lavoro e mancato sviluppo delle competenze dei dipendenti per la chiusura di stabilimenti o siti SVILUPPO LOCALE E ACCESSO ALL’ENERGIA SDG: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 13 15 17 Sviluppo delle comunità e del tessuto imprenditoriale locale grazie ad iniziative in vari settori di in- tervento, a partnership e accordi commerciali con fornitori locali, e realizzazione di infrastrutture e miglioramento della qualità del servizio nelle zone remote Violazioni dei diritti e del benessere delle comunità e reinsediamenti involon- tari, non equa compensazione e sfruttamento delle risorse naturali ai danni delle comunità locali ed inefficienze della rete di distribuzione con effetti su comunità e ambiente INNOVAZIONE, DIGITALIZZAZIONE E CYBER SECURITY SDG: 7 9 12 13 16 Iniziative di innovazione per lo sviluppo dei processi aziendali, il supporto dei partner e il miglioramen- to della sicurezza informatica nei Paesi di presenza tramite collaborazioni con istituzioni e aziende Perdita di dati e informazioni sensibili di dipendenti, clienti, partner, etc. Neutralità carbonica al 2050 Eccellenza operativa Alleanze per lo sviluppo Temi trasversali RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023222 ENI • Valutazione dei temi: (i) prospettiva di Impact Materiality, secondo lo standard GRI - sottoponendo un questionario a stakeholder 66 interni ed esterni per valutare l’importanza dei temi in base alla significatività degli impatti e alla loro pro- babilità di accadimento (per approfondimenti sulle categorie di stakeholder intervistati e le risultanze si veda “Attività di stakeholder engagement” a pagg. 20-21); e (ii) prospettiva di Financial Materiality considerando i risultati del proces- so di valutazione dei rischi del Risk Management Integrato (per approfondimenti si veda “Risk Management Integrato” a pagg. 26-31 e “Principali Rischi ESG” a pagg. 162-163); • Prioritizzazione dei temi secondo l’analisi impact e financial, ef- fettuate separatamente. I temi sottoposti a valutazione, risultati (66) Nel 2023 circa 7.500 stakeholder sono stati ingaggiati per l’analisi di materialità. (67) Rispetto alla precedente analisi, nel 2023 alcuni temi hanno subito variazioni: (i) nel tema “Salute e sicurezza sul lavoro e di processo” è confluito il tema “asset integrity”; (ii) sono stati accorpati: “Sviluppo locale” e “Accesso all’energia”; “Innovazione” e “Digitalizzazione e Cyber Security”; (iii) Suddivisione del tema “Riduzione degli impatti ambientali” nei temi: “Inqui- namento”, “Biodiversità ed ecosistemi”, “Risorse idriche”; (iv) “Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia fiscale” è stato modificato in “Condotta delle imprese”. tutti materiali, sono stati suddivisi in 3 differenti livelli di signifi- catività; • Condivisione dei risultati dell’analisi di materialità con il CCR, il CCS e il CdA, che ha successivamente approvato la DNF nella sua interezza. In virtù delle evoluzioni del contesto, i risultati dell’analisi mo- strano un certo dinamismo nel tempo sia a livello di significati- vità sia per l’accorpamento/suddivisione 67 di alcuni temi. Nella tabella si evidenzia il risultato della materialità; sono riportati anche alcuni impatti positivi e negativi attuali/potenziali a titolo esemplificativo e non esaustivo ed il trend rispetto all’esercizio dello scorso anno. TEMA IMPACT MATERIALITY FINANCIAL MATERIALITY Impatti positivi Impatti negativi Significatività TREND rispetto al 2022 Significatività TREND rispetto al 2022 CAMBIAMENTO CLIMATICO SDG: 7 9 12 13 15 17 Investimenti in zero e low carbon technology Emissioni climalteranti nello svolgimento delle proprie attività o lungo la catena del valore CAPITALE UMANO SDG: 4 5 8 10 Sviluppo delle competenze dei dipendenti e miglioramento delle opportunità di carriera attraverso attività di formazione Mancato sviluppo delle competenze dei dipendenti, non rispetto delle norme contrattuali, della libertà di associazione e contrattazione collettiva, precarietà del posto di lavoro PARITÀ DI TRATTAMENTO E DI OPPORTUNITÀ PER TUTTI SDG: 3 4 5 8 10 Aumento del benessere dei lavoratori grazie ad adeguati piani di welfare e tutela delle pari oppor- tunità Impatti negativi sul benessere dei lavoratori e casi di discriminazione SALUTE E SICUREZZA SUL LAVORO E DI PROCESSO SDG: 2 3 6 8 9 11 14 Aumento della consapevolezza in tema di salute e sicurezza dei dipendenti attraverso attività di formazione e affidabilità del servizio grazie alla corretta manutenzione e il costante monitoraggio dell’integrità delle infrastrutture e degli asset. Infortuni e/o danni alla salute dei dipendenti dovuti a potenziali pericoli ed esposizione a sostanze pericolose, e interruzioni del servizio e impatti sull’ambiente e sulle persone causati da incidenti e guasti alle infrastrutture. INQUINAMENTO SDG: 3 6 9 12 14 Emissioni di inquinanti dell’aria (NOX, SOX, NMVOC, PM) nello svolgimento delle proprie attività o lungo la catena del valore. Inquinamento di acqua e/o suolo causato da Oil spill provenienti da infrastrutture di proprietà di Eni. RISORSE IDRICHE SDG: 6 Scarsità idrica e deterioramento della qualità delle risorse idriche nei siti in cui Eni opera BIODIVERSITÀ ED ECOSISTEMI SDG: 14 15 Creazione di nuovi habitat naturali attraverso l’utilizzo di strutture dismesse, progetti di salvaguardia dei territori, ripristino/bonifica dei terreni e conservazione delle foreste Perdita di biodiversità nei siti in cui Eni opera ECONOMIA CIRCOLARE E GESTIONE DEI RIFIUTI SDG: 6 12 14 15 Riduzione dell’utilizzo delle risorse naturali attraverso l’impiego di pratiche e processi volti al riciclo e al recupero Impatti ambientali dovuti alla non corretta gestione dei rifiuti DIRITTI UMANI SDG: 1 2 3 8 10 16 Tutela e rispetto dei diritti umani grazie ad attività di due diligence sulle attività aziendali e su quelle di fornitori e partner commerciali Violazione dei diritti umani dei lavoratori, delle comunità locali e delle popolazioni indigene GESTIONE RESPONSABILE DELLA CATENA DI FORNITURA SDG: 3 5 7 8 9 10 12 13 16 17 Diffusione di principi di sostenibilità ambientale e sociale grazie al coinvolgimento dei fornitori e dei partner della filiera Violazione dei diritti dei lavoratori e impatti ambientali negativi dei fornitori RELAZIONI CON I CLIENTI SDG: 7 12 16 Promozione di relazioni solide con i clienti grazie al coinvolgimento, all’ascolto e al customer care Interruzione del servizio offerto (es. fornitura energetica) ai clienti per cause riconducibili ad Eni CONDOTTA DELLE IMPRESE SDG: 16 17 Creazione di valore economico nei territori di presenza con investimenti, pagamento di tasse e roy- alties Episodi di corruzione e condotta illecita con possibili ripercussioni econom- iche su mercati e imprese causati anche da pratiche di evasione fiscale, mo- nopolistiche e di lobbying CHIUSURA E RIPRISTINO SDG: 4 8 11 14 15 Riutilizzo delle strutture, dei materiali e degli stabilimenti dismessi a beneficio delle comunità locali Perdita di posti di lavoro e mancato sviluppo delle competenze dei dipendenti per la chiusura di stabilimenti o siti SVILUPPO LOCALE E ACCESSO ALL’ENERGIA SDG: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 13 15 17 Sviluppo delle comunità e del tessuto imprenditoriale locale grazie ad iniziative in vari settori di in- tervento, a partnership e accordi commerciali con fornitori locali, e realizzazione di infrastrutture e miglioramento della qualità del servizio nelle zone remote Violazioni dei diritti e del benessere delle comunità e reinsediamenti involon- tari, non equa compensazione e sfruttamento delle risorse naturali ai danni delle comunità locali ed inefficienze della rete di distribuzione con effetti su comunità e ambiente INNOVAZIONE, DIGITALIZZAZIONE E CYBER SECURITY SDG: 7 9 12 13 16 Iniziative di innovazione per lo sviluppo dei processi aziendali, il supporto dei partner e il miglioramen- to della sicurezza informatica nei Paesi di presenza tramite collaborazioni con istituzioni e aziende Perdita di dati e informazioni sensibili di dipendenti, clienti, partner, etc. 223ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Standard, linee guida e raccomandazioni. La Dichiarazione con- solidata di carattere Non Finanziario è stata predisposta in confor- mità al D.Lgs. 254/2016, che recepisce la Direttiva Europea sulle Non-Financial Information e ai “Sustainability Reporting Standards” pubblicati dal Global Reporting Initiative (GRI Standards) ed è stata sottoposta ad esame limitato dalla Società indipendente, revisore anche del bilancio consolidato al 31 dicembre 2023. Tutti gli indica- tori GRI, riportati nel Content Index, fanno riferimento alla versione dei GRI Standard pubblicata nel 2016, ad eccezione di quelli degli: (i) “Standard 403: Occupational Health and Safety”, (ii) “Standard 303: Water and Effluents” – che fanno riferimento all’edizione 2018 –, (iii) “Standard 207: Tax” del 2019 e (iv) “Standard 306: Waste” del 2020. Inoltre, si è tenuto in considerazione il Sector Standard GRI relativo all’Oil & Gas pubblicato nel 2021 e obbligatorio dallo scorso anno. Inoltre, sono state considerate le metriche “core” del WEF definite nel White Paper “Measuring Stakeholder Capitalism \- Towards Common Metrics and Consistent Reporting of Sustai- nable Value Creation” e sono state recepite le raccomandazioni segnalate dall’ESMA (Autorità europea degli strumenti finanziari e dei mercati) in materia di rendicontazione non finanziaria sia all’in- terno della DNF sia nella Relazione sulla gestione. La Dichiarazione include le informazioni richieste dall’art. 8 del Regolamento (UE) 2020/852 del 18 giugno 2020 (cd. “Regolamento Tassonomia”) e dei Regolamenti delegati (UE) 2021/2178 e (UE) 2021/2139 ad esso collegati. L’esame limitato svolto dalla Società di revisione (PwC SpA) sulla DNF non si estende alle informazioni, fornite ai sensi del Regolamento Tassonomia, contenute nel paragrafo dedi- cato (pagg. 198-221). Indicatori di performance. I KPI sono selezionati in base ai temi individuati come più significativi a valle dell’analisi di materialità e sono raccolti su base annuale secondo il perimetro di consolidamen- to dell’anno di riferimento e si riferiscono al periodo 2021-2023. In generale, i trend relativi ai dati e agli indicatori di performance sono calcolati utilizzando anche cifre decimali non riportate nel documen- to. I dati relativi all’anno 2023 costituiscono la migliore stima possi- bile con i dati disponibili al momento della redazione del presente prospetto. I dati sono anche soggetti a revisione e approvazione da parte degli organi competenti e del CdA. Inoltre, è possibile che alcu- ni dati pubblicati negli anni precedenti siano oggetto di riesposizione nella presente edizione per una delle seguenti cause: affinamento/ cambio delle metodologie di stima o calcolo, modifiche significative del perimetro di consolidamento o qualora si rendessero disponibili informazioni significative aggiornate, eventuali errori di calcolo e pe- rimetro. Nel caso in cui una riesposizione dovesse essere effettuata, le relative motivazioni sono oggetto di appropriata disclosure nel te- sto. La maggior parte dei KPI presentati sono raccolti ed aggregati automaticamente attraverso l’utilizzo di software aziendali specifici per area tematica. Tali dati vengono inviati ad una piattaforma dedi- cata a tracciare e storicizzare tutti i dati pubblicati da Eni nella DNF, permettendo anche di tracciare il controllo e l’approvazione di tali dati da parte dei relativi Process Owner. PRINCIPI E CRITERI DI REPORTING RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023224 ENI Perimetro. Il perimetro degli indicatori di performance è allineato con gli obiettivi prefissati dalla Società e rappresenta i potenziali impatti delle attività di cui Eni ha la gestione. In particolare: i) per i KPI relativi a sicurezza, energia e ambiente il perimetro è costituito, oltre che dalle società controllate da Eni SpA, anche dalle società in joint operation, a controllo congiunto o collegate riportate in nota 68 , considerate operate/cooperate; ii) i KPI relativi agli indicatori emissivi fanno riferimento alle stesse società considerate per i KPI sicurezza, energia e ambiente; alcu- ni indicatori invece sono rappresentati in vista equity; iii) il perimetro relativo ai KPI afferenti alla salute è esteso anche alle società in joint operation, a controllo congiunto o collegate in cui Eni ha il controllo delle operazioni (con la sola eccezione dei dati relativi alle denunce di malattia professionale, incluso l’indice OIFR, che si riferiscono alle sole società consolidate); iv) relativamente ai dati riferiti alla formazione anti-corruzione, il pe- rimetro include Eni SpA e le società controllate; v) relativamente ai dati riferiti agli investimenti per lo sviluppo loca- le il perimetro include Eni SpA, società controllate e a controllo congiunto; vi) il perimetro riferito ai dati afferenti i fascicoli di segnalazione comprende Eni SpA e le società controllate; vii) infine, il perimetro dei dati relativi agli interventi di audit con veri- fiche anti-corruzione si riferisce a Eni SpA, le società controllate direttamente o indirettamente (escluse le società quotate dotate di un proprio presidio di internal audit), le società partecipate, in (68) Oltre alle società consolidate integralmente, il perimetro include le seguenti società operate/cooperate: Agiba Petroleum Co; Cardon IV SA; Eni Iran BV; Groupment Sonatrach-Eni; Karachaganak Petroleum Operating BV; Mellitah Oil & Gas BV; LLC “EniEnerghia”; Petrobel Belayim Petroleum Co; Eni Gas Transport Services Srl; DLNG Service SAE; Société énergies renouvelables Eni-Etap (Seree); Eni Montenegro B.V.; Eni Myanmar B.V.; OOC In Amenas; OOC In Salah; Costiero Gas Livorno SpA; SeaPad S.p.A.; Società Oleodotti Meridionali - SOM S.p.A.; Eni Abu Dhabi Refining & Trading Services BV; Esacontrol SA; Oléoduc du Rhone SA; Tecnoesa SA; Brindisi Servizi Generali S. c. a r. l.(BSG); Ravenna Servizi Industriali S.C.p.A. (RSI); Servizi Porto Marghera S.c.a.r.l. (SPM); Finproject Brasil Industria De Solados Eireli ; Padanaplast America LLC ; Finproject Viet Nam Company Limited; Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA; Oleodotto del Reno SA; Società Enipower Ferrara Srl - Ferrara; EniProgetti Egypt Ltd; Eniverse Ventures Srl; Enivibes S.r.l. (69) Eni Ghana, Eni US, Eni México S. de RL de CV, IEOC, Eni Australia, Eni Nigeria, Eni Iraq, Eni UK, Eni Congo e Eni Indonesia. virtù di specifici accordi e le terze parti considerate a maggior rischio, ove previsto nei relativi contratti stipulati con Eni; viii) relativamente all’indicatore “fornitori oggetto di assessment”, questo fa riferimento ai processi gestiti dalle società in perime- tro; l’indicatore si riferisce quindi a tutti i fornitori per i quali le attività di Vendor Management sono accentrate in Eni SpA e ai fornitori locali di alcune società 69 ; ix) per quanto concerne tutti gli altri KPI/dati, il perimetro, coeren- temente con la normativa di riferimento, coincide con le società consolidate integralmente ai fini della predisposizione del bilan- cio consolidato dal Gruppo Eni. I commenti alle performance si riferiscono a tali perimetri. Inoltre, a questi indicatori di performance è affiancata una vista addizionale solamente relativa al 2023 in cui si presentano i dati delle società consolidate integralmente. Si segnala che, dove non diversamen- te specificato, i dati riportati non includono il gruppo Novamont, in quanto entrato recentemente nel perimetro, ed è in corso l’allinea- mento dei sistemi rispetto ai requisiti Eni. La selezione della Società di revisione indipendente chiamata ad attestare le informazioni e i dati contenuti nella DNF è gestita at- traverso gara di appalto così come previsto dalla normativa vi- gente. Inoltre, l’attività condotta dalla Società di revisione indipen- dente è sottoposta all’attenzione del Comitato Controllo e Rischi, Comitato Sostenibilità e Scenari, Collegio Sindacale e Consiglio di Amministrazione. 225ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE KPI METODOLOGIA CAMBIAMENTO CLIMATICO Emissioni GHG Scope 1: le emissioni di GHG dirette sono quelle derivanti dalle sorgenti riconducibili agli asset della compagnia (es. combustione, flaring, fuggitive e venting), e comprendono i CO 2 , CH 4 e N 2 O; il Global Warming Potential utilizzato per la conversione in CO 2 equivalente è 25 per il CH 4 e 298 per l’N 2 O. Non comprende i contributi di emissioni di CO 2 di origine biogenica. Scope 2: sono le emissioni di GHG indirette relative alla generazione di energia elettrica, vapore e calore acquistati da terzi e destinati al consumo interno e comprendono i CO 2 , CH 4 e N 2 O; il Global Warming Potential utilizzato per la conversione in CO 2 equivalente è 25 per il CH 4 e 298 per l’N 2 O. Non comprende i contributi di emissioni di CO 2 di origine biogenica. Sono rendicontate secondo approccio “location based” (la vista “market-based” sarà integrata a partire dal prossimo ciclo di reporting). Scope 3: emissioni di GHG indirette associate alla catena del valore dei prodotti Eni che prevedono un’analisi per categoria di attività. Nell’ambito del settore Oil & Gas, la categoria più rilevante è quella legata all’utilizzo dei prodotti energetici (cd. end-use) che Eni rendiconta utilizzando metodologie consolidate a livello internazionale (GHG Proto- col e IPIECA) sulla base della produzione upstream. Le emissioni comprendono i CO 2 , CH 4 e N 2 O; il Global Warming Potential utilizzato per la conversione in CO 2 equivalente è 25 per il CH 4 e 298 per l’N 2 O. Poiché l’indicatore si riferi- sce alla produzione equity O&G Upstream, le emissioni non comprendono i contributi di emissioni di CO 2 di origine biogenica. Intensità di emissioni Gli indicatori includono le emissioni di GHG dirette (Scope 1) che sono derivanti dagli asset operati da Eni, comprendo- no CO 2 , CH 4 e N 2 O e sono contabilizzate al 100%. • Upstream: indicatore focalizzato sulle emissioni derivanti da attività di sviluppo e produzione di idrocarburi. Il denomi- natore fa riferimento alla produzione lorda di idrocarburi operata. • R&M: indicatore focalizzato sulle emissioni derivanti dalle raffinerie tradizionali e bioraffinerie. Il denominatore fa riferimento alle quantità lavorate in ingresso (materie prime e semilavorati). • Enipower: indicatore focalizzato sulle emissioni derivanti dalla produzione di elettricità e vapore delle centrali ter- moelettriche. Il denominatore fa riferimento all’energia elettrica equivalente prodotta (ad esclusione dell’impianto di cogenerazione di Bolgiano). • Intensità emissiva di metano upstream: calcolata come rapporto tra le emissioni dirette di metano espresse in m 3 di CH 4 e la produzione venduta di gas naturale degli asset operati upstream. Efficienza operativa L’indicatore misura l’intensità emissiva (Scope 1 e 2) per unità di produzione energetica (espressa in kboe), monito- randone quindi il grado di efficientamento in un contesto di decarbonizzazione. L’indicatore è riferito ai principali asset industriali operati da Eni rispetto alla produzione (convertita per omogeneità in barili di olio equivalente utilizzando i fattori di conversione medi Eni). In particolare si specifica che: • Upstream: inclusi gli impianti di produzione di idrocarburi e di energia elettrica; • R&M: incluse solo le raffinerie; • Chimica: inclusi tutti gli stabilimenti; • Enipower: incluse le centrali ad esclusione dell’impianto di cogenerazione di Bolgiano. A differenza degli altri indici di intensità emissiva che si riferiscono alle singole aree di business e che considerano le sole emissioni di GHG Scope 1, l’indice di efficienza operativa misura sinteticamente l’impegno di Eni per la riduzione dell’intensità emissiva GHG, includendo anche le emissioni Scope 2. Intensità energetica L’indice di intensità energetica della raffinazione rappresenta il valore complessivo dell’energia effettivamente utilizzata in un determinato anno nei vari impianti di processo delle raffinerie, rapportato al corrispondente valore determinato in base a consumi standard predefiniti per ciascun impianto di processo. Per confrontare negli anni i dati è stato consi- derato come riferimento (100%) il dato relativo al 2009. Per gli altri settori l’indice rappresenta il rapporto tra i consumi energetici significativi associati agli impianti operati e le relative produzioni. Net carbon footprint Net Carbon Footprint Eni: l’indicatore considera le emissioni GHG Scope 1 e 2 delle attività operate da Eni o da terzi, contabilizzate su base equity. Il risultato è al netto dell’utilizzo di crediti di carbonio di elevata qualità, ottenuti principalmente da Natural Climate Solutions (NCS). Net Carbon Footprint Upstream: l’indicatore considera le emissioni GHG Scope 1 e 2 degli asset Upstream operati da Eni e da terzi, contabilizzate su base equity. Il risultato è al netto dell’utilizzo di crediti di carbonio di elevata qualità, ottenuti principalmente da NCS. Net GHG lifecycle emissions L’indicatore fa riferimento alle emissioni GHG assolute Scope 1+2+3 associate alla filiera dei prodotti energetici venduti da Eni, includendo sia quelli derivanti da produzioni proprie, che quelli acquistati da terzi, contabilizzate su base equity. Il risultato è al netto dell’utilizzo di crediti di carbonio di elevata qualità, ottenuti principalmente da Natural Climate Solutions (NCS). A differenza delle emissioni Scope 3 (end-use), che Eni rendiconta in base alla produzione Upstream, l’indicatore Net GHG Lifecycle Emissions ha un dominio di riferimento molto più ampio, rappresentando le emissioni Scope 1, 2 e Scope 3 riferite alle intere filiere dei prodotti energetici venduti da Eni, includendo anche le emissioni Scope 3 associate al gas acquistato da terzi e ai prodotti petroliferi venduti da Eni. Net GHG emissions L’indicatore è calcolato coerentemente con gli standard internazionali e di settore (GHG Protocol, IPIECA) e comprende tutte le emissioni Scope 1+2 del gruppo e le emissioni Scope 3 da utilizzo dei prodotti venduti (cat. 11) calcolate in quota equity della produzione upstream. Questo indicatore si differenzia rispetto al Net GHG Lifecycle Emissions che, invece, tiene conto di tutte le emissioni Scope 1+2+3 dei prodotti energetici venduti da Eni secondo un approccio lifecycle, ed è applicato a un perimetro esteso che comprende anche i prodotti generati da terzi (es. gas naturale prodotto da terzi e venduto da Eni). Net carbon intensity L’indicatore è calcolato come rapporto tra le Net GHG Lifecycle Emissions e il contenuto di energia dei prodotti energe- tici venduti da Eni, contabilizzate su base equity. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023226 ENI KPI METODOLOGIA Capacità installata da rinnovabili L’indicatore misura la capacità massima degli impianti di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili in quota Eni (eolica, solare, da moto ondoso e ogni altra fonte non fossile derivante da risorse naturali, escludendo l’energia nucleare). La capacità si definisce installata quando gli impianti sono in esercizio o quando è raggiunta la “mechanical completion”, che rappresenta la fase finale di realizzazione dell’impianto ad eccezione della con- nessione alla rete. Energia consumata Il bilancio dei consumi energetici Eni viene calcolato come segue: (i) ciascuno dei vettori energetici viene convertito in milioni di gigajoule - GJ - (unità di misura comune) secondo gli opportuni fattori di conversione indicati a livello di sito/ società; (ii) per ciascun vettore energetico viene quindi calcolato il consumo Eni come somma dei valori di produzione e import da società esterne al perimetro di consolidamento Eni, a cui vengono poi sottratti i valori di export a società esterne al perimetro di consolidamento Eni (ai fini del calcolo del bilancio energetico Eni, il consolidamento dei dati avviene escludendo gli scambi interni tra siti/società del gruppo); (iii) la somma in milioni di gigajoule dei consumi di tutti i singoli vettori energetici rappresenta il bilancio energetico Eni. In particolare, i parametri considerati sono: (i) consumo totale di energia (con il di cui relativo a consumo di fonti primarie, energia primaria acquistata da terzi (energia elettrica, vapore e calore diretto di processo) e consumo di idrogeno); (ii) consumo di energia da fonti rinnovabili; (iii) vendita di energia elettrica; (iv) vendita di calore e vapore. PERSONE, SALUTE E SICUREZZA Lavoratori non dipendenti In merito ai lavoratori non dipendenti il cui lavoro è controllato dall’organizzazione è stato considerato il personale somministrato in Italia e all’estero. Relazioni industriali In merito alle relazioni industriali, il periodo minimo di preavviso per modifiche operative è in linea con quanto previsto dalle leggi vigenti e dagli accordi sindacali sottoscritti nei singoli Paesi in cui Eni opera. Dipendenti Coperti da Contrattazione collettiva: si intendono quei dipendenti il cui rapporto di lavoro è regolato da contratti o accordi di tipo collettivo, siano essi nazionali, di categoria, aziendali o di sito. Questo è l’unico KPI dedicato alle persone che considera i dipendenti a ruolo (società con cui il dipendente stipula il contratto di assunzione). Tutti gli altri, compresi gli indicatori sulla formazione, sono calcolati secondo il metodo dell’utilizzo (società dove è prestata effettivamente l’attività lavorativa). Si segnala che, utilizzando questo secondo metodo, le due dimensioni (società di ruolo e servizio) potrebbero coincidere. Remunerazione Gender Pay Ratio: Il Gender Pay Ratio è calcolato come rapporto tra la remunerazione media della popolazione femminile e la remunerazione media di quella maschile per la singola categoria professionale e per la popolazione complessiva. Variazione della retribuzione dell’AD/DG e della mediana dipendenti: Variazione percentuale rispetto all’anno pre- cedente della retribuzione complessiva dell’AD/DG e della mediana dei dipendenti Italia ed estero. La sede operativa significativa è costituita dall’Italia, che è sede dell’headquarter e impiega oltre i due terzi dei dipendenti. Congedo parentale Il tasso di rientro relativo al congedo parentale è calcolato attraverso il rapporto tra il numero delle persone che sono rientrate dal congedo parentale dopo averne usufruito e il numero delle persone che hanno usufruito del congedo pa- rentale all’interno dell’anno 2023. Ore di formazione Ore fruite dai dipendenti di Eni SpA e società controllate nei percorsi formativi gestiti e realizzati da Eni Corporate University (aula e distanza) e nelle attività realizzate dalle unità organizzative delle aree di Business/Società di Eni in autonomia, anche in modalità training on the job. Le ore medie di formazione sono calcolate come ore di formazione totali diviso il numero medio di dipendenti nell’anno. Dirigenti e quadri locali all’estero Rapporto tra numero di dirigenti + quadri locali (dipendenti originari del Paese nel quale ha sede la loro principale atti- vità lavorativa) su totale occupazione estero. Tasso di turnover Rapporto tra il numero delle assunzioni + risoluzioni dei contratti a tempo indeterminato e l’occupazione a ruolo a tempo indeterminato dell’anno precedente. Diversity negli organi di controllo In riferimento agli indicatori “Presenza donne negli organi di amministrazione delle società del Gruppo Eni” e “Presenza donne negli organi di controllo delle società del Gruppo Eni”: per l’estero sono state considerate solo le società in cui opera un organo di controllo assimilabile al Collegio Sindacale di diritto italiano. Sicurezza Eni si avvale di un numero elevato di contrattisti per lo svolgimento delle attività all’interno dei propri siti. TRIR: indice di frequenza di infortuni totali registrabili (infortuni con giorni di assenza, trattamenti medici e casi di limitazio- ne al lavoro). Numeratore: numero di infortuni totali registrabili; denominatore: ore lavorate nello stesso periodo. Risultato del rapporto moltiplicato per 1.000.000. Indice di infortuni sul lavoro con gravi conseguenze: infortuni sul lavoro con giorni di assenza superiori a 180 giorni o che comportano una inabilità totale o permanente. Numeratore: numero di infortuni sul lavoro con gravi conseguenze; denominatore: ore lavorate nello stesso periodo. Risultato del rapporto moltiplicato per 1.000.000. Il valore riportato è la migliore stima disponibile alla data di pubblicazione della DNF per l’anno in corso. Near miss: evento incidentale la cui origine, svolgimento ed effetto potenziale sono di natura incidentale, differenziandosi però da un incidente solo in quanto l’esito non si è rilevato dannoso, grazie a concomitanze favorevoli e fortunose o all’in- tervento mitigativo di sistemi tecnici e/o organizzativi di protezione. Vanno pertanto considerati near miss quegli eventi incidentali che non si siano trasformati in danni o infortuni. Per la valutazione dei KPI infortunistici, oltre allo standard GRI, Eni recepisce ed integra, attraverso le proprie procedure interne, le linee guida IOGP in materia di work-relatedness event tenendo in considerazione anche del rischio Paese. Incidente di sicurezza di processo: perdita di contenimento primario (rilascio non pianificato o non controllato di qual- siasi materiale, inclusi materiali non tossici ed infiammabili) da un “processo”. Gli incidenti di sicurezza di processo sono classificati, in funzione della gravità, in Tier 1 (più gravi), Tier 2, Tier 3.1 (meno gravi). 227ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE KPI METODOLOGIA Salute Numero di denunce di malattia professionale presentate da eredi: indicatore utilizzato come proxy del numero di decessi dovuti a malattie professionali. Casi registrabili di malattie professionali: numero di denunce di malattia professionale. Tipologie principali di malattie: le denunce di sospetta malattia professionale rese note al datore di lavoro riguar- dano patologie che possono avere un nesso causale con il rischio lavorativo, in quanto possono essere state con- tratte nell’esercizio e a causa delle attività lavorative con un’esposizione prolungata ad agenti di rischio presenti negli ambienti di lavoro. Il rischio può essere provocato dalla lavorazione svolta, oppure dall’ambiente in cui la lavorazione stessa si svolge. I principali agenti di rischio dalla cui esposizione prolungata può derivare una malat- tia professionale sono: (i) agenti chimici (es. di malattia: neoplasie, malattie del sistema respiratorio, malattie del sangue); (ii) agenti biologici (es. di malattia: malaria); (iii) agenti fisici (es. di malattia: ipoacusia). AMBIENTE Biodiversità Numero di siti in sovrapposizione ad aree protette e a Key Biodiversity Areas (KBA): siti operativi in Italia e all’e- stero, che si trovano dentro (o parzialmente dentro) i confini di una o più aree protette o KBA (a dicembre di ogni anno di riferimento). Numero di siti “adiacenti” ad aree protette e a Key Biodiversity Areas (KBA): siti operativi in Italia e all’estero che, pur trovandosi fuori dai confini di aree protette o KBA, sono ad una distanza inferiore a 1 km (a dicembre di ogni anno di riferimento). Numero di concessioni Upstream in sovrapposizione ad aree protette e a Key Biodiversity Areas (KBA), con attività nell’area di sovrapposizione: concessioni attive nazionali e internazionali, operate, in fase di sviluppo o di produzione, presenti nei database aziendali a giugno di ogni anno di riferimento che si sovrappongono ad una o più aree protette o KBA, in cui operazioni in sviluppo/produzione (pozzi, sealine, pipeline e impianti onshore e offshore come documentati nel geodatabase GIS aziendale) si trovano all’interno della zona di intersezione. Numero di concessioni Upstream in sovrapposizione ad aree protette o Key Biodiversity Areas (KBA), senza atti- vità nell’area di sovrapposizione: concessioni attive nazionali e internazionali, operate, in fase di sviluppo o di pro- duzione, presenti nei database aziendali a giugno di ogni anno di riferimento che si sovrappongono ad una o più aree protette o KBA, in cui operazioni in sviluppo/produzione (pozzi, sealine, pipeline e impianti onshore e offshore come documentati nel geodatabase GIS aziendale) si trovano al di fuori della zona di intersezione. Le fonti utilizzate per il censimento delle aree protette e delle KBA sono rispettivamente il “World Database on Protected Areas” e il “World Database of Key Biodiversity Areas”, dati messi a disposizione di Eni nel quadro dell’a- desione alla Proteus Partnership di UNEP-WCMC (UN Environment Programme - World Conservation Monitoring Center). Ci sono alcune limitazioni da considerare quando si interpretano i risultati di questa analisi: • è riconosciuto a livello globale che esiste una sovrapposizione tra i diversi database delle aree protette e delle KBA, che può aver portato ad un certo grado di duplicazione nell’analisi (alcune aree protette/KBA potrebbero essere contate più volte); • i database delle aree protette o prioritarie per la biodiversità utilizzati per l’analisi, pur rappresentando le informa- zioni più aggiornate disponibili a livello globale, potrebbero non essere completi per ogni Paese. Impatti significativi di attività, prodotti e servizi sulla biodiversità: i potenziali impatti possono variare in base alla complessità di ciascun progetto, dal valore dell’ambiente naturale e dal contesto sociale in cui le attività si inseriscono. Tra gli impatti più significativi, per tutte le tipologie di asset Eni, ci sono quelli connessi al cambia- mento dell’uso del suolo (o del mare), dovuti alla presenza fisica degli impianti e delle infrastrutture associate, che possono determinare rimozione, degrado o frammentazione degli habitat con conseguenze sulle specie. Tra i possibili impatti delle attività dei settori upstream, raffinazione e petrolchimico, si citano il degrado di habitat e la perdita di biodiversità dovuti a: pressione sulla disponibilità di acqua dolce; degrado della qualità dell’acqua, dell’aria e del suolo; contaminazione e inquinamento dovuti ad eventi accidentali (es. spill e leakage); emissioni climalteranti che contribuiscono al cambiamento climatico con effetti diretti e indiretti sulla natura (ad es. anticipi nelle fioriture delle piante e alterazioni sul periodo riproduttivo di alcune specie animale, migrazione dei biomi a diverse latitudini e altitudini, sbiancamento dei coralli). Per le attività connesse alle rinnovabili oltre agli impatti dovuti all’occupazione di suolo e mare, si citano potenziali impatti su uccelli e pipistrelli a causa della presenza di turbine e linee di distribuzione. Potenzialmente le turbine eoliche rappresentano un rischio per gruppi di specie particolarmente vulnerabili come i rapaci. Specie elencate nella “Red List” dell’IUCN e negli elenchi nazionali che trovano il proprio habitat nelle aree di operatività dell’organizzazione: la fonte del dato è il database “IUCN Red List Spatial Data” che contiene valu- tazioni globali sulle specie per gruppi tassonomici. I dati spaziali della distribuzione delle specie sono scaricati in formato shapefile ESRI nel loro ultimo aggiornamento dal database e caricati nei sistemi ARCGIS di Eni dove viene verificato il numero totale di specie che trovano il proprio habitat nelle aree di attività dell’organizzazione, classificate secondo il livello di rischio di estinzione: in pericolo critico, in pericolo, vulnerabile, quasi minacciata, minor preoccupazione. Le specie di categoria “Data Deficent”, sono specie con mancanza di dati per le quali non è possibile attribuire una categoria di rischio. Nell’interpretare i dati è importante segnalare che l’analisi è soggetta alle limitazioni intrinseche associate alla mappatura globale delle specie ed è sensibile agli aggiornamenti periodici del database, in quanto ogni anno viene mappato un numero crescente di specie. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023228 ENI KPI METODOLOGIA Risorsa idrica Prelievi idrici: somma dell’acqua di mare prelevata, dell’acqua dolce prelevata e dell’acqua salmastra proveniente da sottosuolo o superficie. L’acqua da TAF rappresenta la quota di acqua di falda inquinata trattata e riutilizzata nel ciclo produttivo. Scarichi idrici: Le procedure interne relative alla gestione operativa degli scarichi idrici disciplinano il controllo de- gli standard minimi di qualità e dei limiti autorizzativi prescritti per ciascun sito operativo, assicurandone il rispetto ed una tempestiva risoluzione in caso di loro superamento. Acqua di mare: acqua con contenuto di solidi disciolti totali (TDS) superiore o uguale a 30.000 mg. Acqua salmastra: acqua con contenuto di solidi disciolti totali (TDS) compreso tra i 2.000 mg/l e i 30.000 mg/l. Acqua dolce: acqua con contenuto massimo di solidi disciolti totali (TDS) pari a 2.000 mg/l. Tale limite per acqua dolce, conforme a quanto previsto dalla guida IPIECA/API/IOGP 2020, è più conservativo rispetto a quello indicato dallo standard GRI di riferimento (pari a 1.000 mg/l). Spill Sversamento da contenimento primario o secondario nell’ambiente di petrolio o derivato petrolifero da raffinazio- ne o di rifiuto petrolifero occorso durante l’attività operativa o a seguito di atti di sabotaggio, furto e vandalismo. Per gli oil spill da sabotaggio le tempistiche di chiusura di alcune investigazioni e successiva registrazione del dato possono essere dilatate a causa della durata delle investigazioni stesse. Rifiuti Rifiuti da attività produttiva: rifiuti derivanti da attività produttive, compresi i rifiuti provenienti da attività di per- forazione e dai cantieri di costruzione. Rifiuti da attività di bonifica: comprendono i rifiuti derivanti da attività di messa in sicurezza e bonifica del suolo, demolizioni e acque di falda classificate come rifiuto. Il metodo di smaltimento dei rifiuti è comunicato ad Eni dal soggetto autorizzato allo smaltimento. Possibili impatti negativi legati ai rifiuti: perdita di risorse, possibile contaminazione delle matrici ambientali dovuta ad un’eventuale gestione inappropriata, impatti legati al trasporto e al trattamento presso gli impianti di destino, consumo di suolo legato agli impianti di destino dei rifiuti, ricadute legali e reputazionali connesse alle eventuali contestazioni. Il trattamento dei rifiuti presso impianti terzi fuori sito deriva dall’indisponibilità presso il sito di idonei impianti e/o di requisiti legali per poterlo effettuare; a titolo esemplificativo, all’interno della UE lo svolgimento di operazioni di trattamento dei rifiuti è subordinato al possesso di adeguati titoli autorizzativi. Il peso dei rifiuti prodotti e di quelli conferiti può essere misurato o stimato, a seconda dei casi; la differenza tra i rifiuti prodotti e quelli avviati a recupero/smaltimento può derivare sia da una variazione dei quantitativi in deposito che dal fatto che il peso dei rifiuti prodotti deve essere spesso stimato, mentre quello dei rifiuti conferiti può essere più frequentemente rilevato in uscita dal sito o presso l’impianto di destino. Per rifiuti riciclati/recuperati si intendono i rifiuti non destinati a smaltimento. Tutela dell’aria NO x : emissioni dirette totali di ossidi di azoto dovute ai processi di combustione con aria. Incluse emissioni di NO x da attività di flaring, da processi di recupero dello zolfo, da rigenerazione FCC, ecc., comprese emissioni di NO ed NO 2 , ed escluse N 2 O. SO x : emissioni dirette totali di ossidi di zolfo, comprensive delle emissioni di SO 2 ed SO 3 . NMVOC: emissioni dirette totali di idrocarburi, idrocarburi sostituiti e idrocarburi ossigenati, che evaporano a tem- peratura ambiente. È incluso il GPL ed escluso il metano. PM: emissioni dirette di materiale solido o liquido finemente suddiviso sospeso in flussi gassosi. Fattori di emis- sione standard. DIRITTI UMANI Contratti di security con clausole sui diritti umani L’indicatore relativo alla “percentuale di contratti di security con clausole sui diritti umani” si ottiene calcolando il rapporto tra il “Numero dei contratti di vigilanza e portierato di security con clausole sui diritti umani” e il “Numero totale dei contratti di vigilanza e portierato di security”. Segnalazioni L’indicatore si riferisce ai fascicoli di segnalazione relativi ad Eni SpA e società controllate, chiusi nell’anno ed afferenti i diritti umani; dei fascicoli così individuati, viene riportato il numero di asserzioni distinte per esito dell’i- struttoria condotta sui fatti segnalati (fondate, parzialmente fondate, non fondate con adozione di azioni di miglio- ramento e non fondate/non accertabili/not applicable). 229ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE KPI METODOLOGIA FORNITORI Fornitori oggetto di assessment L’indicatore si riferisce ai processi gestiti dalle società in perimetro; rappresenta tutti i fornitori valutati a fronte di almeno uno dei seguenti processi: Due Diligence reputazionale, processo di qualifica, feedback di valutazione delle performance sulle aree HSE o Compliance, processo di retroazione, assessment su tematiche di diritti umani (ispira- to allo standard SA 8000 o certificazione similare). L’indicatore si riferisce quindi a tutti i fornitori per i quali le attività di Vendor Management sono accentrate in Eni SpA e ai fornitori locali di Eni Ghana, Eni US, Eni México S. de RL de CV, IEOC, Eni Australia, Eni Nigeria, Eni Iraq, Eni UK, Eni Congo, Eni Indonesia. Sono escluse dall’ambito di applicazio- ne gli approvvigionamenti di: materie prime, semi-lavorati, prodotti destinati alla rivendita e relativi servizi accessori (inclusi i servizi di agenzia), servizi di logistica primaria (trasporto e stoccaggio), trasporto su reti di vettoriamento o interconnessione (ad esempio oleodotti, gasdotti, reti di dispacciamento), utilities del processo di produzione (ad esempio energia elettrica, idrogeno), servizi di sito da/a società co-insediate nello stesso sito industriale, finalizzati a garantire il regolare svolgimento delle attività produttive, servizi di produzione dei semilavorati e prodotti finiti (ad esempio capacità produttiva), prodotti speciali per la lavorazione delle materie prime, semilavorati e prodotti finiti, certificati verdi e titoli assimilati (ad esempio TEE, certificati bianchi), titoli minerari, servizi o prodotti finanziari, beni immobili (terreni e fabbricati, ivi incluse le locazioni), contratti di intermediazione, contratti di joint venture, incarichi di assistenza legale stragiudiziale e tecnica nell’ambito del diritto societario e/o in materia di corporate governance, incarichi per servizi notarili, contratti di assicurazioni, incarichi a Broker assicurativi e compagnie assicurative e riassicurative, contratti con gli operatori della rete commerciale, accordi di co-marketing e partnership commerciali, registrazione e/o acquisto di domini internet, contratti di collaborazione con persone iscritte all’ordine dei giornalisti, contratti per l’acquisto di informazioni e “data package” inerenti a dati connessi con l’attività esplorativa (es. dati geofisici, geologici, etc.) direttamente da compagnie petrolifere di Stato e/o Enti Governativi, Compagnie Conces- sionarie o proprietarie dei dati, limitatamente a “bid-round” urgenti, incarichi ad advisor finanziari per operazioni di merger&acquisition, project financing e capital market, incarichi relativi a pareri in materia amministrativo-contabile/ fiscale e di incarichi per assistenza giudiziale nell’ambito del contenzioso tributario, incarichi inerenti a casi di emer- genza ai fini della tutela della salute, della sicurezza, dell’ambiente e dell’incolumità pubblica disposti direttamente dalle posizioni aziendali competenti (Datori di Lavoro), contratti/accordi di sponsorizzazione, contratti/accordi relati- vi a iniziative no-profit, acquisti di spazi espositivi, incarichi a legali esterni, incarichi di consulenza tecnica in ambito giudiziale e stragiudiziale, accordi di collaborazione/cooperazione R&D, contratti per l’acquisizione da terze parti di licenze d’uso e brevetti relativi all’area di ricerca e sviluppo o per la concessione di una licenza d’uso e la cessione della proprietà di know-how Eni, incarichi, sia in ambito giudiziale sia stragiudiziale, di assistenza legale e tecnica in materia di lavoro, sindacale e previdenziale, contratti di lavoro e contratti di somministrazione di lavoro, servizi a supporto delle attività di orientamento, reperimento ed employer branding, acquisizione di attività formativa erogata da enti esterni presso le proprie sedi e rivolta indistintamente al pubblico, contratti di acquisto di beni e servizi di security, incarichi di revisione legale dei conti e altri incarichi strettamente connessi alle attività di revisione legale dei conti, fatta eccezione per la stipula degli eventuali accordi quadro che vengono sottoscritti dalla funzione ap- provvigionamenti di Eni spa, contratti stipulati con i componenti esterni degli Organismi di Vigilanza, altre forme di contratti di collaborazione oltre a quelle sopra elencate, incarichi ad avvocati e professionisti, singoli o associati, per assistenza specialistica stragiudiziale e incarichi di consulenza tecnica in ambito stragiudiziale, di competenza della funzione Compliance Integrata; incarichi in relazione a tematiche regolatorie. Nuovi fornitori valutati secondo criteri sociali L’indicatore è ricompreso in quello dedicato ai “fornitori oggetto di assessment” e rappresenta tutti i nuovi fornitori sottoposti ad un processo di nuova qualifica. TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE Country- by-country report La disclosure relativa al country by country report è coperta attraverso un rimando all’ultimo documento pubblicato (generalmente l’esercizio precedente a quello di rendicontazione della DNF) riportante le principali informazioni richie- ste dallo standard GRI di riferimento (207-4). Formazione anti-corruzione E-learning rivolto a risorse in contesto a medio/alto rischio di corruzione. E-learning rivolto a risorse in contesto a basso rischio corruzione. Workshop generale: eventi formativi in aula rivolti al personale in contesto ad alto rischio corruzione. Job specific training: eventi formativi in aula rivolti a specifiche famiglie professionali operanti in contesti ad alto rischio di corruzione. Valore economico Il valore economico generato rappresenta la ricchezza generata dall’azienda nello svolgimento delle proprie attività. Una parte significativa di questo valore viene a sua volta distribuito (valore economico distribuito), sotto forma di: costi operativi, salari e stipendi per i dipendenti, pagamenti ai fornitori di capitale e pagamenti alla Pubblica Amministrazione. La quota residuale di valore economico generato che non viene distribuito costituisce il valore economico trattenuto. Il valore economico generato è calcolato facendo riferimento alle singole voci degli Schemi di Bilancio pubblicati nella Relazione Finanziaria Consolidata di Eni. Contributi politici Come riportato nel Codice Etico: “non eroghiamo contributi a partiti, movimenti, comitati e organizzazioni politiche e sindacali e non utilizziamo impropriamente il nome della nostra azienda in interazioni personali con partiti, movimenti e comitati politici”. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023230 ENI KPI METODOLOGIA SVILUPPO LOCALE Investimenti per lo sviluppo locale L’indicatore si riferisce alla quota Eni della spesa per le iniziative di sviluppo locale realizzate da Eni a favore del territorio per promuovere il miglioramento della qualità della vita e uno sviluppo socioeconomico sostenibile delle comunità nei contesti operativi. I potenziali impatti sulle comunità locali possono variare in base alla tipologia e localizzazione di ciascun progetto di business. Di seguito si descrivono quelli relativi alla fase di esplorazione e di sviluppo del business: Impatti negativi legati alle attività esplorative: displacement socio-economico, impatti negativi sulle attività di pesca e sulle attività agricole e turistiche, potenziale danneggiamento di edifici e patrimonio storico, potenziali violazioni stan- dard di lavoro sub contrattisti, compensazione non adeguata degli impatti, impatti sui diritti umani delle popolazioni coinvolte. Impatti negativi legati alle attività di sviluppo del business: displacement socioeconomico, resettlement, impatti negativi sulle attività di pesca e sulle attività agricole e turistiche, aumento del costo della vita e dei servizi nelle aree intorno l’impianto, ritardo nell’implementazione dei progetti di sviluppo, distorsione del mercato locale dovuto alle compensazioni e ad un generale incremento del costo della vita, ricadute sociali degli impatti ambientali come rumore, traffico indotto e modificazione del paesaggio, impatti sugli usi e costumi delle popolazioni locali, mancato coinvolgimento nel processo approvativo delle minoranze e degli indigenous people, impatti sui diritti umani delle popolazioni coinvolte, induzione di flussi migratori causati dalle attività di business, impatti sulla salute delle comu- nità, modifica degli stili di viti delle comunità, potenziale aumento della criminalità, aumentata pressione sui servizi alla popolazione, modifica sulla struttura socio-produttiva locale e potenziale impatto su alcuni servizi essenziali o produzione di beni primari, modifiche al sistema fondiario tradizionale. Minor accesso alle risorse naturali da parte delle comunità. Spesa verso fornitori locali L’indicatore si riferisce alla quota di spesa 2023 verso i fornitori locali. La definizione di “Spesa verso fornitore lo- cale” è stata declinata secondo le seguenti modalità alternative sulla base delle peculiarità dei Paesi analizzati in termini di normative locali e approcci locali utilizzati nella gestione del local content: (i) “Metodo Equity” (Ghana): la quota di spesa verso fornitori locali è determinata in base alla percentuale di proprietà della struttura societaria (es. per una joint venture con 60% di componente locale, viene considerata come spesa verso fornitore locale il 60% dello speso complessivo verso la joint venture); (ii) “Metodo Valuta locale” ( Kazakhstan, Marocco, Albania): viene individuata come spesa verso fornitori locali la quota parte pagata in valuta locale; (iii) “Metodo della regi- strazione nel Paese” (Algeria, Belgio, Cipro, Costa d’Avorio, Egitto, Emirati Arabi Uniti, Francia, Germania, Grecia, Indonesia, Iraq, Kenya, Libia, Mozambico, Nigeria, Oman, Spagna, Tunisia, Turkmenistan, UK, Ungheria, USA, Ve- nezuela, Vietnam): viene individuata come locale, la spesa verso fornitori registrati nel Paese e non appartenenti a gruppi internazionali/megasupplier (es. fornitori di servizi di perforazione/servizi ausiliari alla perforazione); (iv) “Metodo della registrazione nel Paese + Valuta Locale” (Congo, Messico e Australia): viene individuata come locale, la spesa verso fornitori registrati nel Paese e non appartenenti a gruppi internazionali/megasupplier (es. fornitori di servizi di perforazione). Per questi ultimi, si considera come locale la spesa effettuata in valuta locale. I Paesi selezionati sono quelli più rappresentativi per il business di Eni da un punto di vista strategico e nei quali si è registrata un piano degli approvvigionamenti relativo al quadriennio 2022-2025 rilevante rispetto al totale del Gruppo Eni. 231ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE GRI CONTENT INDEX Aspetto Materiale/ Standard GRI Descrizione/Disclosure GRI WEF Sezione e/o numero di pagina Omission GRI 2: DISCLOSURE GENERALE 2021 L'organizzazione e le sue prassi di rendicontazione 2-1 Dettagli organizzativi Relazione Finanziaria Annuale 2023, pagg. 6-7; 52-70; 78-95 https://www.eni.com/it-IT/chi-siamo/governance.html 2-2 Entità incluse nella rendicontazione di sostenibilità dell'organizzazione DNF 2023, pagg. 224-225 2-3 Periodo di rendicontazione, frequenza e punto di contatto DNF 2023, pagg. 224-225 2-4 Revisione delle informazioni DNF 2023, pagg. 170; 185; 189; 224-225 2-5 Assurance esterna Relazione Finanziaria Annuale 2023, pag. 2 Attività e lavoratori 2-6 Attività, catena del valore e altri rapporti di business Relazione Finanziaria Annuale 2023, pagg. 6-7; 52-71; 78-95 2-7 Dipendenti DNF 2023, pagg. 171-177; 227 2-8 Lavoratori non dipendenti DNF 2023, pagg. 176; 227 Governance 2-9 Struttura e composizione della governance Relazione Finanziaria Annuale 2023, pagg. 32-43 2-10 Nomina e selezione del massimo organo di governo Relazione Finanziaria Annuale 2023, pagg. 32-43 2-11 Presidente del massimo organo di governo Relazione Finanziaria Annuale 2023, pagg. 32-43 2-12 Ruolo del massimo organo di governo nel controllo della gestione degli impatti Relazione Finanziaria Annuale 2023, pagg. 38-43 2-13 Delega di responsabilità per la gestione degli impatti Relazione Finanziaria Annuale 2023, pagg. 32-43 DNF 2023, pagg. 164-165 2-14 Ruolo del massimo organo di governo nella rendicontazione di sostenibilità Relazione Finanziaria Annuale 2023, pagg. 38-43 2-15 Conflitti d'interesse Relazione Finanziaria Annuale 2023, pagg. 41-43 2-16 Comunicazione delle criticità Relazione Finanziaria Annuale 2023, pagg. 20-21; 41-43 2-17 Conoscenze collettive del massimo organo di governo Relazione Finanziaria Annuale 2023, pagg. 37-38 DNF 2023, pag. 164 2-18 Valutazione della performance del massimo organo di governo Relazione Finanziaria Annuale 2023, pagg. 37-38 DNF 2023, pag. 164 2-19 Norme riguardanti le remunerazioni Relazione Finanziaria Annuale 2023, pag. 41 Relazione sulla Politica di Remunerazione 2024 e sui compensi corrisposti 2023 2-20 Procedura di determinazione della remunerazione Relazione Finanziaria Annuale 2023, pag. 41 Relazione sulla Politica di Remunerazione 2024 e sui compensi corrisposti 2023 2-21 Rapporto di retribuzione totale annuale DNF 2023, pagg. 172; 175; 224-225 Relazione sulla Politica di Remunerazione 2024 e sui compensi corrisposti 2023 Dichiarazione d’utilizzo Eni ha redatto “in accordance” agli standard GRI per il periodo di rendicontazione 01/01/2022 - 31/12/2022 GRI 1 utilizzato GRI 1: Foundation 2021 GRI Sector Standard applicabili GRI 11: Oil & Gas Sector Standard 2021 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023232 ENI Aspetto Materiale/ Standard GRI Descrizione/Disclosure GRI WEF Sezione e/o numero di pagina Omission Strategia, politiche e prassi 2-22 Dichiarazione sulla strategia di sviluppo sostenibile Relazione Finanziaria Annuale 2023, pagg. 22-25 DNF 2023, pag. 154 2-23 Impegno in termini di policy DNF 2023, pagg. 154-157 2-24 Integrazione degli impegni in termini di policy DNF 2023, pagg. 154-157 2-25 Processi volti a rimediare agli impatti negativi Relazione Finanziaria Annuale 2023, pagg. 20-21 DNF 2023, pagg. 160-161 Inoltre, si vedano i riferimenti di pagina per quanto riguarda le richieste relative all’indicatore GRI 3-3 per ciascun tema materiale 2-26 Meccanismi per richiedere chiarimenti e sollevare preoccupazioni Relazione Finanziaria Annuale 2023, pagg. 20-21 DNF 2023, pag. 196 2-27 Conformità a leggi e regolamenti DNF 2023, pagg. 209-211 2-28 Appartenenza ad associazioni Relazione Finanziaria Annuale 2023, pagg. 20-21 Coinvolgimento degli stakeholder 2-29 Approccio al coinvolgimento degli stakeholder Relazione Finanziaria Annuale 2023, pagg. 20-21 2-30 Contratti collettivi DNF 2023, pagg. 172; 175; 177; 224-225 GRI 3: TEMI MATERIALI Informative sui temi materiali 3-1 Processo di determinazione dei temi materiali DNF 2023, pagg. 222-223 3-2 Elenco dei temi materiali DNF 2023, pagg. 222-223 3-3 Gestione dei temi materiali Incluso nelle specifiche sezioni 233ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Aspetto Materiale/ Standard GRI (a) Descrizione/Disclosure GRI (b) WEF Sezione e/o numero di pagina Omission Contrasto al cambiamento climatico e tecnologie low carbon Riduzione delle emissioni GHG; Sviluppo di tecnologie low carbon 3-3 (11.1.1, 11.2.1, 11.3.1) Gestione dei temi materiali DNF 2023, pagg. 156; 160-161; 164-170; 222-223 GRI 201: Performance economiche 2016 Perimetro: interno ed esterno 201-2 (11.2.2) Implicazioni finanziarie e altri rischi e opportunità dovuti al cambiamento climatico Relazione Finanziaria Annuale 2023, pagg. 132-134 DNF 2023, pagg. 162-163; 165-166 GRI 302: Energia 2016 Perimetro: interno 302-1 (11.1.2) Energia consumata all’interno dell’organizzazione DNF 2023, pagg. 167-170; 226-227 302-2 (11.1.3) Energia consumata al di fuori dell’organizzazione Informazione non disponibile. Si valuterà la rendicontazione in considerazione della disponibilità di una metodologia applicabile 302-3 (11.1.4) Intensità energetica DNF 2023, pagg. 167-170; 226-227 GRI 305: Emissioni 2016 Perimetro: interno ed esterno 305-1 (11.1.5) Emissioni dirette di GHG (Scope 1) DNF 2023, pagg. 167-170; 226 305-2 (11.1.6) Emissioni indirette di GHG da consumi energetici (Scope 2) DNF 2023, pagg. 167-170; 226 305-3 (11.1.7) Altre emissioni indirette di GHG (Scope 3) DNF 2023, pagg. 167-170; 226 305-4 (11.1.8) Intensità delle emissioni di GHG DNF 2023, pagg. 167-170; 226 305-5 (11.2.3) Riduzione delle emissioni di GHG DNF 2023, pagg. 167-170 305-7 (11.3.2) Ossidi di azoto (NO x ), ossidi di zolfo (SO x ), e altre emissioni significative DNF 2023, pagg. 183-185; 229 Sviluppo del capitale umano Occupazione; Formazione 3-3 (11.10.1, 11.11.1) Gestione dei temi materiali DNF 2023, pagg. 156; 160-161; 171-177; 222-223 GRI 401: Occupazione 2016 Perimetro: interno 401-1 (11.10.2) Nuove assunzioni e turnover DNF 2023, pagg. 173-174; 176; 227 401-2 (11.10.3) Benefit previsti per i dipendenti a tempo pieno, ma non per i dipendenti part-time o con contratto a tempo determinato DNF 2023, pagg. 172-173 GRI 402: Relazioni tra lavoratori a management 2016 Perimetro: interno 402-1 (11.10.5) Periodo minimo di preavviso per cambiamenti operativi DNF 2023, pag. 227 GRI 404: Formazione e istruzione 2016 Perimetro: interno 404-1 (11.10.6, 11.11.4) Ore medie di formazione annua per dipendente DNF 2023, pagg. 174-175; 177; 227 404-3 Percentuale di dipendenti che ricevono una valutazione periodica delle performance e dello sviluppo professionale Eni for 2023 - A just transition Eni for 2023 - Performance di sostenibilità DNF 2023, pagg. 171-172; 175 Diversità, inclusione e work-life balance 3-3 (11.10.1, 11.11.1, 11.14.1) Gestione dei temi materiali DNF 2023, pagg. 156; 160-161; 171-177; 222-223 GRI 202: Presenza sul mercato 2016 Perimetro: interno 202-2 (11.11.2, 11.14.3) Proporzione di senior manager assunti dalla comunità locale DNF 2023, pagg. 176; 227 GRI 401: Occupazione 2016 Perimetro: interno 401-3 (11.10.4, 11.11.3) Congedo parentale DNF 2023, pagg. 176; 227 Informazioni relative al punto d. e punto e. (solo relativamente al tasso di retention) non disponibili. Eni si impegna a coprire l’indicatore nei prossimi cicli di reporting RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023234 ENI Aspetto Materiale/ Standard GRI (a) Descrizione/Disclosure GRI (b) WEF Sezione e/o numero di pagina Omission GRI 405: Diversità e pari opportunità 2016 Perimetro: interno 405-1 (11.11.5) Diversità negli organi di governo e tra i dipendenti DNF 2023, pagg. 176; 227 Relazione Finanziaria Annuale 2023, pag. 34 405-2 (11.11.6) Rapporto dello stipendio base e retribuzione delle donne rispetto agli uomini DNF 2023, pagg. 175; 177; 227 Salute e sicurezza dei lavoratori 3-3 (11.9.1) Gestione dei temi materiali DNF 2023, pagg. 156; 160-161; 178-180; 222-223 GRI 403: Salute e sicurezza sul lavoro 2018 Perimetro: interno ed esterno (fornitori) 403-1 (11.9.2) Sistema di gestione della salute e sicurezza sul lavoro DNF 2023, pagg. 158-159; 173; 178-180 403-2 (11.9.3) Identificazione dei pericoli, valutazione dei rischi e indagini sugli incidenti DNF 2023, pagg. 178-180 403-3 (11.9.4) Servizi di medicina del lavoro DNF 2023, pag. 173 403-4 (11.9.5) Partecipazione e consultazione dei lavoratori e comunicazione in materia di salute e sicurezza sul lavoro DNF 2023, pagg. 158-159; 173; 178-180 403-5 (11.9.6) Formazione dei lavoratori in materia di salute e sicurezza sul lavoro DNF 2023, pag. 178 403-6 (11.9.7) Promozione della salute dei lavoratori DNF 2023, pagg. 158-159; 173 403-7 (11.9.8) Prevenzione e mitigazione degli impatti in materia di salute e sicurezza sul lavoro all'interno delle relazioni commerciali DNF 2023, pagg. 173; 178-180 403-8 (11.9.9) Lavoratori coperti da un sistema di gestione della salute e sicurezza sul lavoro DNF 2023, pag. 179 403-9 (11.9.10) Infortuni sul lavoro DNF 2023, pagg. 179-180; 227 403-10 (11.9.11) Malattie professionali DNF 2023, pagg. 175; 177; 228 Asset integrity 3-3 (11.8.1) Gestione dei temi materiali DNF 2023, pagg. 156; 160-161; 181-182; 222-223 GRI 306: Scarichi idrici e rifiuti 2016 Perimetro: interno 306-3 (11.8.2) Sversamenti significativi DNF 2023, pagg. 181-183; 229 Riduzione degli impatti ambientali Bonifiche e rifiuti; Risorsa idrica; Oil spill; Qualità dell’aria; Biodiversità 3-3 (11.4.1, 11.6.1) Gestione dei temi materiali DNF 2023, pagg. 156; 160-161; 180-184; 222-223 GRI 303: Acqua e scarichi idrici 2018 Perimetro: interno 303-1 (11.6.2) Interazione con l'acqua come risorsa condivisa DNF 2023, pagg. 180-181 303-2 (11.6.3) Gestione degli impatti legati allo scarico d'acqua DNF 2023, pagg. 180-181 303-3 (11.6.4) Prelievo idrico DNF 2023, pagg. 182-183; 185; 229 303-4 (11.6.5) Scarico di acqua DNF 2023, pagg. 182-183; 185; 229 303-5 (11.6.6) Consumo di acqua DNF 2023, pagg. 182-183; 185 GRI 304: Biodiversità 2016 Perimetro: interno 304-1 (11.4.2) Siti operativi di proprietà, detenuti in locazione, gestiti in (o adiacenti ad) aree protette e aree a elevato valore di biodiversità esterne alle aree protette DNF 2023, pagg. 182-184; 186; 228 304-2 (11.4.3) Impatti significativi di attività, prodotti e servizi sulla biodiversità DNF 2023, pagg. 182-184; 186; 228 304-3 (11.4.4) Habitat protetti o ripristinati DNF 2023, pagg. 182-184; 186; 228 304-4 (11.4.5) Specie elencate nella "Red List" dell'IUCN e negli elenchi nazionali che trovano il proprio habitat nelle aree di attività dell'organizzazione DNF 2023, pagg. 186; 228 235ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Aspetto Materiale/ Standard GRI (a) Descrizione/Disclosure GRI (b) WEF Sezione e/o numero di pagina Omission ECONOMIA CIRCOLARE 3-3 (11.5.1) Gestione dei temi materiali DNF 2023, pagg. 156; 160-161; 180-181; 222-223 GRI 306: Rifiuti 2020 Perimetro: interno 306-1 (11.5.2) Produzione di rifiuti e impatti significativi connessi ai rifiuti DNF 2023, pagg. 180-181 306-2 (11.5.3) Gestione degli impatti significativi connessi ai rifiuti DNF 2023, pagg. 180-181 306-3 (11.5.4) Rifiuti prodotti DNF 2023, pagg. 183-185; 229 306-4 (11.5.5) Rifiuti non destinati a smaltimento DNF 2023, pagg. 183-185; 229 306-5 (11.5.6) Rifiuti destinati allo smaltimento DNF 2023, pagg. 183-185; 229 Tutela dei diritti umani lavoratori Lavoratori; Comunità; Catena di fornitura; Security 3-3 (11.11.1, 11.13.1, 11.18.1) Gestione dei temi materiali DNF 2023, pagg. 157; 160-161; 186-188; 222-223 GRI 406: Non discriminazione 2016 Perimetro: interno ed esterno 406-1 (11.11.7) Episodi di discriminazione e misure correttive adottate DNF 2023, pagg. 188-189; 229 GRI 407: Libertà di associazione e contrattazione collettiva 2016 Perimetro: interno ed esterno 407-1 (11.13.2) Attività e fornitori in cui il diritto alla libertà di associazione e contrattazione collettiva può essere a rischio DNF 2023, pagg. 186-188 GRI 410: Pratiche per la sicurezza 2016 Perimetro: interno ed esterno 410-1 (11.18.2) Personale addetto alla sicurezza formato sulle politiche o procedure riguardanti i diritti umani DNF 2023, pagg. 188-189; 229 Gestione responsabile della catena di fornitura 3-3 (11.10.1, 11.12.1, 11.17.1) Gestione dei temi materiali DNF 2023, pagg. 157; 160-161; 190; 222-223 GRI 409: Lavoro forzato o obbligatorio 2016 Perimetro: interno ed esterno 409-1 (11.12.2) Attività e fornitori a rischio significativo di episodi di lavoro forzato o obbligatorio DNF 2023, pagg. 187; 229 GRI 411: Diritti dei popoli indigeni 2016 Perimetro: interno ed esterno 411-1 (11.17.2) Episodi di violazione dei diritti dei popoli indigeni DNF 2023, pag. 187 GRI 414: Valutazione sociale dei fornitori 2016 Perimetro: interno ed esterno 414-1 (11.10.8, 11.12.3) Nuovi fornitori che sono stati sottoposti a valutazione attraverso l'utilizzo di criteri sociali DNF 2023, pagg. 190-191; 230 414-2 (11.10.9) Impatti sociali negativi sulla catena di fornitura e azioni intraprese DNF 2023, pagg. 190-191; 230 Relazioni con i clienti 3-3 (11.3.1) Gestione dei temi materiali DNF 2023, pagg. 160-161; 178; 222-223 Relazione Finanziaria Annuale 2023, pagg. 20-21 GRI 416: Salute e sicurezza dei clienti 2016 Perimetro: interno 416-1 (11.3.3) Valutazione degli impatti sulla salute e sulla sicurezza per categorie di prodotto e servizi DNF 2023, pagg. 158-159; 178-179 Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia fiscale 3-3 (11.19.1, 11.20.1, 11.21.1, 11.22.1) Gestione dei temi materiali DNF 2023, pagg. 157; 160-161; 191-193; 222-223 GRI 206: Comportamento anticoncorrenziale 2016 Perimetro: interno ed esterno 206-1 (11.19.2) Azioni legali per comportamento anticoncorrenziale, antitrust e pratiche monopolistiche Relazione Finanziaria Annuale 2023, sezione contenziosi RFA DNF 2023, pagg. 209 GRI 205: Anticorruzione 2016 Perimetro: interno ed esterno 205-1 (11.20.2) Operazioni valutate per i rischi legati alla corruzione DNF 2023, pagg. 191-194; 230 205-2 (11.20.3) Comunicazione e formazione in materia di politiche e procedure anticorruzione DNF 2023, pagg. 191-194; 230 205-3 (11.20.4) Episodi di corruzione accertati e azioni intraprese DNF 2023, pagg. 191-194; 230 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023236 ENI Aspetto Materiale/ Standard GRI (a) Descrizione/Disclosure GRI (b) WEF Sezione e/o numero di pagina Omission GRI 207: Imposte 2019 Perimetro: interno 207-1 (11.21.4) Approccio alla fiscalità DNF 2023, pag. 193 207-2 (11.21.5) Governance fiscale, controllo e gestione del rischio DNF 2023, pag. 193 207-3 (11.21.6) Coinvolgimento degli stakeholder e gestione delle preoccupazioni in materia fiscale DNF 2023, pag. 193 207-4 (11.21.7) Rendicontazione Paese per Paese DNF 2023, pagg. 193; 230 Per maggiori informazioni si veda la nota 28 del Bilancio consolidato GRI 415: Politica pubblica 2016 Perimetro: interno ed esterno 415-1 (11.22.2) Contributi politici DNF 2023, pag. 230 Chiusura e ripristino 3-3 (11.7.1. 11.1.10) Gestione dei temi materiali DNF 2023, pagg. 156; 160-161; 171-173; 222-223 GRI 402: Relazioni tra lavoratori a management 2016 Perimetro: interno 402-1 (11.7.2) Periodo minimo di preavviso per i cambiamenti operativi DNF 2023, pag. 227 GRI 404: Formazione e istruzione 2016 Perimetro: interno 404-2 (11.7.3, 11.10.7) Programmi di aggiornamento delle competenze dei dipendenti e programmi di assistenza alla transizione DNF 2023, pagg. 171-172 Sviluppo locale Local Content; Diversificazione economica; Educazione e formazione; Accesso all’acqua e all’igiene; Salute; Protezione e conservazione delle foreste e tutela del territorio; Partnership Pubblico-Private 3-3 (11.14.1, 11.15.1, 11.16.1, 11.21.1) Gestione dei temi materiali DNF 2023, pagg. 156; 160-161; 191-193; 195-196; 222-223 GRI 201: Performance economiche 2016 Perimetro: interno 201-1 (11.14.2, 11.21.2) Valore economico direttamente generato e distribuito DNF 2023, pagg. 194; 230 201-4 (11.21.3) Assistenza finanziaria ricevuta dal governo DNF 2023, pag. 194 GRI 203: Impatti economici indiretti 2016 Perimetro: interno 203-1 (11.14.4) Investimenti infrastrutturali e servizi finanziari DNF 2023, pagg. 195-197; 231 203-2 (11.14.5) Impatti economici indiretti significativi DNF 2023, pagg. 195-197; 231 GRI 204: Pratiche di approvvigionamento 2016 Perimetro: interno ed esterno 204-1 (11.14.6) Proporzione di spesa verso fornitori locali DNF 2023, pagg. 195; 231 GRI 413: Comunità locali 2016 Perimetro: interno 413-1 (11.15.2) Attività che prevedono il coinvolgimento delle comunità locali, valutazioni d'impatto e programmi di sviluppo DNF 2023, 195-197; 231 413-2 (11.15.3) Attività con impatti negativi, potenziali e attuali significativi sulle comunità locali DNF 2023, pagg. 195-197; 231 Accesso all’energia Accesso all’energia - Approccio di gestione Perimetro: interno 3-3 Gestione dei temi materiali DNF 2023, pagg. 156; 160-161; 195-196; 222-223 Innovazione Innovazione - Approccio di gestione Perimetro: interno 3-3 Gestione dei temi materiali DNF 2023, pagg. 156; 160-161; 222-223 Digitalizzazione e Cyber Security Digitalizzazione e Cyber Security - Approccio di gestione Perimetro: interno 3-3 Gestione dei temi materiali DNF 2023, pagg. 156; 160-161; 222-223 (a) Per ogni tema materiale, sono riportati gli indicatori del GRI Standard mentre tra parentesi sono riportati gli indicatori del GRI 11: Oil & Gas Sector Standard. (b) Gli indicatori con il simbolo sono richiesti anche dalle metriche “core” definite dal World Economic Forum (WEF) nel White Paper “Measuring Stakeholder Capitalism \- Towards Common Metrics and Consistent Reporting of Sustainable Value Creation” del 2020. 237ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Adesione al Codice italiano pagamenti responsabili In linea con la policy di trasparenza e correttezza nella gestione dei propri fornitori, Eni SpA ha aderito al Codice Italiano Paga- menti Responsabili che Assolombarda ha istituito nel 2014. Nel 2023 i tempi medi di pagamenti dei fornitori, secondo le previsioni contrattuali, si sono attestati mediamente a 51 giorni. Art. 15 (già art. 36) del Regolamento Mercati Consob (aggiornato con Delibera Consob n. 20249 del 28 dicembre 2017): Condizioni per la quotazione di azioni di società controllanti società costituite e regolate dalla legge di Stati non appartenenti all’Unione Europea. In relazione alle prescrizioni regolamentari in tema di con- dizioni per la quotazione di società controllanti società costituite e regolate secondo leggi di Stati non appartenenti all’Unione Europea e di significativa rilevanza ai fini del bilancio consolidato, si segnala che: • alla data del 31 dicembre 2023 le prescrizioni regolamentari dell’art. 15 del Regolamento Mercati si applicano alle 12 società controllate: NAOC \- Nigerian Agip Oil Co. Ltd, Eni Petroleum Co Inc, Eni Congo SA, Nigerian Agip Exploration Ltd, Eni Canada Hol- ding Ltd, Eni Ghana Exploration and Production Ltd, Eni Trading & Shipping Inc, Eni UK Ltd, Eni México S. de RL de CV, Eni Invest- ments Plc, Eni Lasmo Plc e Eni ULX Ltd; • sono state adottate le procedure adeguate che assicurano la com- pleta compliance alla predetta normativa. Regole per la trasparenza e la correttezza sostanziale e procedurale delle operazioni con parti correlate Le regole per la trasparenza e la correttezza sostanziale e proce- durale delle operazioni con parti correlate adottate dalla Società in linea con i listing standard Consob sono disponibili sul sito in- ternet della Società e nella Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari 2023. Altre informazioni Sedi secondarie In ottemperanza a quanto disposto dall’art. 2428, quarto com- ma del Codice Civile, si attesta che Eni SpA ha le seguenti sedi secondarie: San Donato Milanese (MI) \- Via Emilia, 1; San Donato Milanese (MI) \- Piazza Vanoni, 1. Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio I fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio sono indicati nel commento all’andamento operativo dei settori di attività. Programma di buy-back L'Assemblea degli Azionisti del 10 maggio 2023, ha autorizzato un programma di buy-back per l'ammontare di €2,2 miliardi fino a un massimo di €3,5 miliardi per l'anno. La prima tranche del program- ma di acquisto di azioni proprie 2023 avviato il 12 maggio 2023, si è conclusa ad agosto con l'acquisto di 62 milioni di azioni pro- prie (pari all'1,84% del capitale sociale) per un costo complessivo di €825 milioni. La seconda tranche del programma di buy-back 2023 avviata a settembre e conclusa a marzo 2024 con l'acquisto di 91,5 milioni di azioni proprie (pari al 2,71% del capitale sociale) pari a €1,375 miliardi. Considerando le azioni proprie già in portafoglio e l’annullamen- to di 195.550.084 azioni proprie deliberato dall’Assemblea il 10 maggio 2023, gli acquisti effettuati dall’avvio del programma di buyback in data 12 maggio 2023 nonché l’assegnazione gratuita di azioni ordinarie a dirigenti Eni, a seguito della conclusione del Periodo di Vesting come previsto dal “Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2020-2022” approvato dall’Assemblea di Eni del 13 maggio 2020, a marzo 2024 Eni detiene n. 181.668.440 azioni pro- prie pari al 5,38% del capitale sociale. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023238 ENI Il glossario dei termini delle attività operative è consultabile sul sito Internet di Eni all’indirizzo eni.com. Di seguito sono elencati quelli di uso più ricorrente. Barile Unità di volume corrispondente a 159 litri. Un barile di greg- gio corrisponde a circa 0,137 tonnellate. Boe (Barrel of Oil Equivalent) Viene usato come unità di misura unificata di petrolio e gas naturale, quest’ultimo viene convertito da metro cubo in barile di olio equivalente utilizzando il coefficiente moltiplicatore di 0,00675. Capacità installata da rinnovabili Misura la capacità massima de- gli impianti di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili in quota Eni (eolica, solare, da moto ondoso e ogni altra fonte non fos- sile derivante da risorse naturali, escludendo l’energia nucleare). La capacità si definisce installata quando gli impianti sono in esercizio o quando è raggiunta la “mechanical completion” che rappresenta la fase finale di realizzazione dell’impianto ad eccezione della con- nessione alla rete. Conversione Processi di raffineria che permettono la trasformazio- ne di frazioni pesanti in frazioni più leggere. Appartengono a tali processi il cracking, il visbreaking, il coking, la gassificazione dei residui di raffineria, ecc. Il rapporto fra la capacità di trattamento complessiva di questi impianti e quella di impianti di frazionamento primario del greggio esprime il “grado di conversione della raffine- ria”; più esso è elevato, più la raffineria è flessibile ed offre maggiori prospettive di redditività. Elastomeri (o Gomme) Polimeri, naturali o sintetici, che, a differen- za delle materie plastiche, se sottoposti a deformazione, una volta cessata la sollecitazione, riacquistano, entro certi limiti, la forma ini- ziale. Tra gli elastomeri sintetici, i più importanti sono il polibutadiene (BR), le gomme stirene-butadiene (SBR), le gomme etilene-propilene (EPR), le gomme termoplastiche (TPR), le gomme nitriliche (NBR). Emissioni di NO X (ossidi di azoto) Emissioni dirette totali di ossidi di azoto dovute ai processi di combustione con aria. Sono incluse le emissioni di NO X da attività di flaring, da processi di recupero dello zolfo, da rigenerazione FCC, ecc. Sono comprese le emissioni di NO ed NO 2 , mentre sono escluse le emissioni di N 2 O. Emissioni di SO X (ossidi di zolfo) Emissioni dirette totali di ossidi di zolfo, comprensive delle emissioni di SO 2 ed SO 3 . Le principali sorgenti sono gli impianti di combustione, i motori diesel (compresi quelli marini), la combustione in torcia, il gas flaring (se il gas contie- ne H 2 S), i processi di recupero dello zolfo, la rigenerazione FCC. Emissioni GHG Scope 1 Emissioni dirette di GHG derivanti dalle operazioni della Compagnia, prodotte da fonti di proprietà o con- trollate dalla Compagnia. Emissioni GHG Scope 2 Emissioni indirette di GHG derivanti dalla generazione di elettricità, vapore e calore acquistato da terze parti e consumate da asset posseduti o controllati dalla Compagnia. Emissioni GHG Scope 3 Emissioni indirette di GHG associate alla catena del valore dei prodotti Eni. Extrarete Insieme delle attività di commercializzazione di prodotti petroliferi sul mercato nazionale finalizzate alla vendita a grossisti/ rivenditori (soprattutto gasolio), a pubbliche amministrazioni e a con- sumatori, quali industrie, centrali termoelettriche (olio combustibile), compagnie aeree (jet fuel), trasportatori, condomini e privati. Sono escluse le vendite effettuate tramite la rete di distribuzione dei carbu- ranti, i bunkeraggi marittimi, le vendite a società petrolifere e petrol- chimiche, agli importatori e agli organismi internazionali. GNL Gas naturale liquefatto, ottenuto a pressione atmosferica con il raffreddamento del gas naturale a -160°C. Il gas viene liquefatto per facilitarne il trasporto dai luoghi di estrazione a quelli di trasfor- mazione e consumo. Una tonnellata di GNL corrisponde a 1.400 metri cubi di gas. GPL Gas di petrolio liquefatto, miscela di frazioni leggere di petrolio, gassosa a pressione atmosferica e facilmente liquefatta a tempe- ratura ambiente attraverso una limitata compressione. Greenhouse Gases (GHG) Gas presenti nell’atmosfera, trasparenti alla radiazione solare, che assorbono le radiazioni infrarosse emes- se dalla superficie terrestre. I GHG che interessano le attività di Eni sono: anidride carbonica (CO 2 ), metano (CH 4 ) e protossido di azoto (N 2 O). Le emissioni di GHG sono convenzionalmente riportate in CO 2 equivalente (CO 2 eq) in conformità con i valori del Global Warming Potential, in linea con il quarto Assessment Report dell’IPCC AR4. Indice di efficienza operativa Eni Rapporto tra le emissioni GHG Scope 1 e Scope 2 delle principali attività operate di Eni e le rispet- tive produzioni, convertite per omogeneità in boe. Intensità emissiva GHG upstream Rapporto tra il 100% delle emis- sioni GHG Scope 1 degli asset operati upstream e il 100% della pro- duzione lorda operata (espressa in boe). Materie prime di seconda e terza generazione Materie prime non in concorrenza con il settore alimentare, a differenza di quelle di pri- ma generazione (oli vegetali). La seconda generazione è costituita principalmente da rifiuti agricoli non alimentari e rifiuti agro-urbani (grassi animali, oli da cucina usati e rifiuti agricoli), quelle di terza generazione sono quelle materie non agricole ad alta innovazione (derivanti da alghe o rifiuti). Net GHG Lifecycle Emissions Emissioni GHG Scope 1+2+3 conta- bilizzate su base equity, associate alle attività e i prodotti venduti da Eni, lungo tutta la filiera, al netto dei carbon sinks. Glossario 239ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Net Carbon Footprint Emissioni GHG Scope 1 e Scope 2 associa- te alle operazioni di Eni, contabilizzate su base equity, al netto dei carbon sinks. Net Carbon Intensity Rapporto tra Net absolute GHG Lifecycle Emissions e il contenuto energetico dei prodotti venduti. NGL Idrocarburi liquidi o liquefatti recuperati dal gas naturale in apparecchiature di separazione o impianti di trattamento del gas. Fanno parte dei gas liquidi naturali, propano, normal butano e iso- butano, isopentano e pentani plus, talvolta definiti come “gasolina naturale” (natural gasoline) o condensati di impianto. Oil spill Sversamento di petrolio o derivato petrolifero da raffina- zione o di rifiuto petrolifero occorso durante la normale attività operativa (da incidente) o dovuto ad azioni che ostacolano l’attività operativa della business unit o ad atti eversivi di gruppi organizzati (da atti di sabotaggio e terrorismo). Olefine (o Alcheni) Serie di idrocarburi con particolare reattività chimica utilizzati per questo come materie prime nella sintesi di intermedi e polimeri. Over/under lifting Gli accordi stipulati tra i partner che regolano i diritti di ciascuno a ritirare pro quota la produzione disponibile nel pe- riodo. Il ritiro di una quantità superiore o inferiore rispetto alla quota di diritto determina una situazione momentanea di over/under lifting. Plasmix Nome collettivo delle diverse materie plastiche che attual- mente non hanno utilizzo nel mercato del riciclo e possono essere utilizzate come materia prima nei nuovi business Eni relativi all’e- conomia circolare. Potenziale minerario (volumi di idrocarburi potenzialmente recu- perabili) Stima di volumi di idrocarburi recuperabili ma non definibi- li come riserve per assenza di requisiti di commerciabilità, o perché economicamente subordinati a sviluppo di nuove tecnologie, o per- ché riferiti ad accumuli non ancora perforati, o dove la valutazione degli accumuli scoperti è ancora a uno stadio iniziale. Pozzi di infilling (Infittimento) Pozzi realizzati su di un’area in pro- duzione per migliorare il recupero degli idrocarburi del giacimento e per mantenere/aumentare i livelli di produzione. Production Sharing Agreement (PSA) Tipologia contrattuale vi- gente nei Paesi produttori dell’area non OCSE caratterizzata dall’in- testazione del titolo minerario in capo alla società nazionale dello Stato concedente, alla quale viene di norma conferita l’esclusiva dell’attività di ricerca e produzione idrocarburi, con facoltà di isti- tuire rapporti contrattuali con altre società (estere o locali). Con il contratto, il Committente (la società nazionale) affida al Contratti- sta (la società terza) il compito di eseguire i lavori di esplorazione e produzione con l’apporto di tecnologie e mezzi finanziari. Sotto il profilo economico il contratto prevede che il rischio esplorativo sia a carico del Contrattista e che la produzione venga suddivisa in due parti: una (Cost Oil) destinata al recupero dei costi del Contrattista; l’altra (Profit Oil) suddivisa a titolo di profitto tra il Committente e il Contrattista secondo schemi di ripartizione variabili. Sulla base di questa configurazione di principio, la contrattualistica specifica può assumere caratteristiche diverse a seconda dei Paesi. Recupero assistito Tecniche utilizzate per aumentare o prolungare la produttività dei giacimenti. Riserve Sono le quantità di olio e di gas stimate economicamente producibili, ad una certa data, attraverso l’applicazione di progetti di sviluppo in accumuli noti. In aggiunta le licenze, i permessi, gli im- pianti, le strutture di trasporto degli idrocarburi ed il finanziamento del progetto, devono esistere, oppure ci deve essere la ragionevole aspettativa che saranno disponibili in un tempo ragionevole. Le ri- serve si distinguono in: (i) riserve sviluppate: quantità di idrocarburi che si stima di poter recuperare tramite pozzi, facility e metodi ope- rativi esistenti; (ii) riserve non sviluppate: quantità di idrocarburi che si prevede di recuperare a seguito di nuove perforazioni, facility e metodi operativi. Riserve certe Rappresentano le quantità stimate di olio e gas che, sulla base dei dati geologici e di ingegneria di giacimento disponibili, sono stimate con ragionevole certezza, economi- camente producibili da giacimenti noti alle condizioni tecniche, contrattuali, economiche e operative esistenti al momento della stima. Ragionevole certezza significa che esiste un “alto grado di confidenza che le quantità verranno recuperate” cioè che è molto più probabile che lo siano piuttosto che non lo siano. Il progetto di sviluppo deve essere iniziato oppure l’operatore deve essere ragionevolmente certo (chiara volontà manageriale) che inizierà entro un tempo ragionevole. Ship-or-pay Clausola dei contratti di trasporto del gas naturale, in base alla quale il committente è obbligato a pagare il corrispettivo per i propri impegni di trasporto anche quando il gas non viene trasportato. Take-or-pay Clausola dei contratti di acquisto del gas naturale, in base alla quale l’acquirente è obbligato a pagare al prezzo contrat- tuale, o a una frazione di questo, la quantità minima di gas prevista dal contratto, anche se non ritirata, avendo la facoltà di prelevare, negli anni contrattuali successivi, il gas pagato ma non ritirato per un prezzo che tiene conto della frazione di prezzo contrattuale già corrisposto. UN SDG Gli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) sono il piano per realizzare un futuro migliore e più sostenibile per tutti entro il 2030. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023240 ENI Adottati da tutti gli Stati membri delle Nazioni Unite nel 2015, af- frontano le sfide globali che il mondo sta combattendo, comprese quelle legate alla povertà, alla disuguaglianza, al cambiamento cli- matico, al degrado ambientale, alla pace e alla giustizia. Per ulterio- ri dettagli consultare il sito https://unsdg.un.org Upstream/downstream Il termine upstream riguarda le attività di esplorazione e produzione di idrocarburi. Il termine downstream riguarda le attività inerenti il settore petrolifero che si collocano a valle della esplorazione e produzione. Vita media residua delle riserve Rapporto tra le riserve certe di fine anno e la produzione dell’anno. Work-over Operazione di intervento su un pozzo per eseguire con- sistenti manutenzioni e sostituzioni delle attrezzature di fondo che convogliano i fluidi di giacimento in superficie. ABBREVIAZIONI /a anno mgl migliaia bbl barili mld miliardi bbl/g barili/giorno mln milioni boe barili di petrolio equivalente n. numero boe/g barili di petrolio equivalente/giorno NGL Natural Gas Liquids /g giorno PCA Production Concession Agreement GNL Gas Naturale Liquefatto ppm parti per milione GPL Gas di Petrolio Liquefatto PSA Production Sharing Agreement GWh Gigawattora tep tonnellate di petrolio equivalente km chilometri ton tonnellate mc metri cubi TWh Terawattora 241ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO Schemi di bilancio 244 Note al bilancio consolidato 252 Informazioni supplementari sull’attività Oil & Gas previste dalla SEC 366 Attestazione a norma dell’art. 154-bis, comma 5 del D.lgs. 58/1998 387 STATO PATRIMONIALE 31.12.2023 31.12.2022 (€ milioni) Note Totale di cui verso parti correlate Totale di cui verso parti correlate ATTIVITÀ Attività correnti Disponibilità liquide ed equivalenti (6) 10.193 3 10.155 10 Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (7) 6.782 8.251 Altre attività finanziarie (17) 896 19 1.504 16 Crediti commerciali e altri crediti (8) 16.551 1.363 20.840 2.427 Rimanenze (9) 6.186 7.709 Attività per imposte sul reddito (10) 460 317 Altre attività (11) (24) 5.637 32 12.821 341 46.705 61.597 Attività non correnti Immobili, impianti e macchinari (12) 56.299 56.332 Diritto di utilizzo beni in leasing (13) 4.834 4.446 Attività immateriali (14) 6.379 5.525 Rimanenze immobilizzate-scorte d'obbligo (9) 1.576 1.786 Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (16) (37) 12.630 12.092 Altre partecipazioni (16) 1.256 1.202 Altre attività finanziarie (17) 2.301 1.840 1.967 1.631 Attività per imposte anticipate (23) 4.482 4.569 Attività per imposte sul reddito (10) 142 114 Altre attività (11) (24) 3.393 168 2.236 26 93.292 90.269 Attività destinate alla vendita (25) 2.609 264 TOTALE ATTIVITÀ 142.606 152.130 PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO Passività correnti Passività finanziarie a breve termine (19) 4.092 222 4.446 307 Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine (19) 2.921 21 3.097 36 Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine (13) 1.128 21 884 35 Debiti commerciali e altri debiti (18) 20.654 4.245 25.709 3.203 Passività per imposte sul reddito (10) 1.685 2.108 Altre passività (11) (24) 5.579 62 12.473 232 36.059 48.717 Passività non correnti Passività finanziarie a lungo termine (19) 21.716 65 19.374 26 Passività per beni in leasing a lungo termine (13) 4.208 6 4.067 28 Fondi per rischi e oneri (21) 15.533 15.267 Fondi per benefici ai dipendenti (22) 748 786 Passività per imposte differite (23) 4.702 5.094 Passività per imposte sul reddito (10) 38 253 Altre passività (11) (24) 4.096 511 3.234 462 51.041 48.075 Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita (25) 1.862 108 TOTALE PASSIVITÀ 88.962 96.900 Capitale sociale 4.005 4.005 Utili relativi a esercizi precedenti 32.988 23.455 Riserve per differenze cambio da conversione 5.238 7.564 Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale 8.515 8.785 Azioni proprie (2.333) (2.937) Utile dell'esercizio 4.771 13.887 Totale patrimonio netto di Eni 53.184 54.759 Interessenze di terzi 460 471 TOTALE PATRIMONIO NETTO (26) 53.644 55.230 TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO 142.606 152.130 Con riferimento agli effetti delle allocazioni definitive dei prezzi afferenti alle operazioni di business combination del 2022 si rinvia a quanto indicato nella nota n. 27 - Altre informazioni. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023244 ENI CONTO ECONOMICO 2023 2022 2021 (€ milioni) Note Totale di cui verso parti correlate Totale di cui verso parti correlate Totale di cui verso parti correlate Ricavi della gestione caratteristica 93.717 4.322 132.512 10.872 76.575 3.000 Altri ricavi e proventi 1.099 156 1.175 156 1.196 52 TOTALE RICAVI (29) 94.816 133.687 77.771 Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (30) (73.836) (15.885) (102.529) (15.327) (55.549) (8.644) Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti (8) (249) 5 47 (2) (279) (6) Costo lavoro (30) (3.136) (8) (3.015) (18) (2.888) (21) Altri proventi (oneri) operativi (24) 478 17 (1.736) 3.306 903 735 Ammortamenti (12) (13) (14) (7.479) (7.205) (7.063) Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing (15) (1.802) (1.140) (167) Radiazioni (12) (14) (535) (599) (387) UTILE OPERATIVO 8.257 17.510 12.341 Proventi finanziari (31) 7.417 155 8.450 160 3.723 79 Oneri finanziari (31) (8.113) (28) (9.333) (164) (4.216) (46) Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (31) 284 (55) 11 Strumenti finanziari derivati (24) (31) (61) 1 13 2 (306) PROVENTI (ONERI) FINANZIARI (473) (925) (788) Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto 1.336 1.841 (1.091) Altri proventi (oneri) su partecipazioni 1.108 445 3.623 30 223 PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI (16) (32) 2.444 5.464 (868) UTILE ANTE IMPOSTE 10.228 22.049 10.685 Imposte sul reddito (33) (5.368) (8.088) (4.845) UTILE DELL'ESERCIZIO 4.860 13.961 5.840 Utile (perdita) dell'esercizio di competenza Eni 4.771 13.887 5.821 Interessenze di terzi 89 74 19 Utile per azione (ammontari in € per azione) (34) \- semplice 1,41 3,96 1,61 \- diluito 1,40 3,95 1,60 245ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE PROSPETTO DELL’UTILE COMPLESSIVO (€ milioni) Note 2023 2022 2021 Utile dell'esercizio 4.860 13.961 5.840 Altre componenti dell'utile complessivo: Componenti non riclassificabili a conto economico Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti (26) (31) 60 119 Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (26) (2) 3 2 Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI (26) 45 56 105 Effetto fiscale (26) 10 (5) (77) 22 114 149 Componenti riclassificabili a conto economico Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro (26) (2.010) 1.095 2.828 Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge (26) 541 794 (1.264) Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (26) 54 (12) (34) Effetto fiscale (26) (158) (234) 372 (1.573) 1.643 1.902 Totale altre componenti dell'utile complessivo (1.551) 1.757 2.051 Totale utile complessivo dell'esercizio 3.309 15.718 7.891 Totale utile complessivo dell'esercizio di competenza Eni 3.220 15.643 7.872 Interessenze di terzi 89 75 19 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023246 ENI PROSPETTO DELLE VARIAZIONI NELLE VOCI DI PATRIMONIO NETTO Patrimonio netto di Eni (€ milioni) Note Capitale sociale Utili relativi a esercizi precedenti Riserva per differenze cambio da conversione Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale Azioni proprie Utile dell'esercizio Totale Interessenze di terzi Totale patrimonio netto Saldi al 31 dicembre 2022 (26) 4.005 23.455 7.564 8.785 (2.937) 13.887 54.759 471 55.230 Utile dell'esercizio 4.771 4.771 89 4.860 Altre componenti dell'utile complessivo Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale (26) (21) (21) (21) Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (26) (2) (2) (2) Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI (26) 45 45 45 Componenti non riclassificabili a conto economico 22 22 22 Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro (26) (2.001) (9) (2.010) (2.010) Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale (26) 383 383 383 Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (26) 54 54 54 Componenti riclassificabili a conto economico (2.001) 428 (1.573) (1.573) Utile complessivo dell'esercizio (2.001) 450 4.771 3.220 89 3.309 Attribuzione del dividendo di Eni SpA (26) (3.005) (3.005) (3.005) Attribuzione del dividendo di altre società (36) (36) Destinazione utile residuo 2022 13.887 (13.887) Rimborsi ad azionisti terzi (16) (16) Acquisto azioni proprie (26) (1.837) 1.837 (1.837) (1.837) (1.837) Annullamento azioni proprie (26) (2.400) 2.400 Piano Incentivazione a Lungo Termine (26) (30) 20 (41) 41 20 20 Cedole obbligazioni subordinate perpetue (26) (138) (138) (138) Variazione interessenze di terzi (26) 47 47 (47) Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di strumenti rappresentativi di capitale 8.974 (604) 604 (13.887) (4.913) (99) (5.012) Effetto emissione di obbligazioni convertibili (26) 79 79 79 Altre variazioni 559 (325) (195) 39 (1) 38 Altri movimenti di patrimonio netto 559 (325) (116) 118 (1) 117 Saldi al 31 dicembre 2023 (26) 4.005 32.988 5.238 8.515 (2.333) 4.771 53.184 460 53.644 (segue) 247ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE PROSPETTO DELLE VARIAZIONI NELLE VOCI DI PATRIMONIO NETTO Patrimonio netto di Eni (€ milioni) Note Capitale sociale Utili relativi a esercizi precedenti Riserva per differenze cambio da conversione Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale Azioni proprie Utile dell'esercizio Totale Interessenze di terzi Totale patrimonio netto Saldi al 31 dicembre 2021 4.005 22.750 6.530 6.289 (958) 5.821 44.437 82 44.519 Utile dell'esercizio 13.887 13.887 74 13.961 Altre componenti dell'utile complessivo Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale (26) 55 55 55 Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (26) 3 3 3 Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI (26) 56 56 56 Componenti non riclassificabili a conto economico 114 114 114 Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro (26) 1.093 1 1.094 1 1.095 Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale (26) 560 560 560 Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (26) (12) (12) (12) Componenti riclassificabili a conto economico 1.093 549 1.642 1 1.643 Utile complessivo dell'esercizio 1.093 663 13.887 15.643 75 15.718 Attribuzione del dividendo di Eni SpA (26) (1.522) (1.522) (1.522) Acconto sul dividendo (26) (1.500) (1.500) (1.500) Attribuzione del dividendo di altre società (60) (60) Destinazione utile residuo 2021 4.299 (4.299) Versamenti di azionisti terzi 92 92 Acquisto azioni proprie (26) (2.400) 2.400 (2.400) (2.400) (2.400) Annullamento azioni proprie (26) (400) 400 Piano Incentivazione a Lungo Termine (26) (30) 18 (21) 21 18 18 Cedole obbligazioni subordinate perpetue (26) (138) (138) (138) Variazione interessenze di terzi (26) 196 196 281 477 Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di strumenti rappresentativi di capitale 475 1.979 (1.979) (5.821) (5.346) 313 (5.033) Altre variazioni 230 (59) (146) 25 1 26 Altri movimenti di patrimonio netto 230 (59) (146) 25 1 26 Saldi al 31 dicembre 2022 (26) 4.005 23.455 7.564 8.785 (2.937) 13.887 54.759 471 55.230 (segue) (segue) RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023248 ENI PROSPETTO DELLE VARIAZIONI NELLE VOCI DI PATRIMONIO NETTO Patrimonio netto di Eni (€ milioni) Capitale sociale Utili relativi a esercizi precedenti Riserva per differenze cambio da conversione Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale Azioni proprie Utile (perdita) dell'esercizio Totale Interessenze di terzi Totale patrimonio netto Saldi al 31 dicembre 2020 4.005 34.043 3.895 4.688 (581) (8.635) 37.415 78 37.493 Utile dell'esercizio 5.821 5.821 19 5.840 Altre componenti dell'utile complessivo Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale 42 42 42 Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 2 2 2 Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI 105 105 105 Componenti non riclassificabili a conto economico 149 149 149 Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro 2.828 2.828 2.828 Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale (892) (892) (892) Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (34) (34) (34) Componenti riclassificabili a conto economico 2.828 (926) 1.902 1.902 Utile complessivo dell'esercizio 2.828 (777) 5.821 7.872 19 7.891 Attribuzione del dividendo di Eni SpA 429 (1.286) (857) (857) Acconto sul dividendo (1.533) (1.533) (1.533) Attribuzione del dividendo di altre società (5) (5) Destinazione perdita residua 2020 (9.921) 9.921 Acquisto azioni proprie (400) 400 (400) (400) (400) Piano Incentivazione a Lungo Termine 16 (23) 23 16 16 Incremento di interessenze di terzi a seguito di acquisizioni di società controllate (11) (11) Emissioni di obbligazioni subordinate perpetue 2.000 2.000 2.000 Cedole obbligazioni subordinate perpetue (61) (61) (61) Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di strumenti rappresentativi di capitale (11.470) 2.377 (377) 8.635 (835) (16) (851) Costi per emissione di obbligazioni subordinate perpetue (15) (15) (15) Altre variazioni 192 (193) 1 1 1 Altri movimenti di patrimonio netto 177 (193) 1 (15) 1 (14) Saldi al 31 dicembre 2021 4.005 22.750 6.530 6.289 (958) 5.821 44.437 82 44.519 (segue) 249ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE RENDICONTO FINANZIARIO (€ milioni) Note 2023 2022 2021 Utile dell'esercizio 4.860 13.961 5.840 Rettifiche per ricondurre l'utile dell'esercizio al flusso di cassa netto da attività operativa: Ammortamenti (12) (13) (14) 7.479 7.205 7.063 Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing (15) 1.802 1.140 167 Radiazioni (12) (14) 535 599 387 Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (16) (32) (1.336) (1.841) 1.091 Plusvalenze nette su cessioni di attività (441) (524) (102) Dividendi (32) (255) (351) (230) Interessi attivi (517) (159) (75) Interessi passivi 1.000 1.033 794 Imposte sul reddito (33) 5.368 8.088 4.845 Altre variazioni (700) (2.773) (194) Flusso di cassa del capitale di esercizio 1.811 (1.279) (3.146) \- rimanenze 1.792 (2.528) (2.033) \- crediti commerciali 3.322 (1.036) (7.888) \- debiti commerciali (4.823) 2.284 7.744 \- fondi per rischi e oneri 97 2.028 (406) \- altre attività e passività 1.423 (2.027) (563) Variazione fondo per benefici ai dipendenti 1 39 54 Dividendi incassati 2.255 1.545 857 Interessi incassati 459 116 28 Interessi pagati (919) (851) (792) Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati (6.283) (8.488) (3.726) Flusso di cassa netto da attività operativa 15.119 17.460 12.861 \- di cui verso parti correlate (36) (7.011) 223 (4.331) Flusso di cassa degli investimenti (12.404) (10.793) (7.815) \- attività materiali (12) (8.739) (7.700) (4.950) \- diritto di utilizzo prepagato beni in leasing (13) (3) (2) \- attività immateriali (14) (476) (356) (284) \- imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite (27) (1.277) (1.636) (1.901) \- partecipazioni (16) (1.315) (1.675) (837) \- titoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa (388) (350) (227) \- variazione debiti relativi all’attività di investimento (209) 927 386 Flusso di cassa dei disinvestimenti 845 2.989 536 \- attività materiali 122 149 207 \- attività immateriali 32 17 1 \- imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute (27) 395 (60) 76 \- imposte pagate sulle dismissioni (35) \- partecipazioni 47 1.096 155 \- titoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa 32 483 141 \- variazione crediti relativi all’attività di disinvestimento 217 1.304 (9) Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa 2.194 786 (4.743) Flusso di cassa netto da attività di investimento (9.365) (7.018) (12.022) \- di cui verso parti correlate (36) (1.695) (32) (976) (segue) RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023250 ENI RENDICONTO FINANZIARIO(segue) (€ milioni) Note 2023 2022 2021 Assunzione di debiti finanziari a lungo termine (19) 4.971 130 3.556 Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine (19) (3.161) (4.074) (2.890) Rimborso di passività per beni in leasing (13) (963) (994) (939) Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine (19) (1.495) 1.375 (910) Dividendi pagati ad azionisti Eni (3.046) (3.009) (2.358) Dividendi pagati ad altri azionisti (36) (60) (5) Apporti (rimborsi) di capitale da azionisti terzi (16) 92 Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate (60) 536 (17) Acquisto di azioni proprie (26) (1.803) (2.400) (400) Effetto emissione di obbligazioni convertibili (26) 79 Emissione di obbligazioni subordinate perpetue (26) 1.985 Pagamento cedole obbligazioni subordinate perpetue (26) (138) (138) (61) Flusso di cassa netto da attività di finanziamento (5.668) (8.542) (2.039) \- di cui verso parti correlate (36) (162) (88) (13) Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti (62) 16 52 Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti 24 1.916 (1.148) Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio esercizio (6) 10.181 8.265 9.413 Disponibilità liquide ed equivalenti a fine esercizio (a) (6) 10.205 10.181 8.265 (a) Le disponibilità liquide ed equivalenti al 31 dicembre 2023 comprendono €12 milioni di diponibilità liquide ed equivalenti di società consolidate destinate alla vendita che nello schema di stato patrimoniale sono riportate nella voce “Attività destinate alla vendita” (€26 milioni al 31 dicembre 2022) . 251ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 1 Principi contabili, stime contabili e giudizi significativi Criteri di redazione Il bilancio consolidato è redatto, nella prospettiva della continuità aziendale, secondo gli International Financial Reporting Standards (nel seguito “IFRS” o “principi contabili internazionali”) 1 emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione europea secondo la procedura di cui all’art. 6 del Re- golamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento europeo e del Consi- glio del 19 luglio 2002 e ai sensi dell’art. 9 del D.lgs. 38/05 2 . Il bilancio consolidato è redatto applicando il metodo del costo storico, tenuto conto ove appropriato delle rettifiche di valore, con l’eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS devono essere valutate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione di seguito descritti. I principi di consolidamento e i criteri di valutazione di seguito indicati sono stati applicati coerentemente a tutti gli esercizi presentati salvo quando diversamente indicato. Il bilancio consolidato al 31 dicembre 2023, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 13 marzo 2024, è sotto- posto alla revisione legale da parte della PricewaterhouseCoopers SpA che, in quanto revisore principale, è interamente responsabile per la revisione del bilancio consolidato del Gruppo. I bilanci delle imprese consolidate e i reporting package per la reda- zione del bilancio consolidato del Gruppo sono oggetto di verifica da parte di società di revisione; nei limitati casi in cui intervengano altri revisori, PricewaterhouseCoopers SpA si assume la responsabilità del lavoro svolto da questi ultimi. I valori delle voci di bilancio e delle relative note illustrative, tenuto conto della loro rilevanza, sono espressi in milioni di euro, eccetto quando indicato diversamente. Stime contabili e giudizi significativi L’applicazione dei principi contabili generalmente accettati per la redazione del bilancio e delle relazioni contabili infrannuali com- porta che la Direzione Aziendale effettui stime contabili basate su giudizi complessi e/o soggettivi, su esperienze passate e su ipotesi considerate ragionevoli e realistiche tenendo conto del- le informazioni conosciute al momento della stima. L’utilizzo di queste stime contabili influenza il valore di iscrizione delle attività e delle passività e l’informativa su attività e passività potenziali alla data del bilancio, nonché l’ammontare dei ricavi e dei costi nel periodo di riferimento; i risultati effettivi possono differire da quelli stimati a causa dell’incertezza che caratterizza le ipotesi e le condizioni sulle quali le stime sono basate. Le stime contabili critiche del processo di redazione del bilancio, che comportano un elevato ricorso a giudizi soggettivi e assunzioni relativi a tema- tiche per loro natura incerte, sono illustrate nella descrizione della relativa accounting policy. Le modifiche delle condizioni alla base di giudizi e assunzioni adottati possono determinare un impatto rilevante sui risultati successivi. STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI FORMULATI PER TENER CONTO DEGLI IMPATTI DEI RISCHI CLIMATICI Gli effetti delle iniziative per limitare i cambiamenti climatici e il po- tenziale impatto della transizione energetica influenzano le stime contabili e i giudizi significativi formulati dalla Direzione Aziendale per la redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2023. In particolare, la spinta globale verso un’economia a ridotta intensità emissiva, provvedimenti normativi sempre più restrittivi nei con- fronti dell’attività Oil & Gas e del consumo degli idrocarburi, schemi di carbon pricing, l’evoluzione tecnologica dei vettori energetici al- ternativi, nonché i cambiamenti nelle preferenze dei consumatori possono comportare, nel medio-lungo termine, un declino struttu- rale della domanda degli idrocarburi, un aumento dei costi operati- vi nonché un maggior rischio di riserve non producibili (cosiddetti stranded asset) per Eni. La strategia di Neutralità Carbonica definita da Eni, in linea con quanto previsto dagli scenari compatibili con il mantenimento del riscaldamento globale entro la soglia di 1,5°C, si compone di una serie di azioni e iniziative volte al raggiungimento della neutralità carbonica al 2050 attraverso l’azzeramento netto di tutte le emis- sioni GHG Scope 1, 2 e 3 associate al portafoglio dei prodotti ven- duti. Gli scenari adottati dalla Direzione Aziendale sono costruiti tenendo conto di politiche, normative ed evoluzioni tecnologiche in essere o prevedibili per il futuro e delineano un percorso evolutivo del sistema energetico futuro, sulla base di un quadro economico e demografico, dell’analisi delle policy vigenti e di quelle annunciate e dello stato delle tecnologie, individuando, tra queste, quelle che ragionevolmente potranno raggiungere maturità tecnologica nell’o- rizzonte considerato. Le variabili di prezzo riflettono, pertanto, la migliore stima da parte del management dei fondamentali dei di- versi mercati energetici che incorpora i trend di decarbonizzazione in atto e quelli che prevedibilmente potranno delinearsi e sono og- getto di costante benchmark con le view degli analisti di mercato e dei peer dell’industria energetica. (1) Gli IFRS comprendono anche gli International Accounting Standards (IAS), tuttora in vigore, nonché i documenti interpretativi redatti dall’IFRS Interpretations Committee, preceden- temente denominato International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e ancor prima Standing Interpretations Committee (SIC). (2) I principi contabili internazionali utilizzati ai fini della redazione del bilancio consolidato sono coincidenti con quelli emanati dallo IASB in vigore per l’esercizio 2023. NOTE AL BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023252 ENI Tali scenari sono alla base di stime e giudizi significativi relativi a: (i) la valutazione dell’intenzione di proseguire i progetti esplorativi; (ii) la verifica della recuperabilità delle attività non correnti e delle esposi- zioni creditizie verso le National Oil Company; (iii) la definizione delle vite utili e dei valori residui dei fixed asset; (iv) gli impatti sui fondi per rischi e oneri (ad es. anticipo nel timing atteso per il sostenimento dei costi di smantellamento e ripristino siti). Principi di consolidamento Imprese controllate Il bilancio consolidato comprende il bilancio di Eni SpA e delle sue imprese controllate, direttamente o indirettamente. Al riguardo, un investitore controlla un’impresa quando è esposto, o ha diritto a partecipare, alla variabilità dei relativi ritorni economici ed è in grado di influenzare tali ritorni attraverso l’esercizio del proprio potere decisionale sulla stessa. I valori delle imprese controllate sono inclusi nel bilancio consolida- to, sulla base di principi contabili uniformi, a partire dalla data in cui se ne assume il controllo e fino alla data in cui tale controllo cessa di esistere. Le attività e le passività, gli oneri e i proventi delle imprese consoli- date sono rilevati integralmente nel bilancio consolidato (cd. metodo dell’integrazione globale) apportando le appropriate elisioni dei rap- porti intercompany (v. punto “Operazioni infragruppo”); il valore con- tabile delle partecipazioni è eliminato a fronte della corrispondente frazione di patrimonio netto. Le quote del patrimonio netto e del ri- sultato economico di competenza delle interessenze di terzi sono iscritte in apposite voci degli schemi di bilancio. Tenuto conto della mancanza di effetti rilevanti 3 ai fini della corretta rappresentazione della situazione patrimoniale, economica e finanzia- ria del Gruppo 4 , sono escluse dal consolidamento secondo il metodo dell’integrazione globale: (i) le società controllate non significative né singolarmente né nel complesso; e (ii) le società controllate che svol- gono il ruolo di operatore unico nella gestione di contratti petroliferi per conto delle società partecipanti all’iniziativa mineraria. In quest’ultimo caso, l’attività è finanziata pro quota, sulla base di budget approvati, dalle società partecipanti al contratto petrolifero cui sono periodica- mente presentati i rendiconti degli esborsi e degli incassi derivanti dal- la gestione del contratto. I costi e i ricavi, nonché i dati operativi (pro- duzioni, riserve, ecc.) dell’iniziativa mineraria sono perciò rilevati pro quota direttamente nel bilancio delle società partecipanti a cui fanno carico, inoltre, le relative obbligazioni derivanti dall’iniziativa mineraria. In presenza di quote di partecipazione acquisite successivamente all’assunzione del controllo (acquisto di interessenze di terzi), l’e- ventuale differenza tra il costo di acquisto e il valore di iscrizione della corrispondente frazione di patrimonio netto acquisita è rile- vata nel patrimonio netto di competenza del Gruppo (tra gli “Utili (perdite) portate a nuovo”); analogamente, sono rilevati a patrimo- nio netto di competenza del Gruppo (tra gli “Utili (perdite) portate a nuovo”) gli effetti derivanti dalla cessione di quote di minoranza senza perdita del controllo. Differentemente, la cessione di quote che comporta la perdita del controllo determina la rilevazione a conto economico: (i) dell’even- tuale differenza tra il corrispettivo ricevuto e le corrispondenti attività nette consolidate cedute; (ii) dell’effetto dell’allineamento al relativo fair value dell’eventuale partecipazione residua mantenuta; (iii) della stima del fair value di eventuali corrispettivi aggiuntivi, da regolarsi per cassa al verificarsi di determinate condizioni contrattualmente definite; (iv) degli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell’u- tile complessivo relativi alla ex controllata per i quali sia previsto il rigiro a conto economico 5 . Il valore dell’eventuale partecipazione mantenuta, allineato al relativo fair value alla data di perdita del controllo, rappresenta il valore di riferimento per la successiva valutazione secondo i criteri di valuta- zione applicabili. Interessenze in accordi a controllo congiunto Il controllo congiunto è la condivisione, su base contrattuale, del con- trollo di un accordo, che esiste unicamente quando, per le decisioni relative alle attività rilevanti, è richiesto il consenso unanime di tutte le parti che condividono il controllo. Una joint venture è un accordo a controllo congiunto nel quale le par- ti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attività nette dell’accordo. Le partecipazioni in joint venture sono valutate con il metodo del patrimonio netto come indicato nel punto “Metodo del patrimonio netto”. Una joint operation è un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attività e obbligazioni per le passività (cd. enforceable right and obligation) relative all’accordo; nel bilancio consolidato è rilevata la quota di spettanza Eni delle attività/passività e dei ricavi/costi delle joint operation sulla base degli effettivi diritti e obbligazioni rivenienti dagli accordi contrattuali. Successivamente alla rileva- zione iniziale, le attività/passività e i ricavi/costi afferenti alla joint operation sono valutati in conformità ai criteri di valutazione appli- cabili alla singola fattispecie. Le società rappresentate da joint operation non rilevanti sono valutate secondo il metodo del patrimonio netto ovvero, quando non si producono effetti significativi sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo, al costo rettificato per perdi- te di valore. (3) In base agli IFRS, un’informazione è rilevante se si può ragionevolmente presumere che la relativa omissione, errata presentazione od occultamento influenzi le decisioni degli utiliz- zatori principali del bilancio. (4) Le partecipazioni in società controllate non consolidate con il metodo integrale sono valutate secondo i criteri indicati nel punto “Metodo del patrimonio netto”; per maggiori informa- zioni si fa rinvio all’allegato “Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2023”. (5) Al contrario, gli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell’utile complessivo relativi alla ex controllata, per i quali non è previsto il rigiro a conto economico, sono imputati in altra posta del patrimonio netto. 253ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Le partecipazioni in joint venture, precedentemente classificate come joint operation, sono rilevate, alla data della modifica della classificazione dell’accordo a controllo congiunto, ad un ammontare pari al valore di iscrizione delle attività nette, precedentemente rileva- te, linea per linea, sulla base delle quote di spettanza Eni. Partecipazioni in imprese collegate Una collegata è un’impresa su cui Eni esercita un’influenza note- vole, intesa come il potere di partecipare alla determinazione delle relative scelte finanziarie e gestionali senza averne il controllo o il controllo congiunto. Le partecipazioni in imprese collegate sono valutate con il metodo del patrimonio netto come indicato nel punto “Metodo del patrimo- nio netto”. Le imprese consolidate, le imprese controllate non consolidate, le joint venture, le partecipazioni in joint operation e le imprese colle- gate sono distintamente indicate nell’allegato “Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2023”, che fa parte integrante delle presenti note. Nello stesso allegato è riportata anche la variazione dell’area di con- solidamento verificatasi nell’esercizio. Metodo del patrimonio netto Le partecipazioni in joint venture, in imprese collegate e in impre- se controllate non significative escluse dall’area di consolidamento sono valutate con il metodo del patrimonio netto 6 . In applicazione del metodo del patrimonio netto, le partecipazioni sono inizialmente iscritte al costo di acquisto 7 , allocando, analo- gamente a quanto previsto per le business combination, il costo sostenuto sulle attività/passività identificabili della partecipata; l’eventuale eccedenza non allocabile rappresenta il goodwill, non oggetto di rilevazione separata ma incluso nel valore di iscrizione della partecipazione. L’allocazione, operata in via provvisoria alla data di rilevazione iniziale, è rettificabile, con effetto retroattivo, en- tro i successivi dodici mesi per tener conto di nuove informazioni su fatti e circostanze esistenti alla data di rilevazione iniziale. Suc- cessivamente, al fine di riflettere la quota di pertinenza del parteci- pante al patrimonio netto della partecipata e la relativa evoluzione, il valore di iscrizione è adeguato per tener conto: (i) della quota di pertinenza della partecipante dei risultati economici della parte- cipata realizzati dopo la data di acquisizione, rettificati per tener conto degli effetti dell’ammortamento e dell’eventuale svalutazio- ne dei maggiori valori attribuiti alle attività della partecipata; e (ii) della quota di pertinenza della partecipante delle altre componenti dell’utile complessivo della partecipata. I dividendi distribuiti dalla partecipata sono rilevati a riduzione del valore di iscrizione della partecipazione. Ai fini dell’applicazione del metodo del patrimonio netto, si considerano le rettifiche previste per il processo di conso- lidamento (v. anche punto “Imprese controllate”). Le perdite deri- vanti dall’applicazione del metodo del patrimonio netto eccedenti il valore di iscrizione della partecipazione, rilevate nella voce di conto economico “Proventi (oneri) su partecipazioni”, sono allocate sugli eventuali crediti finanziari concessi alla partecipata il cui rimborso non è pianificato o non è probabile nel prevedibile futuro (cd. long- term interest), ridotti delle relative expected credit loss (v. oltre) e che rappresentano nella sostanza un ulteriore investimento nella società partecipata. La quota di pertinenza della partecipante di eventuali perdite della partecipata, eccedente il valore di iscrizione della partecipazione e di eventuali long-term interest (cd. investi- mento netto), è rilevata in un apposito fondo nella misura in cui la partecipante sia impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite della partecipata, o comunque, a coprirne le perdite. Inoltre, in presenza di obiettive evidenze di perdita di valore (ad es. rilevanti inadempimenti contrattuali, significative difficoltà finanzia- rie, rischio di insolvenza della controparte, ecc.), la recuperabilità del valore di iscrizione dell’investimento netto risultante dall’appli- cazione dei criteri sopra indicati è verificata confrontando il valore di iscrizione dell’investimento netto con il relativo valore recupera- bile, determinato adottando i criteri indicati al punto “Impairment delle attività non finanziarie”. Quando vengono meno i motivi del- le svalutazioni effettuate, la partecipazione e il relativo long-term interest sono rivalutati nei limiti delle svalutazioni effettuate, con imputazione degli effetti a conto economico alla voce “Proventi (oneri) su partecipazioni”. La cessione di quote di partecipazione che comporta la perdita del controllo congiunto o dell’influenza notevole sulla partecipa- ta determina la rilevazione a conto economico: (i) dell’eventuale differenza tra il corrispettivo ricevuto e la corrispondente frazione del valore di iscrizione ceduta; (ii) dell’effetto dell’allineamento al relativo fair value dell’eventuale partecipazione residua mantenu- ta 8 ; (iii) degli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell’u- tile complessivo relativi alla partecipata per i quali sia previsto il rigiro a conto economico 9 . Il valore dell’eventuale partecipazione mantenuta, allineato al relativo fair value alla data di perdita del controllo congiunto o dell’influenza notevole, rappresenta il valore di riferimento per la successiva valutazione secondo i criteri di valutazione applicabili. (6) Quando non si producono effetti significativi sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo, le joint venture, le imprese collegate e le imprese controllate non significative escluse dall’area di consolidamento, sono valutate al costo rettificato per perdite di valore. (7) Nel caso di passaggio da partecipazione minoritaria a partecipazione valutata secondo il metodo del patrimonio netto, il costo è pari alla somma tra il fair value della quota prece- dentemente detenuta e il fair value dell’eventuale corrispettivo pagato. (8) Se la partecipazione residua continua ad essere valutata con il metodo del patrimonio netto, in quanto qualificata come joint venture o collegata, la quota mantenuta non è adeguata al relativo fair value. (9) Al contrario, gli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell’utile complessivo relativi alla ex joint venture o collegata, per i quali non è previsto il rigiro a conto economico, sono imputati in un’altra posta del patrimonio netto. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023254 ENI Business combination Le operazioni di business combination sono rilevate secondo l’acquisition method. Il corrispettivo trasferito in una business combi - nation è determinato alla data di assunzione del controllo ed è pari al fair value delle attività trasferite, delle passività sostenute, nonché de - gli eventuali strumenti di capitale emessi dall’acquirente. Il corrispetti- vo trasferito include anche il fair value delle eventuali attività o passivi- tà per corrispettivi potenziali previsti contrattualmente e subordinati al realizzarsi di eventi futuri. I costi direttamente attribuibili all’operazione sono rilevati a conto economico. Alla data di acquisizione del controllo, il patrimonio netto delle impre - se partecipate è determinato attribuendo ai singoli elementi identifi- cabili dell’attivo e del passivo patrimoniale il relativo fair value 10 , fatti salvi i casi in cui le disposizioni IFRS stabiliscano un differente criterio di valutazione. L’eventuale differenza tra il corrispettivo trasferito e il fair value delle attività nette acquisite, se positiva, è iscritta nell’attivo come “avviamento” (di seguito anche goodwill); se negativa, è rilevata a conto economico. Nel caso di assunzione non totalitaria del controllo, la quota di patrimo - nio netto delle interessenze di terzi è determinata sulla base della quota di spettanza dei valori correnti attribuiti alle attività e passività alla data di assunzione del controllo, escluso l’eventuale goodwill a essi attribui - bile (cd. partial goodwill method). Nel caso di assunzione del controllo in fasi successive, il costo di acquisto è determinato sommando il fair value della partecipazione precedentemente detenuta nell’acquisita e l’ammontare corrisposto per l’ulteriore quota partecipativa. La differen - za tra il fair value della partecipazione precedentemente detenuta e il relativo valore di iscrizione è imputata a conto economico. Inoltre, in sede di assunzione del controllo, eventuali ammontari precedentemen - te rilevati nelle altre componenti dell’utile complessivo sono imputati a conto economico ovvero in un’altra posta del patrimonio netto, nel caso in cui non sia previsto il rigiro a conto economico. Quando la determinazione dei valori delle attività e passività dell’ac - quisita è operata in via provvisoria nell’esercizio in cui la business combination è conclusa, i valori rilevati sono rettificati, con effetto re - troattivo, non oltre i dodici mesi successivi alla data di acquisizione, per tener conto di nuove informazioni su fatti e circostanze esistenti alla data di acquisizione. L’acquisizione di interessenze in una joint operation che rappresenta un business è rilevata, per gli aspetti applicabili, in modo analogo a quanto previsto per le business combination. Al riguardo, nel caso di assun - zione del controllo in fasi successive su un business precedentemente classificato come joint operation, la quota delle attività nette preceden - temente posseduta è allineata al relativo fair value alla data di acquisi- zione del controllo, rilevando a conto economico la differenza 11 . STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: PARTECIPAZIONI E BUSINESS COMBINATION La verifica dell’esistenza del controllo, del controllo congiunto, dell’influenza notevole su un’altra entità nonché, nel caso delle joint operation, la verifica dell’esistenza di enforceable right and obligation sulle relative attività e passività richiede l’esercizio di un giudizio professionale complesso da parte della Direzione Aziendale operato considerando le caratteristiche della struttura societaria, gli accordi tra le parti, nonché ogni altro fatto e circostanza che risulti rilevante ai fini di tale verifica. L’utilizzo di stime contabili significative caratterizza inoltre i processi di allocazione del fair value alle attività e passività identificabili acquisite in sede di business combination. Nel processo di allocazione, anche in sede di rilevazione iniziale di partecipazioni valutate secondo il metodo del patrimonio netto, Eni adotta le metodologie di valutazione generalmente utilizzate dagli operatori di mercato considerando le informazioni disponibili e, per le acquisizioni più significative, si avvale di valutazioni esterne. Operazioni infragruppo Gli utili derivanti da operazioni tra le imprese consolidate e non an- cora realizzati nei confronti di terzi sono eliminati così come sono eliminati i crediti, i debiti, i proventi, gli oneri, le garanzie, gli impegni e i rischi tra imprese consolidate 12 . Gli utili non realizzati derivanti da operazioni con società valutate secondo il metodo del patrimonio netto sono eliminati per la quota di competenza del Gruppo; il tratta- mento contabile indicato è applicato anche nel caso di trasferimento di business alle partecipate (cd. downstream transaction). In entrambi i casi, le perdite infragruppo non sono eliminate in quan- to rappresentative di un effettivo minor valore del bene ceduto. Conversione dei bilanci in valuta diversa dall’euro I bilanci delle imprese partecipate operanti in valuta diversa dall’eu- ro, che rappresenta la valuta funzionale della capogruppo nonché la valuta di presentazione del bilancio consolidato, sono convertiti in euro applicando alle voci dell’attivo e del passivo patrimoniale i cam- bi correnti alla data di chiusura dell’esercizio, alle voci del patrimonio netto i cambi storici e alle voci del conto economico e del rendiconto finanziario i cambi medi dell’esercizio. Le differenze cambio da conversione dei bilanci delle imprese parte- cipate operanti in valuta diversa dall’euro, derivanti dall’applicazione di cambi diversi per le attività e le passività, per il patrimonio netto e per il conto economico, sono rilevate nella voce di patrimonio netto “Riserva per differenze cambio da conversione” per la parte di competenza del Gruppo 13 . La riserva per differenze di cambio è rilevata a conto eco- (10) I criteri per la determinazione del fair value sono illustrati al punto “Valutazioni al fair value”. (11) L’acquisizione di interest aggiuntivi in una joint operation rappresentativa di un business, che non comporta l’assunzione del controllo, non determina il remeasurement delle quote precedentemente detenute. (12) Le differenze di cambio associate a elementi monetari infragruppo derivanti da operazioni concluse tra imprese consolidate operanti con valute differenti non sono oggetto di eliminazione. (13) La quota di pertinenza di terzi delle differenze cambio da conversione dei bilanci delle imprese controllate operanti in valuta diversa dall’euro è rilevata nella voce di patrimonio netto “Interessenze di terzi”. 255ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE nomico all’atto della dismissione integrale ovvero al momento della perdita del controllo, del controllo congiunto o dell’influenza notevole sulla partecipata. All’atto della dismissione parziale, senza perdita del controllo, la quota delle differenze di cambio afferente alla frazione di partecipazione ceduta è attribuita al patrimonio netto di competenza delle interessenze di terzi. In caso di dismissione parziale, senza per- dita del controllo congiunto o dell’influenza notevole, la quota delle dif- ferenze cambio afferente alla frazione di partecipazione ceduta è im\- putata a conto economico. Il rimborso del capitale effettuato da una controllata operante in valuta diversa dall’euro, senza modifica dell’in- teressenza partecipativa detenuta, comporta l’imputazione a conto economico della corrispondente quota delle differenze di cambio. I bilanci utilizzati per la conversione sono quelli espressi nella valuta funzionale che per le imprese che non adottano l’euro è prevalente- mente il dollaro USA. I principali cambi utilizzati per operare la con- versione dei bilanci in valuta diversa dall’euro sono di seguito indicati: | Cambi medi | Cambi al | Cambi medi | Cambi al | Cambi medi | Cambi al ---|---|---|---|---|---|--- (ammontare di valuta per €1) | dell’esercizio 2023 | 31 dicembre 2023 | dell’esercizio 2022 | 31 dicembre 2022 | dell’esercizio 2021 | 31 dicembre 2021 Dollaro USA | 1,08 | 1,11 | 1,05 | 1,07 | 1,18 | 1,13 Sterlina inglese | 0,87 | 0,87 | 0,85 | 0,89 | 0,86 | 0,84 Dollaro australiano | 1,63 | 1,63 | 1,52 | 1,57 | 1,57 | 1,56 Criteri di valutazione I criteri di valutazione più rilevanti adottati per la redazione del bilan- cio consolidato sono indicati nei punti seguenti. Attività mineraria Con riferimento alle attività di esplorazione, appraisal e sviluppo sono adottati i principi del successful efforts method di seguito descritti. Acquisizione di permessi esplorativi I costi sostenuti per l’acquisizione di diritti esplorativi (o per la loro estensione) sono inizialmente capitalizzati all’interno delle attività immateriali come “diritti esplorativi - unproved” in attesa di valutare l’esito delle attività di esplorazione e valutazione. Tali diritti esplora- tivi unproved non sono ammortizzati ma sottoposti a verifica della recuperabilità del relativo valore di iscrizione avendo riguardo alla conferma del commitment della società a proseguire le attività di esplorazione e considerando fatti e circostanze che possano eviden- ziare la presenza di incertezze in merito alla recuperabilità del valore iscritto. Se non sono pianificate ulteriori attività, il valore di iscrizio- ne dei relativi diritti esplorativi è imputato a conto economico come radiazione (di seguito anche write-off). I diritti esplorativi di valore non significativo sono raggruppati e ammortizzati a quote costanti lungo il periodo di esplorazione accordato. A seguito della scoperta di riserve certe (cioè dopo la rilevazione di riserve e l’approvazione interna del progetto di sviluppo), il valore di iscrizione dei relativi diritti esplorativi unproved è riclassificato, sempre all’interno della voce “At- tività immateriali”, come “diritti esplorativi proved”. Al momento del- la riclassifica e, in ogni caso, quando si verificano eventi che fanno presumere una riduzione di valore delle attività, il valore di iscrizione dei diritti esplorativi da riclassificare come proved è sottoposto a verifica di recuperabilità considerando il maggiore tra il valore d’uso e il fair value, al netto dei costi di vendita. A partire dall’avvio della produzione, i permessi esplorativi “proved” sono ammortizzati con il metodo dell’unità di prodotto (cd. metodo UOP, descritto al punto “Ammortamento UOP”). Acquisizione di titoli minerari I costi sostenuti per l’acquisizione di titoli minerari sono rilevati in relazione alle attività acquisite (potenziale esplorativo, riserve pos- sibili, riserve probabili, riserve certe). Quando l’acquisto riguarda nel complesso riserve e potenziale esplorativo, il costo è attribuito alle diverse attività acquisite sulla base del valore determinato attualiz- zando i corrispondenti flussi di cassa attesi. I costi di acquisizione del potenziale esplorativo sono valutati utiliz- zando i criteri indicati nel precedente punto “Acquisizione di permes- si esplorativi”. I costi delle riserve certe sono ammortizzati secondo il metodo UOP (v. punto “Ammortamento UOP”). I costi delle riserve probabili e delle riserve possibili (cd. unproved mineral interest) sono sospesi in attesa dell’esito delle attività di appraisal e di identifica- zione delle modalità di sviluppo funzionali alla promozione a riserve certe; in caso di esito negativo delle predette attività, sono rilevati a conto economico. Esplorazione ed appraisal I costi esplorativi relativi a studi geologici e geofisici sono rilevati di- rettamente a conto economico al momento del sostenimento. I costi direttamente associati ad un pozzo esplorativo sono inizial- mente rilevati all’interno delle attività materiali in corso, come “costi di esplorazione e valutazione - unproved” (pozzi esplorativi in pro- gress), fino al momento in cui la perforazione del pozzo è completata e possono continuare ad essere capitalizzati nei 12 mesi succes- sivi in attesa della valutazione dei risultati della perforazione (pozzi esplorativi suspended). Se al termine di tale periodo si accerta che il risultato è negativo o che il ritrovamento non è sufficientemente significativo per giustificarne lo sviluppo, i pozzi sono dichiarati dry/ unsuccessful e i relativi costi imputati a conto economico come write-off. Al contrario, tali costi continuano ad essere capitalizzati se RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023256 ENI e fintanto che: (i) il pozzo ha determinato la scoperta di una quantità di riserve tale da giustificare il suo completamento come pozzo di produzione; e (ii) la società sta compiendo sufficienti progressi volti a valutare le riserve e la fattibilità economica ed operativa del progetto; differentemente, i costi capitalizzati sono imputati a conto economi- co come write-off. Medesimi criteri di rilevazione sono adottati per i costi relativi all’attività di appraisal. In caso di ritrovamento di riserve certe di petrolio e/o gas naturale, i relativi costi capitalizzati come unproved sono riclassificati, sempre all’interno delle attività materiali in corso, come “costi di esplorazione e valutazione - proved”. Al mo- mento della riclassifica e, in ogni caso, quando si verificano eventi che fanno presumere una riduzione di valore delle attività, il valore di iscrizione dei costi da riclassificare come proved è sottoposto a verifica di recuperabilità considerando il maggiore tra il valore d’uso e il fair value al netto dei costi di vendita. A partire dall’avvio della produzione, i costi di esplorazione e valutazione classificati come “proved” sono ammortizzati secondo il metodo UOP (v. punto “Am- mortamento UOP”). Sviluppo I costi di sviluppo, ivi inclusi i costi relativi ai pozzi di sviluppo unsuccessful e danneggiati, sono inizialmente capitalizzati come “Attività materiali in corso - proved”. I costi di sviluppo sostenuti per ottenere l’accesso alle riserve certe e per la costruzione e l’installazione degli impianti necessari all’estrazione, trattamento, raccolta e stoccaggio di idrocarburi sono ammortizzati, a partire dall’inizio della produzione, prevalentemente con il metodo UOP. In caso di non fattibilità/non prosecuzione dei progetti di sviluppo, i relativi costi sono imputati a conto economico come write-off nel periodo in cui viene deciso l’abbandono del progetto stesso. Le svalutazioni/riprese di valore dei costi di sviluppo sono effettuate applicando i criteri previsti per le attività materiali. Ammortamento UOP Con riferimento al processo di ammortamento degli investimenti af- ferenti l’attività mineraria, considerata la stretta correlazione tra la loro vita utile e la disponibilità delle riserve certe di idrocarburi, l’am- mortamento è generalmente effettuato attraverso il metodo UOP ap- plicando agli investimenti da ammortizzare a fine periodo 14 l’aliquota ottenuta dal rapporto tra i volumi estratti nel trimestre e le riserve esistenti alla fine del trimestre, incrementate dei volumi estratti nel trimestre stesso. Il metodo è applicato con riferimento al più piccolo insieme che realizza una correlazione diretta tra gli investimenti da ammortizzare e le riserve di idrocarburi. Ai fini dell’ammortamento dei diritti esplorativi e dei titoli minerari acquisiti qualificati come “proved” rilevano le riserve certe. Ai fini dell’ammortamento dei costi di esplorazione e di appraisal “proved” e dei costi di sviluppo rilevano le riserve certe sviluppate ovvero le complessive riserve certe ai fini dell’ammortamento di common facility a servizio di una pluralità di campi. Le riserve certe sono stimate sulla base della normativa U.S. SEC che richiede l’utilizzo della media annuale dei prezzi di petrolio e gas ai fini della valutazione della relativa producibilità economica; significative variazioni dei prezzi di riferimento possono determinare aliquote di ammortamento disallineate rispetto alle modalità di otte- nimento dei benefici economici futuri attese da tali asset, al punto da comportare, ad esempio, l’ammortamento integrale di asset non correnti in un arco temporale di breve termine. In tali fattispecie, le riserve utilizzate ai fini della determinazione dell’aliquota di ammor- tamento UOP, sono stimate in base a parametri di economicità ragio- nevoli e coerenti con le previsioni di produzione definite dal manage- ment, al fine di riflettere meglio le modalità attese di ottenimento dei benefici economici futuri derivanti da tali asset. (14) Il periodo è inteso come il trimestre. Produzione I costi relativi all’attività di produzione (estrazione, manutenzione or- dinaria dei pozzi, ecc.) sono rilevati a conto economico nell’esercizio in cui sono sostenuti. Production Sharing Agreement e contratti di service Le riserve relative ai Production Sharing Agreement sono determina- te sulla base delle clausole contrattuali relative al rimborso dei costi sostenuti per i lavori di esplorazione, sviluppo e produzione svolti con l’apporto di proprie tecnologie e mezzi finanziari (cost oil) e alla quo- ta di spettanza delle produzioni realizzate non destinate al rimborso dei costi sostenuti (profit oil). I ricavi derivanti dalla cessione delle produzioni ritirate (cost oil e profit oil) sono rilevati per competen- za economica; i costi sostenuti relativi alle attività di esplorazione, sviluppo e produzione sono rilevati secondo i criteri indicati in prece- denza. Un meccanismo analogo caratterizza alcuni contratti di ser- vizio dove il corrispettivo per il servizio reso è riconosciuto tramite quote di spettanza della produzione. Le quote di produzioni e di riserve tengono conto delle quote di idro- carburi equivalenti alle imposte dovute nei casi in cui gli accordi con- trattuali prevedono che l’onere tributario a carico della società sia assolto dall’ente nazionale in nome e per conto della società a va- lere sulla quota di profit oil. In relazione a ciò, è rilevato l’incremento dell’imponibile, tramite l’aumento dei ricavi, e il corrispondente stan- ziamento dell’onere di imposta. Chiusura ed abbandono dei pozzi I costi che si presume di sostenere al termine dell’attività di produ- zione per l’abbandono dell’area, lo smantellamento, la rimozione del- le strutture e il ripristino del sito sono rilevati all’attivo patrimoniale secondo i criteri indicati al punto “Attività materiali” e ammortizzati con il metodo UOP. 257ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: ATTIVITÀ MINERARIA La valutazione delle riserve di petrolio e di gas naturale si basa su metodi di tipo ingegneristico che hanno un margine intrinseco di aleatorietà. Le riserve certe rappresentano le quantità stimate di idrocarburi che, sulla base dei dati geologici e di ingegneria, potranno con ragionevole certezza essere economicamente pro- ducibili nelle condizioni tecniche ed economiche esistenti al mo- mento della stima. Nonostante esistano autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici che devono essere rispettati affinché le riserve possano essere classificate come certe, l’accuratezza della stima delle riserve dipende da un insieme di fattori, assunzioni e variabili, che includono: (i) la qualità dei dati geologici, tecnici ed economici disponibili e la loro interpretazione e valutazione; (ii) le stime riguardanti l’andamen- to futuro dei tassi di produzione e le previsioni di costi operativi e dei tempi di sostenimento dei costi di sviluppo; (iii) modifiche del- la normativa fiscale vigente, delle regolamentazioni amministrative e delle condizioni contrattuali; (iv) l’esito di perforazioni e di test di produzione e l’effettiva performance produttiva dei giacimenti suc- cessivamente alla data della stima che può determinare sostanziali revisioni al rialzo o al ribasso; (v) le variazioni dei prezzi di petrolio e gas naturale che potrebbero influire sulle quantità delle riserve certe, poiché la loro stima si basa sui prezzi e sui costi esistenti alla data della stima. Una riduzione del prezzo del petrolio o la previsione di costi operativi e di sviluppo più elevati possono compromettere la capacità della società di produrre economicamente le riserve certe, determinando revisioni negative di stima. Molti dei fattori, assunzioni e variabili coinvolte nella stima delle riser- ve certe sono soggetti a modifiche nel tempo e, pertanto, influenza- no le quantità di riserve certe che saranno effettivamente prodotte; analoghe incertezze riguardano la stima delle riserve unproved. La valutazione della potenzialità economica di una scoperta mine- raria è effettuata nell’arco dei 12 mesi successivi al completamento della perforazione di un pozzo esplorativo. Il processo di delineazio- ne della scoperta, che comporta lo svolgimento di ulteriori attività di appraisal e di identificazione delle migliori modalità di sviluppo, richiede, nella maggior parte dei casi, un periodo di tempo maggiore in funzione della complessità del progetto e del volume di investi- menti associati. Durante tale periodo, i costi relativi ai pozzi esplorativi rimangono sospesi all’attivo patrimoniale. Ad ogni modo, tali costi capitalizzati sono oggetto di verifica, almeno annuale, al fine di confermare l’in- tenzione di sviluppare, o in ogni caso di valorizzare, la scoperta. Le riserve di un giacimento sono classificate come certe solo quan- do sono stati verificati tutti i criteri per l’attribuzione della qualifica di riserve certe. Le riserve certe possono essere classificate come sviluppate o non sviluppate. Il passaggio a riserve certe sviluppa- te avviene in conseguenza dell’attività di sviluppo, normalmente in corrispondenza dell’avvio della produzione. Nei principali progetti di sviluppo trascorrono tipicamente da uno a quattro anni, tra la regi- strazione iniziale delle riserve e l’avvio della produzione. Le stime delle riserve rilevano ai fini della determinazione degli am- mortamenti (v. punto “Ammortamento UOP”). In particolare, ai fini dell’ammortamento, determinato secondo il metodo UOP, assumen- do la costanza delle altre variabili, un aumento delle riserve certe stimato per singolo giacimento riduce la quota di ammortamento a carico del periodo e viceversa. Ai fini del processo di impairment, le stime delle riserve sono utilizzate per la definizione dei flussi di cassa futuri delle attività petrolifere che rappresentano uno degli elementi fondamentali per determinare l’ammontare dell’eventuale svalutazione. Attività materiali Le attività materiali, ivi inclusi gli investimenti immobiliari, sono ri- levate secondo il criterio del costo e iscritte al prezzo di acquisto o al costo di produzione comprensivo dei costi accessori di diretta imputazione necessari a rendere le attività pronte all’uso 15 . Quando è necessario un rilevante periodo di tempo affinché il bene sia pronto all’uso, il prezzo di acquisto o il costo di produzione include gli oneri finanziari sostenuti che teoricamente si sarebbero risparmiati, nel periodo necessario a rendere il bene pronto all’uso, qualora l’investi- mento non fosse stato fatto. In presenza di obbligazioni attuali per lo smantellamento, la rimozione delle attività e il ripristino dei siti, il valore di iscrizione include i costi stimati (attualizzati) da sostenere al momento dell’abbandono delle strutture, rilevati in contropartita a uno specifico fondo (v. punto “Fondi per lo smantellamento e il ripri- stino dei siti”). Analoga impostazione è adottata con riferimento alle obbligazioni attuali per la realizzazione di progetti sociali in aree di sviluppo petrolifero (cd. social project). Non è ammesso effettuare rivalutazioni delle attività materiali, nean- che in applicazione di leggi specifiche. I costi per migliorie, ammodernamento e trasformazione delle atti- vità materiali sono rilevati all’attivo patrimoniale quando è probabile che incrementino i benefici economici futuri attesi dal bene. Sono rilevati all’attivo patrimoniale anche gli elementi acquistati per ragio- ni di sicurezza o ambientali che, seppur non incrementando diretta- mente i benefici economici futuri delle attività esistenti, sono neces- sari per lo svolgimento dell’attività aziendale. L’ammortamento delle attività materiali ha inizio quando il bene è pronto all’uso, ossia quando è nel luogo e nelle condizioni necessari perché sia in grado di operare secondo le modalità programmate. (15) Quando l’accordo di compravendita di un’attività materiale prevede, oltre alla corresponsione di un pagamento iniziale, futuri pagamenti aggiuntivi subordinati al realizzarsi di condizioni o eventi futuri (cd. contingent consideration), alla data di acquisizione il costo di acquisto è pari al corrispettivo pagato e non include la stima del contingent consideration; la passività per contingent consideration è rilevata, in contropartita all’attività materiale, quando si risolve l’incertezza a cui essa è connessa. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023258 ENI Le attività materiali sono ammortizzate sistematicamente lungo la loro vita utile, intesa come la stima del periodo in cui l’attività sarà utilizzata dall’impresa. Quando l’attività materiale è costituita da più componenti significa- tive aventi vite utili differenti, l’ammortamento è effettuato per cia- scuna componente. Il valore da ammortizzare è rappresentato dal valore di iscrizione ridotto del presumibile valore netto di cessione al termine della sua vita utile, se significativo e ragionevolmente de- terminabile. Non sono oggetto di ammortamento i terreni, anche se acquistati congiuntamente a un fabbricato, nonché le attività ma- teriali destinate alla vendita (v. punto “Attività destinate alla vendita e discontinued operation”). Eventuali modifiche al piano di ammor- tamento, derivanti da revisione della vita utile dell’asset, del valore residuo ovvero delle modalità di ottenimento dei benefici economici dell’attività, sono rilevate prospetticamente. I beni gratuitamente devolvibili sono ammortizzati nel periodo di du- rata della concessione o della vita utile del bene se minore. I costi di sostituzione di componenti identificabili di beni complessi sono rilevati all’attivo patrimoniale e ammortizzati lungo la loro vita utile; il valore di iscrizione residuo della componente oggetto di so- stituzione è rilevato a conto economico. Le migliorie non rimovibili apportate su beni condotti in leasing sono ammortizzate lungo la minore tra la vita utile delle migliorie stesse e la durata del leasing. Le spese di manutenzione e riparazione ordinarie, diverse dalle so- stituzioni di componenti identificabili, che reintegrano e non incre- mentano le prestazioni dei beni, sono rilevate a conto economico nell’esercizio in cui sono sostenute. Le attività materiali sono eliminate contabilmente al momento della loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro è at- teso dal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o perdita è rilevato a conto economico. Leasing 16 Un contratto contiene o rappresenta un leasing se conferisce al contraente il diritto di controllare l’utilizzo di un asset identificato per un periodo di tempo stabilito in cambio di un corrispettivo 17 ; tale diritto sussiste se il contratto attribuisce al locatario il diritto di dirigere l’asset e ottenere sostanzialmente tutti i benefici economi- ci derivanti dal suo utilizzo. Alla commencement date, ossia alla data in cui il bene è reso dispo- nibile per l’uso, il locatario rileva, nello stato patrimoniale, un’attivi- tà rappresentativa del diritto di utilizzo del bene (di seguito anche “attività per diritto di utilizzo” o “right-of-use asset”), e una passività rappresentativa dell’obbligazione ad effettuare i pagamenti previsti lungo la durata del contratto (di seguito anche “passività per leasing” o “lease liability”) 18 . La durata del leasing è determinata considerando il periodo non annullabile del contratto, nonché, ove vi sia la ragione- vole certezza, anche i periodi considerati dalle opzioni di estensione ovvero connessi al mancato esercizio delle opzioni di risoluzione an- ticipata del contratto. La passività per leasing è rilevata inizialmente ad un ammontare pari al valore attuale dei seguenti pagamenti dovuti per il leasing 19 , non ancora effettuati alla commencement date: (i) pagamenti fissi (o sostanzialmente fissi), al netto di eventuali incentivi da ricevere; (ii) pagamenti variabili che dipendono da indici o tassi 20 ; (iii) stima del pagamento che il locatario dovrà effettuare a titolo di garanzia del valore residuo del bene locato; (iv) pagamento del prezzo di eserci- zio dell’opzione di acquisto, se il locatario è ragionevolmente certo di esercitarla; e (v) pagamento di penalità contrattuali per la risoluzione del leasing, se il locatario è ragionevolmente certo di esercitare tale opzione. Il valore attuale dei suddetti pagamenti è calcolato adottan- do un tasso di sconto pari al tasso di interesse implicito del leasing ovvero, qualora questo non fosse agevolmente determinabile, utiliz- zando il tasso di finanziamento incrementale del locatario. Quest’ul- timo è definito tenendo conto della durata dei contratti di leasing, del- la periodicità dei pagamenti previsti contrattualmente, della valuta nella quale essi sono denominati e delle caratteristiche dell’ambiente economico del locatario (sintetizzate dal country risk premium attri- buito ai singoli Paesi in cui opera Eni). Dopo la rilevazione iniziale, la passività per leasing è valutata sulla base del costo ammortizzato ed è rideterminata, generalmente in contropartita al valore di iscrizione del correlato right-of-use asset, in presenza di una variazione dei pagamenti dovuti per il leasing a se- guito principalmente di: (i) rinegoziazioni contrattuali che non danno origine ad un nuovo leasing separato; (ii) variazioni di indici o tassi (a cui sono correlati i pagamenti variabili); o (iii) modifiche nella valuta- zione in merito all’esercizio delle opzioni contrattualmente previste (opzioni di acquisto del bene locato, opzioni di estensione o di risolu- zione anticipata del contratto). Il diritto di utilizzo di un bene in leasing è inizialmente rilevato al co- sto, determinato come sommatoria delle seguenti componenti: (i) l’importo iniziale della lease liability; (ii) i costi diretti iniziali sostenuti dal locatario 21 ; (iii) eventuali pagamenti effettuati alla o prima della commencement date, al netto di eventuali incentivi ricevuti da parte del locatore; e (iv) la stima dei costi che il locatario prevede di soste- (16) Per espressa disposizione dell’IFRS 16 sono esclusi dall’ambito di applicazione i leasing per l’esplorazione ed estrazione di risorse minerarie quali quelli afferenti all’utilizzo dei diritti minerari, all’affitto dei terreni e delle eventuali servitù di passaggio connesse con le attività Oil & Gas. (17) La verifica dell’esistenza delle condizioni indicate è operata all’inception date rappresentata dalla data più recente tra la data di stipula del contratto e quella in cui le parti si impe- gnano a rispettare i principali termini contrattuali. (18) Eni si avvale della possibilità, prevista dal principio contabile, di rilevare a conto economico i canoni relativi ai contratti di leasing di breve durata (per determinate classi di asset sottostanti) e a quelli di modico valore. (19) Come consentito dalle previsioni del principio contabile, le non-lease component non sono generalmente oggetto di separata rilevazione, fatta eccezione per la componente servizio inclusa nel canone unico previsto dai principali contratti afferenti alle attività upstream (drilling rig). (20) Differentemente, le altre tipologie di pagamenti variabili (ad es. canoni basati sull’utilizzo del bene locato) non sono incluse nel valore di iscrizione della lease liability, ma sono rilevate a conto economico come costi operativi lungo la durata del contratto di leasing. (21) I costi diretti iniziali sono costi incrementali sostenuti dal locatario per l’ottenimento del leasing che non sarebbero stati sostenuti se il contratto di leasing non fosse stato sottoscritto. 259ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE nere per lo smantellamento, la rimozione dell’asset sottostante e la bonifica del sito ovvero per riportare l’asset nelle condizioni stabilite dal contratto. Successivamente alla rilevazione iniziale, il right-of-use asset è rettificato per tener conto delle quote di ammortamento cu- mulate 22 , delle eventuali perdite di valore cumulate (v. punto “Impair- ment delle attività non finanziarie”) e degli effetti legati ad eventuali rideterminazioni della passività per leasing. Nel caso in cui gli ammortamenti dell’attività per diritto di utilizzo e gli interessi passivi maturati sulla lease liability siano direttamente as- sociati alla realizzazione di asset, essi sono capitalizzati su tali asset e successivamente rilevati a conto economico tramite il processo di ammortamento/svalutazione ovvero come radiazione, essenzial- mente nel caso di asset esplorativi. Nell’ambito dell’attività mineraria, l’operatore di una joint operation non incorporata che sottoscrive un contratto di leasing come unico firmatario rileva: (i) il 100% della lease liability, se sulla base delle pre- visioni contrattuali e di ogni altro elemento rilevante ai fini della valu- tazione è considerato “primary responsible” dell’adempimento delle obbligazioni nei confronti del fornitore; e (ii) il 100% del right-of-use asset, fatti salvi gli eventuali casi in cui sia ravvisabile contrattual- mente la presenza di un sublease posto in essere con gli altri partner dell’iniziativa mineraria (cd. follower). La quota di right-of-use asset iscritta dall’operatore e riferibile agli altri partner dell’iniziativa mineraria è oggetto di recupero attraverso i meccanismi contrattuali della joint operation, che prevedono l’adde- bito dei costi dell’iniziativa di spettanza dei follower (billing) e relativo pagamento (cash call). I riaddebiti ai follower dei costi sono rilevati dall’operatore come “Altri ricavi e proventi” nel conto economico e inclusi, nel rendiconto finanziario, all’interno del flusso di cassa netto da attività operativa. Differentemente, quando il contratto di leasing è sottoscritto da tut- ti i partecipanti all’iniziativa mineraria, è rilevata la quota di spettan- za del right-of-use asset e della lease liability sulla base del working interest detenuto. Nessuna rilevazione di attività e passività per leasing è effettuata nei casi in cui Eni non sia considerata “primary responsible” dell’adempi- mento delle obbligazioni del contratto di leasing e non sia ravvisabile, contrattualmente, la presenza di un sublease. Quando i contratti di leasing sono posti in essere da società non controllate che svolgono il ruolo di operatore per conto delle società partecipanti all’iniziativa mineraria (cd. operating company), coeren- temente con la previsione dei riaddebiti ai partecipanti dei costi con- nessi con lo svolgimento delle attività, è previsto il riconoscimento nei bilanci dei partecipanti all’iniziativa mineraria della propria quota di right-of-use asset e di lease liability sulla base del working interest definito avuto riguardo alle previsioni, ove attendibilmente determi- nabili, dell’utilizzo dei beni assunti in leasing. STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: OPERAZIONI DI LEASING Per quanto riguarda i contratti di leasing, la Direzione Aziendale ef- fettua stime contabili ed esercita giudizi significativi con riferimen- to a: (i) la determinazione della durata dei leasing, tenendo conto di tutti i fatti e circostanze che generano un incentivo economico, o meno, all’esercizio di eventuali opzioni di estensione e/o di riso- luzione previste nel contratto; (ii) la determinazione del tasso di fi- nanziamento incrementale del locatario; (iii) l’individuazione e, ove appropriato, la separazione delle non-lease component, in assenza di un prezzo stand-alone osservabile per tali componenti, tenendo anche conto di approfondimenti svolti con esperti esterni; (iv) la rilevazione dei contratti di leasing afferenti a mezzi utilizzati nelle attività Oil & Gas (principalmente drilling rig e FPSO) posti in essere in qualità di operatore dell’iniziativa mineraria intrapresa nell’ambito di una joint operation non incorporata avuto riguardo alle valutazio- ni sulla natura di “primary responsible” dell’operatore e alla verifica dei rapporti con gli altri partecipanti all’iniziativa mineraria; (v) l’i- dentificazione dei pagamenti variabili e delle loro caratteristiche ai fini della stima per l’inclusione, o meno, nella determinazione della lease liability. Attività immateriali Le attività immateriali comprendono le attività non monetarie prive di consistenza fisica identificabili, controllate dall’impresa e in grado di produrre benefici economici futuri, nonché il goodwill. Le attività im- materiali sono iscritte al costo determinato secondo i criteri indicati al punto “Attività materiali”. Non è ammesso effettuare rivalutazioni, neanche in applicazione di leggi specifiche. Le attività immateriali aventi vita utile definita sono ammortizzate si- stematicamente lungo la loro vita utile; per l’ammortamento valgono i criteri indicati al punto “Attività materiali”. Il goodwill e le attività immateriali aventi vita utile indefinita non sono oggetto di ammortamento. Per la recuperabilità del valore di iscri- zione del goodwill e delle altre attività immateriali valgono i criteri indicati al punto “Impairment delle attività non finanziarie”. I costi connessi con l’acquisizione di nuova clientela sono rilevati all’attivo patrimoniale purché ne sia dimostrata la recuperabilità. Il valore di iscrizione dell’attività immateriale afferente a tali costi con- trattuali è ammortizzato su una base sistematica coerente con il trasferimento al cliente dei beni o servizi a cui fa riferimento ed è sottoposto a verifica di recuperabilità. I costi relativi all’attività di sviluppo tecnologico, ivi inclusi i costi per lo sviluppo di progetti CCS (Carbon, Capture and Storage) antece- denti la costruzione dell’infrastruttura fisica, sono rilevati all’attivo patrimoniale quando: (i) il costo attribuibile all’attività di sviluppo è (22) L’ammortamento è effettuato sistematicamente a partire dalla commencement date e fino alla data più recente tra: (i) il termine della vita utile del right-of-use asset; e (ii) la fine della durata del leasing. Tuttavia, nel caso in cui il leasing trasferisca la proprietà dell’asset locato al locatario alla fine della durata del leasing, o se il valore dell’attività per diritto di utilizzo considera anche il fatto che il locatario eserciterà l’opzione di acquisto, il right-of-use asset è ammortizzato sistematicamente lungo la vita utile dell’asset sottostante. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023260 ENI attendibilmente determinabile; (ii) vi è l’intenzione, la disponibilità di risorse finanziarie e la capacità tecnica a rendere l’attività disponibile all’uso o alla vendita; (iii) è dimostrabile che l’attività sia in grado di produrre benefici economici futuri. Le attività immateriali sono eliminate contabilmente al momento della loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro è atteso dal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o perdita è rilevato a conto economico. Impairment delle attività non finanziarie La recuperabilità delle attività non finanziarie (attività materiali, at- tività immateriali e right-of-use asset) è verificata quando eventi o modifiche delle circostanze fanno ritenere che il valore di iscrizione in bilancio non sia recuperabile. La valutazione di recuperabilità è effettuata per singola cash generating unit (di seguito anche “CGU”) rappresentata dal più pic- colo insieme identificabile di attività che genera flussi di cassa in entrata ampiamente indipendenti da quelli generati da altre attivi- tà. Le CGU possono includere i corporate asset, ossia attività che non generano flussi di cassa autonomi, ma che contribuiscono ai flussi di cassa di una pluralità di CGU; le quote di corporate asset sono attribuite ad una specifica CGU o, laddove non possibile, ad un aggregato più ampio di CGU su basi ragionevoli e coerenti. Con riferimento al goodwill, la verifica è effettuata, almeno annualmente e comunque quando si verificano eventi che fanno presupporre una riduzione del valore, a livello del più piccolo aggregato sulla base del quale la Direzione Aziendale valuta, direttamente o indirettamente, il ritorno dell’investimento che include il goodwill stesso. I right-of-use asset, che generalmente non producono flussi di cassa autonomi, sono allocati alla CGU a cui si riferiscono; i right-of-use asset che non sono specificatamente allocabili alle CGU sono considerati corpora- te asset. La recuperabilità del valore di iscrizione delle common faci- lity del settore E&P è verificata considerando il complesso dei valori recuperabili delle CGU che beneficiano dell’infrastruttura comune. La recuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione con il relativo valore recuperabile rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto dei costi di dismissione, e il valore d’uso. Quest’ultimo è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall’uso della CGU e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione al termine della relativa vita utile al netto dei costi di dismissione. I flussi di cassa attesi sono determinati sulla base di assunzioni ragionevoli e supportabili rappresentative della migliore stima delle future condizioni economiche che si verificheranno nella residua vita utile della CGU, dando maggiore rilevanza alle indicazio- ni provenienti dall’esterno. Ai fini della verifica della recuperabilità di cash generating unit che includono right-of-use asset significativi, la determinazione del va- lore d’uso avviene, generalmente, escludendo dalla stima dei flussi di cassa futuri, oggetto di attualizzazione, gli esborsi relativi ai paga- menti dei canoni di leasing considerati ai fini della determinazione della lease liability. Per quanto riguarda i prezzi delle commodity, il management assu- me lo scenario prezzi adottato per le proiezioni economico-finanzia- rie e per la valutazione a vita intera degli investimenti. In particolare, per i flussi di cassa associati al greggio, al gas naturale e ai prodotti petroliferi (e a quelli da essi derivati) lo scenario prezzi è oggetto di approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione (v. punto “Stime contabili e giudizi significativi formulati per tener conto degli impatti dei rischi climatici”). Ai fini dell’impairment test, si considerano anche gli esborsi che si prevede di sostenere per assicurare la compliance con la normativa in materia di emissioni di CO 2 (ad es. Emission Trading Scheme) ov- vero che si prevede di sostenere su base volontaria (ad es. gli esborsi connessi con i certificati forestali acquistati o prodotti in coerenza con la strategia di decarbonizzazione della società \- di seguito anche “forestry”). In particolare, in sede di determinazione del valore d’uso, avuto ri- guardo agli obiettivi connessi con la strategia di decarbonizzazione sono considerati gli esborsi per iniziative di forestry 23 ad integrazione delle previsioni degli esborsi operativi; al riguardo, anche considerato che le iniziative forestali possono essere sviluppate in Paesi dove non è presente Eni e tenuto conto della difficoltà di operare un’alloca- zione, su basi ragionevoli e coerenti, alle differenti CGU del settore di riferimento, i relativi esborsi, attualizzati, sono considerati a riduzione del complessivo headroom del settore E&P. Ai fini della determinazione del valore d’uso, i flussi di cassa previsti sono oggetto di attualizzazione ad un tasso che riflette le valutazio- ni correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell’attività non riflesse nelle stime dei flussi di cassa. In particolare, il tasso di sconto utilizzato è il Weighted Average Cost of Capital (WACC) rettificato del rischio Paese specifico in cui si tro- va la CGU oggetto di valutazione. La valorizzazione del rischio Pa- ese specifico da includere nel tasso di sconto è definita sulla base delle informazioni fornite da provider esterni. I WACC sono differen- ziati in funzione della rischiosità espressa dai settori/business in cui opera l’attività. In particolare, per le attività appartenenti al set- tore Global Gas & LNG Portfolio (GGP), al business Chimica, al busi- ness Power, ai business E-Mobility, Retail Domestic e Renewables, ai business Fuel Sales, Biomethane e Green Refinery, al business Agri-Feedstock e al business Eni Rewind, la rischiosità è stata defi- nita sulla base di un campione di società comparabili. Per il settore E&P e il business REVT (Refining EVolution and Transformation), la rischiosità è determinata, in maniera residuale, come differenza tra quella complessiva Eni e quella degli altri settori/business. Il valore d’uso è determinato al netto dell’effetto fiscale in quanto questo metodo produce valori sostanzialmente equivalenti a quelli otteni- (23) Per i criteri di rilevazione dei certificati forestali v. il punto “Costi”. 261ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE bili attualizzando i flussi di cassa al lordo delle imposte ad un tasso di sconto ante imposte derivato, in via iterativa, dal risultato della valutazione post imposte. Quando il valore di iscrizione della CGU comprensivo del goodwill a essa attribuito, determinato tenendo conto delle eventuali svalu- tazioni degli asset non correnti che fanno parte della cash genera- ting unit, è superiore al valore recuperabile, la differenza è oggetto di svalutazione ed è attribuita in via prioritaria al goodwill fino a concorrenza del suo ammontare; l’eventuale eccedenza della sva- lutazione rispetto al goodwill è imputata pro quota al valore di libro degli asset che costituiscono la CGU, fino all’ammontare del relati- vo valore recuperabile. Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le at- tività sono rivalutate e la rettifica è rilevata a conto economico; la ripresa di valore è effettuata per un importo pari al minore tra il valore recuperabile e il valore di iscrizione al lordo delle svalutazioni precedentemente effettuate e ridotto delle quote di ammortamen- to che sarebbero state rilevate qualora non si fosse proceduto alla svalutazione. Le svalutazioni del goodwill non sono oggetto di ri- presa di valore 24 . Contributi in conto capitale I contributi in conto capitale sono rilevati quando esiste la ragionevo- le certezza che saranno realizzate le condizioni previste dagli organi governativi concedenti per il loro ottenimento e sono rilevati a ridu- zione del prezzo di acquisto o del costo di produzione delle attività cui si riferiscono. Rimanenze Le rimanenze, incluse le scorte d’obbligo, sono valutate al minore tra il costo di acquisto o di produzione e il valore netto di realizzo; quest’ultimo valore è rappresentato dall’ammontare che l’impresa si attende di ottenere dalla loro vendita nel normale svolgimento dell’attività, al netto dei costi stimati per il completamento e per realizzare la vendita, ovvero, relativamente ai volumi di rimanen- ze di greggio e prodotti petroliferi sui quali insistono contratti di cessione già stipulati, dal prezzo di vendita pattuito. Le rimanenze derivanti da acquisti operati nella prospettiva di una rivendita nel breve periodo e dell’ottenimento di benefici economici derivanti dalle fluttuazioni del prezzo sono valutate al fair value al netto dei costi di vendita con imputazione degli effetti a conto economico. I materiali e gli altri beni di consumo posseduti per essere im- piegati nel processo produttivo non sono oggetto di svalutazione qualora ci si attenda che i prodotti finiti nei quali verranno incor- porati saranno venduti ad un prezzo tale da consentire il recupero del costo sostenuto. Il costo delle rimanenze di idrocarburi (greggio, condensati e gas na- turale) e di prodotti petroliferi è determinato applicando il metodo del costo medio ponderato su base trimestrale ovvero, quando la finalità di utilizzo e la velocità di rigiro (turnover) delle rimanenze di greggio e prodotti petroliferi lo giustificano, su un differente arco temporale (ad es. mensile); quello dei prodotti chimici è determinato applicando il costo medio ponderato su base annuale. In presenza di clausole di “take-or-pay” all’interno di contratti di ap- provvigionamento a lungo termine di gas naturale, i volumi di gas non ritirati che determinino l’attivazione della clausola “pay”, valoriz- zati alle formule di prezzo previste contrattualmente, sono rilevati nella voce “Altre attività” come “deferred cost” in contropartita alla voce “Debiti commerciali e altri debiti” ovvero all’esborso effettuato per il relativo regolamento. I deferred cost stanziati sono imputati a conto economico: (i) all’atto dell’effettivo ritiro del gas naturale, partecipando alla determinazione del costo medio ponderato del magazzino; (ii) per la parte non recuperabile quando si configura l’impossibilità di ritirare il gas precedentemente non prelevato, se- condo le tempistiche contrattualmente previste. Inoltre, i deferred cost stanziati sono oggetto di valutazione, al fine di verificarne la re- cuperabilità economica, confrontando il loro valore di iscrizione con il relativo valore netto di realizzo determinato in analogia a quanto indicato per le rimanenze. STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: IMPAIRMENT DELLE ATTIVITÀ NON FINANZIARIE La recuperabilità delle attività non finanziarie è verificata quando eventi o modifiche delle circostanze fanno ritenere che il valore di iscrizione in bilancio non sia recuperabile. Gli eventi che possono determinare una svalutazione di attività non finanziarie sono, ad esempio, variazioni nei piani industriali, variazioni nei prezzi di mercato che possono determinare minori performance operative, ridotto utilizzo degli impianti e, per gli asset minerari, signi- ficative revisioni in negativo delle stime delle riserve di idrocarburi o incrementi significativi delle stime dei costi di sviluppo e produzione. La decisione se procedere a una svalutazione e la quantificazione della stessa dipendono dalle valutazioni della Direzione Aziendale su fattori complessi e altamente incerti, tra i quali, l’evoluzione dei prezzi delle commodity, l’evoluzione dei tassi di attualizzazione, le previsio- ni in merito ai costi di sviluppo e produzione, l’impatto dell’inflazione e dell’evoluzione tecnologica, le previsioni sui profili produttivi e sulle condizioni della domanda e dell’offerta su scala globale o regionale anche in relazione al processo di decarbonizzazione, gli impatti delle modifiche normative e regolamentari, ecc. La definizione delle CGU e l’individuazione dell’appropriato livello di raggruppamento delle stes- se ai fini della verifica della recuperabilità del valore di iscrizione del goodwill, di corporate asset nonché di common facility nel settore E&P, richiedono l’espressione di un giudizio da parte della Direzione (24) La svalutazione del goodwill rilevata in un periodo infrannuale non è oggetto di storno neppure nel caso in cui, sulla base delle condizioni esistenti in un periodo infrannuale succes- sivo, la svalutazione sarebbe stata minore ovvero non rilevata. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023262 ENI Aziendale. In particolare, le CGU sono definite considerando, tra l’al- tro, le modalità con cui il management controlla l’attività operativa (ad es. per linee di business) o assume decisioni in merito a mante- nere operativi o dismettere i beni e le attività della società. Analoghe considerazioni rilevano anche ai fini della verifica della recuperabilità fisica dei deferred cost (v. anche punto “Rimanenze”) afferenti ai vo- lumi di gas naturale non ritirati a fronte di contratti di approvvigiona- mento a lungo termine che prevedono clausole di “take-or-pay”. I flussi di cassa attesi utilizzati per la determinazione del valore re- cuperabile sono quantificati alla luce delle informazioni disponibili al momento della stima sulla base di giudizi soggettivi sull’andamento di variabili future, quali i prezzi, i costi, i tassi di crescita della do- manda, i profili produttivi. In particolare, tenendo conto dei trend di decarbonizzazione in atto e di quelli che prevedibilmente potranno delinearsi, la stima dei flussi di cassa futuri, che considera le previ- sioni Eni in merito agli scenari dei prezzi delle commodity, è effet- tuata considerando: (i) il percorso evolutivo del sistema energetico futuro, (ii) i fondamentali dei diversi mercati energetici, nonché (iii) il costante benchmark con le view di banche d’affari e altri istituti specializzati. Tali flussi di cassa, inoltre, sono attualizzati utilizzando un tasso che tiene conto del rischio inerente all’attività interessata. Nel caso dell’attività mineraria, i flussi di cassa attesi sono stimati sulla base del complesso delle riserve certe e probabili, nonché, tra l’altro, dei costi attesi per le riserve da sviluppare e delle imposte sulla produzione. In limitati casi (ad es. per i titoli minerari acquisiti da ter- zi in sede di business combination), i flussi di cassa attesi tengono conto anche delle riserve possibili opportunamente rischiate, laddo- ve considerate ai fini della determinazione del corrispettivo pagato. La stima del futuro livello di produzione è basata su assunzioni re- lative al prezzo futuro delle commodity, ai costi operativi, ai costi di sviluppo ed estrazione, al declino dei campi, alla domanda di merca- to e altri fattori. Maggiori dettagli in merito alle principali assunzioni sottostanti la determinazione del valore recuperabile delle attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing sono forniti nella nota n. 15 - Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività ma- teriali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing. Variabilità dei risultati agli scenari di decarbonizzazione. Strumenti finanziari Attività finanziarie In funzione delle caratteristiche dello strumento e del modello di business adottato per la relativa gestione, le attività finanziarie sono classificate nelle seguenti categorie: (i) attività finanziarie valutate al costo ammortizzato; (ii) attività finanziarie valutate al fair value con imputazione degli effetti tra le altre componenti dell’utile complessi- vo (di seguito anche OCI); (iii) attività finanziarie valutate al fair value con imputazione degli effetti a conto economico. La rilevazione iniziale avviene al fair value incrementato, per le attivi- tà finanziarie diverse da quelle valutate al fair value con imputazione degli effetti a conto economico, dei costi di transazione direttamente attribuibili. Per i crediti commerciali privi di una significativa compo- nente finanziaria, il valore di rilevazione iniziale è rappresentato dal prezzo della transazione. Successivamente alla rilevazione iniziale, le attività finanziarie che generano flussi di cassa contrattuali rappresentativi esclusivamente di pagamenti di capitale e interessi sono valutate al costo ammortiz- zato se possedute con la finalità di incassarne i flussi di cassa con- trattuali (cd. business model hold to collect). Per le attività finanziarie valutate al costo ammortizzato sono rilevati a conto economico gli interessi attivi determinati sulla base del tasso di interesse effettivo, le differenze di cambio e le svalutazioni 25 (v. punto “Svalutazioni di attività finanziarie”). Differentemente, sono valutate al fair value con imputazione degli effetti a OCI (di seguito anche FVTOCI) le attività finanziarie rappre- sentative di strumenti di debito il cui modello di business prevede la possibilità sia di incassare i flussi di cassa contrattuali sia di re- alizzarne il valore attraverso la cessione (cd. business model hold to collect and sell). In tal caso sono rilevati: (i) a conto economico gli interessi attivi, calcolati utilizzando il tasso di interesse effettivo, le differenze di cambio e le svalutazioni (v. punto “Svalutazioni di attività finanziarie”); (ii) a patrimonio netto, tra le altre componen- ti dell’utile complessivo, le variazioni di fair value dello strumento. L’ammontare cumulato delle variazioni di fair value, imputato nella riserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell’u- tile complessivo, è oggetto di reversal a conto economico all’atto dell’eliminazione contabile dello strumento. Allo stato, il Gruppo non detiene attività finanziarie rappresentative di strumenti di de- bito valutate al FVTOCI. Un’attività finanziaria rappresentativa di uno strumento di debito che non è valutata al costo ammortizzato o al FVTOCI è valutata al fair value con imputazione degli effetti a conto economico (di seguito FVTPL); rientrano in tale categoria le attività finanziarie possedute con finalità di trading nonché i portafogli di attività fi- nanziarie gestiti e monitorati sulla base del relativo fair value. Gli interessi attivi maturati su tali attività finanziarie concorrono alla valutazione complessiva del relativo fair value e sono rilevati, all’in- terno dei “Proventi (oneri) finanziari”, nella sottovoce “Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico”. Quando l’acquisto o la vendita di attività finanziarie avviene secondo un contratto che prevede il regolamento dell’operazione e la conse- gna dell’attività entro un determinato numero di giorni, stabiliti dagli organi di controllo del mercato o da convenzioni del mercato (ad es. acquisto di titoli su mercati regolamentati), l’operazione è rilevata alla data del regolamento. (25) I crediti e le altre attività finanziarie valutati al costo ammortizzato sono esposti al netto del relativo fondo svalutazione. 263ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Disponibilità liquide ed equivalenti Le disponibilità liquide ed equivalenti comprendono la cassa, i de- positi a vista, nonché le attività finanziarie originariamente esigibili, generalmente, entro 3 mesi, prontamente convertibili in cassa e sot- toposte ad un irrilevante rischio di variazione di valore. Svalutazioni di attività finanziarie La valutazione della recuperabilità delle attività finanziarie rappre- sentative di strumenti di debito non valutate al FVTPL è effettuata sulla base del cd. expected credit loss model 26 . In particolare, le perdite attese sono determinate, generalmente, sul- la base del prodotto tra: (i) l’esposizione vantata verso la controparte al netto delle relative mitiganti (cd. Exposure At Default o EAD); (ii) la probabilità che la controparte non ottemperi alla propria obbliga- zione di pagamento (cd. Probability of Default o PD); (iii) la stima, in termini percentuali, della quantità di credito che non si riuscirà a recuperare in caso di default (cd. Loss Given Default o LGD) definita, sulla base delle esperienze pregresse (serie storiche della capacità di recupero) e delle possibili azioni di recupero esperibili (ad es. azioni stragiudiziali, contenziosi legali, ecc.). Con riferimento ai crediti commerciali e agli altri crediti, per la de- terminazione della Probability of Default delle controparti sono stati adottati i rating interni, già utilizzati ai fini dell’affidamento commerciale, oggetto di verifica periodica, anche tramite analisi di backtesting; per le controparti rappresentate da Entità Statali, ed in particolare per le National Oil Company, la Probability of Default, rappresentata essenzialmente dalla probabilità di un ritardato pa- gamento, è determinata utilizzando, quale dato di input, i country risk premium adottati ai fini della determinazione dei WACC per l’impairment degli asset non finanziari. Per la clientela per la qua- le non sono disponibili rating, la valutazione delle perdite attese è basata su una provision matrix, costruita raggruppando, ove oppor- tuno, i crediti in cluster di clientela omogenei ai quali applicare per- centuali di svalutazione definite sulla base dell’esperienza di perdite pregresse, rettificate, ove necessario, per tener conto di informazio- ni previsionali in merito al rischio di credito della controparte o di cluster di controparti 27 . Tenuto conto delle caratteristiche dei mercati di riferimento, si consi- derano in default le esposizioni creditizie scadute da oltre 180 giorni ovvero, in ogni caso, le esposizioni creditizie in contenzioso o per le quali sono in corso azioni di ristrutturazione/rinegoziazione. Sono definite in contenzioso le esposizioni per le quali sono stati attivati o si è in procinto di attivare interventi di recupero del credito tramite procedimenti legali/giudiziali. Le svalutazioni dei crediti commerciali e degli altri crediti sono rilevate nel conto economico, al netto delle eventuali riprese di valore, nella voce “Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti”. La recuperabilità dei crediti finanziari strumentali all’attività operativa concessi a società collegate e joint venture, il cui rimborso non è pia- nificato o non è probabile nel prevedibile futuro, e che nella sostanza rappresentano un ulteriore investimento nelle stesse, è valutata, in primo luogo, sulla base dell’expected credit loss model e, in secondo luogo, unitamente alla partecipazione nella società collegata/joint venture, applicando i criteri indicati nel punto “Metodo del patrimonio netto”. In applicazione dell’expected credit loss model non si consi- derano le eventuali rettifiche del valore di iscrizione del long-term interest derivanti dall’applicazione dei criteri indicati nel punto “Me- todo del patrimonio netto”. STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: SVALUTAZIONI DI ATTIVITÀ FINANZIARIE La quantificazione delle svalutazioni di attività finanziarie comporta valutazioni del management su fattori complessi e altamente incerti quali, tra l’altro, la probabilità di default delle controparti (PD), la valu- tazione delle eventuali mitiganti dell’esposizione, la previsione sulla quantità di credito che non si riuscirà a recuperare in caso di default (LGD), nonché il processo di clusterizzazione della clientela. Maggiori dettagli in merito alle principali assunzioni sottostanti la de- terminazione delle svalutazioni di attività finanziarie sono forniti nella nota n. 8 - Crediti commerciali e altri crediti. Partecipazioni minoritarie Le attività finanziarie rappresentative di partecipazioni minoritarie, in quanto non possedute per finalità di trading, sono valutate al fair value con imputazione degli effetti nella riserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell’utile complessivo, senza pre- visione del loro rigiro a conto economico in caso di realizzo; diffe- rentemente, i dividendi provenienti da tali partecipazioni sono rilevati a conto economico alla voce “Proventi (oneri) su partecipazioni” a meno che non rappresentino chiaramente un recupero di parte del costo dell’investimento. La valutazione al costo di una partecipazio- ne minoritaria è consentita nei limitati casi in cui il costo rappresenti un’adeguata stima del fair value. Passività finanziarie Le passività finanziarie, diverse dagli strumenti derivati, sono rilevate inizialmente al fair value del corrispettivo ricevuto, al netto dei costi di transazione direttamente attribuibili, e sono successivamente va- lutate al costo am mortizzato. Le obbligazioni sustainability-linked, ossia obbligazioni caratteriz- zate da un potenziale incremento del relativo tasso di interesse per riflettere le performance dell’emittente in termini di raggiungimento di obiettivi di sostenibilità (cd. metrica ESG), sono valutati al costo ammortizzato. La variazione del tasso di interesse comporta ge- (26) L’expected credit loss model si applica anche: (i) ai contratti di garanzia finanziaria emessi non valutati al FVTPL; nonché (ii) ai contratti di performance guarantee emessi. Le expected credit loss rilevate con riferimento alle garanzie emesse non sono rilevanti. (27) Per le esposizioni creditizie derivanti da operazioni infragruppo, è normalmente assunta la piena capacità di recupero in considerazione, tra l’altro, della struttura finanziaria centra- lizzata del Gruppo che ne supporta eventuali esigenze sia finanziarie che patrimoniali. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023264 ENI neralmente un aggiornamento prospettico del tasso di interesse effettivo. L’emissione di un prestito obbligazionario convertibile in azioni dell’emittente (privo di opzioni sostanziali di regolamento alternativo per cassa) determina la separata rilevazione delle com- ponenti dello strumento rappresentate dalla componente debito, valutata al costo ammortizzato, e dall’opzione di conversione in azioni dell’emittente, rilevata a patrimonio netto. Eventuali costi di transazione sono ripartiti proporzionalmente tra la passività finan- ziaria e lo strumento di equity. GIUDIZI SIGNIFICATIVI: PASSIVITÀ FINANZIARIE Le società del Gruppo possono negoziare con i propri fornitori ac- cordi di supplier finance arrangement (supply chain finance, payable finance, reverse factoring e accordi similari) funzionali all’ottenimen- to di dilazioni di pagamento rispetto ai termini originari, senza preve- dere il necessario ed automatico coinvolgimento di un intermediario finanziario. In tali fattispecie, la Direzione Aziendale esprime un giudi- zio in merito alla possibilità di continuare a classificare i debiti verso il fornitore come commerciali/relativi all’attività di investimento ovvero di riclassificarli come debiti finanziari. Ai fini dell’espressione di tale giudizio, la Direzione Aziendale tiene conto dei termini di pagamento rispetto alla prassi del settore di riferimento, dell’eventuale rilascio di garanzie aggiuntive e di ogni altro fatto o circostanza utile ai fini della valutazione. La classificazione del debito come passività finan- ziaria determina: (i) al momento della riclassifica/rilevazione inziale del debito, una variazione non monetaria delle passività finanziarie, senza impatti sul rendiconto finanziario; (ii) all’atto del regolamento, la presentazione del relativo esborso nell’ambito del flusso di cassa netto da attività di finanziamento. Con riferimento alle obbligazioni sustainability-linked, la Direzione Aziendale valuta se il mancato rispetto della metrica ESG possa ave- re impatti sulle operations tali da pregiudicare la capacità reddituale dell’emittente e, di conseguenza, il relativo merito di credito. Strumenti finanziari derivati e hedge accounting Gli strumenti finanziari derivati, ivi inclusi quelli impliciti (cd. embed- ded derivative, v. oltre) oggetto di separazione dal contratto principa- le, sono attività e passività rilevate al fair value. Nell’ambito della strategia e degli obiettivi definiti per la gestione del rischio, la qualificazione delle operazioni come di copertura ri- chiede: (i) la verifica dell’esistenza di una relazione economica tra l’oggetto coperto e lo strumento di copertura tale da compensare le relative variazioni di valore e che tale capacità di compensazione non sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte; (ii) la definizione di un hedge ratio coerente con gli obiettivi di gestione del rischio, nell’ambito della strategia di risk management definita, effettuando, ove necessario, le appropriate azioni di ribilanciamento (rebalancing). Le modifiche degli obiettivi di risk management, il ve- nir meno delle condizioni indicate in precedenza per la qualificazione delle operazioni come di copertura ovvero l’attivazione di operazioni di ribilanciamento determinano la discontinuazione prospettica, to- tale o parziale, della copertura. Quando i derivati coprono il rischio di variazione del fair value de- gli strumenti oggetto di copertura (fair value hedge; ad es. coper- tura della variabilità del fair value di attività/passività a tasso fisso), essi sono valutati al fair value con imputazione degli effetti a conto economico; coerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono adeguati per riflettere, a conto economico, le variazioni del fair value associate al rischio coperto, indipendentemente dalla previsione di un diverso criterio di valutazione applicabile generalmente alla tipo- logia di strumento. Quando i derivati coprono il rischio di variazione dei flussi di cassa degli strumenti oggetto di copertura (cash flow hedge; ad es. coper- tura della variabilità dei flussi di cassa di attività/passività per effetto delle oscillazioni dei tassi di cambio), le variazioni del fair value dei derivati considerate efficaci sono inizialmente rilevate nella riserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell’utile com- plessivo e successivamente imputate a conto economico coeren- temente agli effetti economici prodotti dall’operazione coperta. Nel caso di copertura di transazioni future che comportano l’iscrizione di un’attività o di una passività non finanziaria, le variazioni cumulate del fair value dei derivati di copertura, rilevate nel patrimonio netto, sono imputate a rettifica del valore di iscrizione dell’attività/passività non finanziaria oggetto della copertura (cd. basis adjustment). Le variazioni del fair value dei derivati che non soddisfano le condi- zioni per essere qualificati come di copertura, ivi incluse le eventuali componenti inefficaci degli strumenti derivati di copertura, sono ri- levate a conto economico. In particolare, le variazioni del fair value dei derivati non di copertura su tassi di interesse e su valute sono rilevate nella voce di conto economico “Proventi (oneri) finanziari”; differentemente, le variazioni del fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura su commodity sono rilevate nella voce di conto economico “Altri proventi (oneri) operativi”. I derivati impliciti, incorporati all’interno di attività finanziarie, non sono oggetto di separazione contabile; in tali fattispecie, l’intero stru- mento ibrido è classificato in base ai criteri generali previsti per le attività finanziarie (v. punto “Attività finanziarie”). Differentemente, i derivati impliciti incorporati all’interno di passività finanziarie e/o atti- vità non finanziarie, sono scorporati se: (i) le caratteristiche economi- che e i rischi del derivato implicito non sono strettamente legati alle caratteristiche economiche e ai rischi del contratto principale; (ii) lo strumento implicito oggetto di separazione soddisfa la definizione di derivato; (iii) lo strumento ibrido nel suo complesso non è valutato al fair value con impatti a conto economico (FVTPL). La verifica dell’e- sistenza di derivati impliciti da scorporare e valutare separatamente è effettuata al momento in cui l’impresa entra a far parte del contrat- to e, successivamente, in presenza di modifiche nelle condizioni del contratto che determinino significative variazioni dei flussi di cassa generati dallo stesso. Gli effetti economici delle transazioni relative all’acquisto o vendita di commodity, stipulate a fronte di esigenze dell’impresa per il normale 265ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE svolgimento dell’attività e per le quali è previsto il regolamento attra- verso la consegna fisica dei beni stessi, sono rilevati per competenza economica (cd. normal sale and normal purchase exemption o own use exemption). Compensazione di attività e passività finanziarie Le attività e passività finanziarie sono compensate nello stato patri- moniale quando si ha il diritto legale alla compensazione, corrente- mente esercitabile, e si ha l’intenzione di regolare il rapporto su base netta (ovvero di realizzare l’attività e contemporaneamente estingue- re la passività). Eliminazione contabile di attività e passività finanziarie Le attività finanziarie cedute sono eliminate quando i diritti contrattuali connessi all’ottenimento dei flussi di cassa associati allo strumento finanziario scadono ovvero sono trasferiti a terzi. Le passività finanzia- rie sono eliminate quando sono estinte, ovvero quando l’obbligazione specificata nel contratto è adempiuta, cancellata o scaduta. Fondi, passività e attività potenziali I fondi per rischi e oneri riguardano costi e oneri di natura determi- nata e di esistenza certa o probabile che alla data di chiusura dell’e- sercizio sono indeterminati nell’ammontare o nella data di soprav- venienza. Gli accantonamenti sono rilevati quando: (i) esiste un’obbligazio- ne attuale, legale o implicita, derivante da un evento passato; (ii) è probabile che l’adempimento dell’obbligazione sia oneroso; (iii) l’am- montare dell’obbligazione può essere stimato attendibilmente. Gli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della mi- gliore stima dell’ammontare che l’impresa razionalmente paghereb- be per estinguere l’obbligazione ovvero per trasferirla a terzi alla data di chiusura dell’esercizio; gli accantonamenti relativi a contratti one- rosi sono iscritti al minore tra il costo necessario per l’adempimento dell’obbligazione, al netto dei benefici economici attesi derivanti dal contratto, e il costo per la risoluzione del contratto. Quando l’effet- to finanziario del tempo è significativo e le date di pagamento delle obbligazioni sono attendibilmente stimabili, l’accantonamento è de- terminato attualizzando i flussi di cassa attesi determinati tenendo conto del valore finanziario del tempo e dei rischi associati all’obbli- gazione; l’adeguamento del fondo connesso al trascorrere del tempo è rilevato a conto economico alla voce “Proventi (oneri) finanziari”. I costi che l’impresa prevede di sostenere per attuare programmi di ristrutturazione sono iscritti nell’esercizio in cui viene definito formal- mente il programma e si è generata nei soggetti interessati la valida aspettativa che la ristrutturazione avrà luogo. I fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le variazioni delle stime dei costi, dei tempi di realizzazione e del tasso di attua- lizzazione; le revisioni di stima sono imputate alla medesima voce di conto economico che ha precedentemente accolto l’accantona- mento. Nelle note al bilancio sono oggetto di illustrazione le passi- vità potenziali rappresentate da: (i) obbligazioni possibili derivanti da eventi passati, la cui esistenza sarà confermata solo al verifi- carsi o meno di uno o più eventi futuri incerti non totalmente sotto il controllo dell’impresa; (ii) obbligazioni attuali derivanti da eventi passati il cui ammontare non può essere stimato attendibilmente o il cui adempimento è probabile che non sia oneroso. Le attività potenziali, ossia attività possibili che derivano da eventi passati e la cui esistenza sarà confermata solo dal verificarsi o meno di uno o più eventi futuri incerti non totalmente sotto il controllo dell’impre- sa, non sono rilevate in bilancio salvo che l’ottenimento dei relativi benefici sia virtualmente certo. Nel caso in cui l’ottenimento dei be- nefici sia probabile, le attività potenziali sono illustrate nelle note al bilancio. Le attività potenziali sono periodicamente riesaminate al fine di valutare la probabilità, nonché la virtuale certezza, di ottenere benefici economici da parte dell’impresa. Fondi per lo smantellamento e il ripristino dei siti Le passività connesse allo smantellamento delle attività materiali e al ripristino dei siti al termine dell’attività di produzione sono rilevate, al verificarsi delle condizioni indicate al punto “Fondi, passività e atti- vità potenziali”, in contropartita alle attività a cui si riferiscono. In considerazione dell’ampio arco temporale intercorrente tra il mo- mento in cui sorge l’obbligazione e il relativo regolamento, le stime degli oneri da sostenere sono rilevate sulla base del loro valore attuale. L’adeguamento del fondo connesso al trascorrere del tempo è rile- vato a conto economico alla voce “Proventi (oneri) finanziari”. I fondi sono valutati periodicamente per tener conto dell’aggiornamento dei costi da sostenere, dei vincoli contrattuali, delle disposizioni le- gislative e delle prassi vigenti nel Paese dove sono ubicate le attività materiali. Le eventuali variazioni di stima di tali fondi sono rilevate generalmen- te in contropartita alle attività a cui si riferiscono; al riguardo, se la variazione di stima comporta una riduzione di importo superiore al valore di iscrizione dell’attività a cui si riferisce, l’eccedenza è rilevata a conto economico. Analoga impostazione è adottata con riferimento alle obbligazioni attuali per la realizzazione di social project collegati alle attività ope- rative svolte dalla società. Fondi per rischi ambientali Le passività ambientali sono rilevate in presenza di obbligazioni at- tuali, legali o implicite, connesse a interventi di bonifica ambientale e di ripristino dello stato dei suoli e delle falde delle aree di proprietà o in concessione di siti prevalentemente dismessi, chiusi e smantellati o in fase di ristrutturazione, sempreché la bonifica sia considerata probabile e i relativi costi e tempistiche di sostenimento possano es- sere attendibilmente stimati. La passività è valutata sulla base dei costi che si presume di sostenere per adempiere all’obbligazione in RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023266 ENI relazione alla situazione esistente alla data di bilancio, tenendo con- to degli sviluppi tecnici e legislativi futuri, virtualmente certi, di cui si è a conoscenza. STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: FONDI SMANTELLAMENTO E RIPRISTINO SITI, PASSIVITÀ AMBIENTALI E ALTRI FONDI Eni sostiene delle passività significative connesse agli obblighi di smantellamento delle attività materiali e di ripristino ambientale dei terreni o del fondo marino al termine dell’attività di produzione. La stima dei costi futuri di smantellamento e di ripristino è un processo complesso e richiede l’apprezzamento e il giudizio della Direzione Aziendale nella valutazione delle passività da sostenersi a distanza di molti anni per l’adempimento di obblighi di smantellamento e di ripristino, spesso non compiutamente definiti da leggi, regolamenti amministrativi o clausole contrattuali. Inoltre, questi obblighi risento- no del costante aggiornamento delle tecniche e dei costi di smantel- lamento e di ripristino, nonché della continua evoluzione della sensi- bilità politica e pubblica in materia di salute e di tutela ambientale. La previsione del timing e dell’ammontare degli esborsi, il loro eventuale aggiornamento, nonché il relativo processo di attualizzazione, com- portano l’esercizio di un giudizio professionale da parte della Direzio- ne Aziendale. Il fondo smantellamento e ripristino siti, iscritto in bilancio, accoglie, essenzialmente, la stima dei costi che saranno sostenuti al termi- ne dell’attività di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti del settore Exploration & Production. Le passività di smantellamento e ripristino siti relative agli altri settori operativi, tenuto conto dell’indeterminatezza in merito all’eventuale abbandono dei siti e del relativo timing di smantellamento e ripristi- no degli asset nonché delle strategie di riconversione degli impianti per l’ottenimento di produzioni low carbon, sono rilevate quando è possibile effettuare un’attendibile stima dei costi di abbandono op- portunamente attualizzati. Eni valuta periodicamente il sopraggiun- gere di cambiamenti, circostanze o eventi che potrebbero richiedere la rilevazione di tali passività. Eni è soggetta a numerose leggi e regolamenti per la tutela dell’am- biente a livello comunitario, nazionale, regionale e locale, ivi incluse le leggi che attuano convenzioni e protocolli internazionali relativi alle attività nel campo degli idrocarburi, ai prodotti e alle altre attività svol- te. I relativi costi sono accantonati quando è probabile l’esistenza di una passività onerosa e l’ammontare può essere stimato attendibil- mente. Al riguardo, con riferimento al trattamento delle acque di falda, la valorizzazione del know-how maturato sui trend di contaminazione delle acque nonché le posizioni delle autorità competenti consento- no la definizione di un modello predittivo per la stima della durata di esercizio degli impianti di trattamento delle acque di falda e, pertanto, degli oneri da sostenere per la relativa gestione e monitoraggio. L’attendibile determinabilità è verificata sulla base delle informazio- ni disponibili quali, a titolo di esempio, l’approvazione o la presen- tazione dei relativi progetti alle competenti amministrazioni, ovvero l’assunzione di un impegno verso le competenti amministrazioni quando supportato da adeguate stime. Sebbene Eni attualmente non ritenga che vi saranno effetti negativi particolarmente rilevanti sul bilancio consolidato dovuti al mancato rispetto della normativa ambientale – anche tenuto conto degli interventi già effettuati, delle polizze assicurative stipulate e dei fondi rischi accantonati – tutta- via non può essere escluso con certezza che Eni possa incorrere in ulteriori costi o responsabilità anche di proporzioni rilevanti perché, allo stato attuale delle conoscenze, è impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto, tra l’altro, dei seguenti aspetti: (i) la possibilità che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti de- rivanti dall’applicazione delle leggi vigenti in materia; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell’ambiente; (iv) gli effetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento am- bientale; (v) la possibilità di controversie e la difficoltà di determinare le eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilità di altri soggetti e ai possibili indennizzi. Oltre a rilevare le passività ambientali, gli obblighi di rimozione delle attività materiali e di ripristino dei siti, Eni effettua accantonamenti connessi prevalentemente ai contenziosi legali e commerciali. La sti- ma degli accantonamenti in queste materie è frutto di un processo complesso che comporta giudizi soggettivi da parte della Direzione Aziendale, con particolare riferimento agli ammontari da rilevare in bilancio e al timing degli esborsi. Successivamente alla rilevazione iniziale, i fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le varia- zioni delle stime effettuate. Benefici per i dipendenti I benefici per i dipendenti sono le remunerazioni erogate dall’impresa in cambio dell’attività lavorativa svolta dal dipendente o in virtù della cessazione del rapporto di lavoro. I benefici successivi al rapporto di lavoro sono definiti sulla base di piani, ancorché non formalizzati, che in funzione delle loro caratte- ristiche sono distinti in piani “a contributi definiti” e piani “a benefici definiti”. Nei piani a contributi definiti l’obbligazione dell’impresa, limitata al versamento dei contributi allo Stato ovvero a un patrimonio o a un’entità giuridicamente distinta (cd. fondo), è determinata sulla base dei contributi dovuti. La passività relativa ai piani a benefici definiti, al netto delle even- tuali attività al servizio del piano, è determinata sulla base di ipotesi attuariali ed è rilevata per competenza coerentemente al periodo lavorativo necessario all’ottenimento dei benefici. Gli interessi netti (cd. net interest) comprendono gli interessi passivi sulla passività e gli interessi attivi sulle attività a servizio del piano. Il net interest è determinato applicando alla passività, al netto delle eventuali attività al servizio del piano, il tasso di sconto definito per la stessa ed è rilevato tra i “Proventi (oneri) finanziari”. 267ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Per i piani a benefici definiti sono rilevate nel prospetto dell’utile com- plessivo le variazioni di valore della passività netta (cd. rivalutazioni) derivanti da utili (perdite) attuariali, conseguenti a variazioni delle ipo- tesi attuariali utilizzate o a rettifiche basate sull’esperienza passata, e dal rendimento delle attività al servizio del piano differente dalla componente inclusa nel net interest. Le rivalutazioni della passività netta per benefici definiti, rilevate nella riserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell’utile complessivo, non sono successivamente riclassificate a conto economico. Le obbligazioni relative a benefici a lungo termine sono determina- te adottando ipotesi attuariali; gli effetti derivanti dalle rivalutazioni sono rilevati interamente a conto economico. Le passività per benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione an- ticipata del rapporto di lavoro (cd. passività per termination benefit) sono iscritte nella data più immediata tra le seguenti: (a) il momento in cui l’impresa non è più in grado di ritirare l’offerta di tali benefici offerti ai dipendenti; e (b) il momento in cui l’impresa rileva i costi di una ristrutturazione che implica il pagamento di benefici dovuti per la cessazione del rapporto di lavoro. Tali passività sono valutate sulla base della natura del beneficio concesso. In particolare, quando i benefici concessi rappresentano un miglioramento di altri benefici successivi alla conclusione del rapporto di lavoro riconosciuti ai di- pendenti, la relativa passività è valutata secondo le disposizioni pre- viste per tale tipologia di benefici. Differentemente, la passività per termination benefit è determinata applicando le disposizioni previ- ste: (i) per i benefici a breve termine, se ci si attende che i termination benefit siano corrisposti ai dipendenti interamente entro dodici mesi dalla data di chiusura dell’esercizio in cui sono stati rilevati; o (ii) per i benefici a lungo termine se ci si attende che i termination benefit non siano corrisposti ai dipendenti interamente entro i dodici mesi dalla data di chiusura dell’esercizio in cui sono stati rilevati. Pagamenti basati su azioni Il costo lavoro include, coerentemente alla natura sostanziale di re- tribuzione che assume, il costo del Piano di Incentivazione con pa- gamento basato su azioni. Il costo dell’incentivazione è determinato con riferimento al fair value degli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azioni che saranno effettivamente assegnate; la quota di competenza dell’esercizio è determinata pro rata temporis lungo il vesting period, ossia il periodo intercorrente tra la data dell’attri- buzione (cd. grant date) e la data di assegnazione. Il fair value delle azioni sottostanti il Piano di Incentivazione è determinato alla grant date tenendo conto delle previsioni in merito al raggiungimento dei parametri di performance associati a condizioni di mercato (ad es. Total Shareholder Return) e non è oggetto di rettifica negli esercizi successivi; quando l’ottenimento del beneficio è connesso anche a condizioni diverse da quelle di mercato, la stima relativa a tali condi- zioni è riflessa adeguando, lungo il vesting period, il numero di azioni che si prevede saranno effettivamente assegnate. Al termine del ve- sting period, nel caso in cui il piano non assegni azioni ai partecipanti per il mancato raggiungimento delle condizioni di performance, la quota del costo afferente alle condizioni di mercato non è oggetto di reversal a conto economico. STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: BENEFICI PER I DIPENDENTI E PAGAMENTI BASATI SU AZIONI I piani a benefici definiti sono valutati sulla base di eventi incerti e di ipotesi attuariali. Le principali assunzioni utilizzate per la quan- tificazione di tali benefici sono determinate come segue: (i) i tassi di sconto e di inflazione si basano sui tassi che maturano su titoli obbligazionari corporate di elevata qualità (ovvero, in assenza di un “deep market” di tali titoli, sui rendimenti dei titoli di Stato) e sulle aspettative inflazionistiche dell’area valutaria di riferimento; (ii) il li- vello delle retribuzioni future è determinato sulla base di elementi quali le aspettative inflazionistiche, la produttività, gli avanzamenti di carriera e di anzianità; (iii) il costo futuro delle prestazioni sanitarie è determinato sulla base di elementi quali l’andamento presente e passato dei costi delle prestazioni sanitarie, comprese assunzioni sulla crescita inflativa di tali costi, le modifiche nelle condizioni di salute degli aventi diritto e il livello delle contribuzioni operate ai fondi sanitari; (iv) le assunzioni demografiche riflettono la migliore stima dell’andamento di variabili, quali ad esempio la mortalità, il turnover e l’invalidità relative alla popolazione degli aventi diritto. Normalmente, il valore della passività (attività) netta dei piani per benefici ai dipendenti varia in funzione delle cd. rivalutazioni rappre- sentate, tra l’altro, dalle modifiche delle ipotesi attuariali utilizzate, dalla differenza tra le ipotesi attuariali precedentemente adottate e quelle che si sono effettivamente realizzate e dal differente rendi- mento delle attività al servizio del piano rispetto a quello considera- to nel net interest. Analogamente a quanto riscontrabile nella determinazione del fair value degli strumenti finanziari, l’utilizzo di tecniche di valutazione complesse e l’identificazione tramite l’esercizio di giudizi articolati e/o soggettivi delle ipotesi da adottare nella valutazione caratterizza- no inoltre la stima del valore di mercato delle azioni sottostanti i Piani di Incentivazione. Maggiori dettagli in merito ai Piani di Incentivazio- ne dei dirigenti con azioni Eni sono forniti nella nota n. 30 - Costi. Strumenti di equity Azioni proprie Le azioni proprie, ivi incluse quelle detenute al servizio di piani di in- centivazione azionaria, sono rilevate al costo e iscritte a riduzione del patrimonio netto. Gli effetti economici derivanti dalle eventuali vendite successive sono rilevati nel patrimonio netto. Obbligazioni ibride Le obbligazioni subordinate ibride perpetue sono classificate in bi- lancio come strumenti di equity, tenuto conto della circostanza che RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023268 ENI la società emittente ha il diritto incondizionato di differire, fino alla data della propria liquidazione, il rimborso del capitale e il pagamen- to delle cedole 28 . Pertanto, il valore ricevuto dai sottoscrittori di tali strumenti, al netto dei relativi costi di emissione, è rilevato ad incre- mento del patrimonio netto di Gruppo; di converso, i rimborsi del ca- pitale e i pagamenti delle cedole dovute (al momento in cui sorge la relativa obbligazione contrattuale) sono rilevati a decremento del patrimonio netto di Gruppo. Ricavi da contratti con la clientela La rilevazione dei ricavi da contratti con la clientela è basata sui seguenti cinque step: (i) identificazione del contratto con il cliente; (ii) identificazione delle performance obligation, rappresentate dal- le promesse contrattuali a trasferire beni e/o servizi a un cliente; (iii) determinazione del prezzo della transazione; (iv) allocazione del prezzo della transazione alle performance obligation identifi- cate sulla base del prezzo di vendita stand alone di ciascun bene o servizio; (v) rilevazione del ricavo quando la relativa performan- ce obligation risulta soddisfatta, ossia all’atto del trasferimento al cliente del bene o servizio promesso; il trasferimento si considera completato quando il cliente ottiene il controllo del bene o del ser- vizio, che può avvenire nel continuo (over time) o in uno specifico momento temporale (at a point in time). Con riferimento ai prodotti venduti più rilevanti per Eni, il momento del riconoscimento dei ri- cavi coincide generalmente: • per i greggi, con la spedizione; • per il gas naturale e l’energia elettrica, con la consegna al cliente; • per i prodotti petroliferi venduti sul mercato rete, con la consegna alle stazioni di servizio; per le altre vendite di prodotti petroliferi, con la spedizione; • per i prodotti chimici e per gli altri prodotti venduti, con la spedizione. I ricavi derivanti dalla vendita del greggio e del gas naturale prodot- ti in campi dove Eni detiene un interesse congiuntamente con altri produttori sono iscritti sulla base delle quantità effettivamente ven- dute (sales method); i costi sono rilevati coerentemente alle quantità vendute. I ricavi sono rilevati per l’ammontare pari al fair value del corrispetti- vo a cui l’impresa ritiene di aver diritto in cambio dei beni e/o servizi promessi al cliente, con esclusione degli importi incassati per conto di terzi. Nel determinare il prezzo della transazione, l’ammontare del corrispettivo è rettificato per tener conto dell’effetto finanziario del tempo, nel caso in cui il timing dei pagamenti concordato tra le parti attribuisce ad una di esse un significativo beneficio finanziario. Il cor- rispettivo non è oggetto di rettifica per tener conto dell’effetto finan- ziario del tempo se all’inizio del contratto si stima che la dilazione di pagamento sia pari o inferiore ad un anno. In presenza di un corrispettivo variabile, l’impresa stima l’ammon- tare del corrispettivo a cui avrà diritto in cambio del trasferimento dei beni e/o servizi promessi al cliente; in particolare, l’ammontare del corrispettivo può variare in presenza di sconti, rimborsi, incentivi, concessioni sul prezzo, bonus di performance, penalità o qualora il prezzo stesso dipenda dal verificarsi o meno di taluni eventi futuri. Se un contratto assegna al cliente un’opzione ad acquistare beni o servizi aggiuntivi, gratuitamente o a prezzi scontati (ad es. incentivi di vendita, punti premio del cliente, ecc.), tale opzione rappresenta una performance obligation distinta del contratto solo se l’opzione attribuisce al cliente un diritto significativo che non potrebbe vantare se non avesse sottoscritto il contratto. Le permute tra beni o servizi di natura e valore simile, in quanto non rappresentative di operazioni di vendita, non determinano la rileva- zione di ricavi. STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: RICAVI DA CONTRATTI CON LA CLIENTELA I ricavi per la vendita di energia elettrica e gas a clientela retail com- prendono lo stanziamento per le forniture intervenute tra la data dell’ultima lettura (effettiva o stimata) dei consumi fatturata e il termine dell’esercizio. Tali stanziamenti tengono conto delle infor- mazioni ricevute dai trasportatori e dai distributori in riferimento sia alle quantità allocate tra i vari utenti delle reti secondarie sia ai con- sumi effettivi e stimati della clientela, nonché di stime interne sui consumi della clientela. Lo stanziamento dei ricavi è pertanto l’esi- to di una stima complessa basata sia sui volumi distribuiti ed allo- cati, comunicati da terzi e suscettibili di essere conguagliati, così come prevede la normativa di riferimento, fino al quinto anno suc- cessivo, sia su stime dei consumi della clientela. In funzione delle obbligazioni assunte in merito ai punti di consegna delle forniture, i ricavi per la vendita dell’energia elettrica e del gas a clientela retail includono i costi relativi al servizio di trasporto e dispacciamento e sono rilevati in misura pari all’ammontare lordo del corrispettivo a cui si reputa di aver diritto. Costi I costi sono iscritti quando relativi a beni e servizi venduti o consu- mati nell’esercizio o per ripartizione sistematica ovvero quando non si possa identificare l’utilità futura degli stessi. I costi relativi alle quote di emissione connessi al rispetto delle nor- mative di riferimento (ad es. Emission Trading Scheme), determina- ti sulla base dei prezzi di mercato, sono rilevati limitatamente alle quote di emissione di anidride carbonica eccedenti le assegnazioni gratuite. I costi relativi all’acquisto di diritti di emissione in eccesso rispetto alla quantità necessaria a soddisfare gli obblighi normativi sono capitalizzati e rilevati tra le attività immateriali. I proventi relativi alle quote di emissione sono rilevati all’atto del realizzo attraverso la cessione. I diritti di emissione acquistati con finalità di negoziazione sono rilevati tra le rimanenze. I costi sostenuti, in via volontaria, per (28) Il pagamento delle cedole non è differibile in presenza di eventi sotto il controllo della società emittente, quali, ad esempio, una distribuzione di dividendi agli azionisti. 269ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE l’acquisto o la produzione dei certificati forestali, anche consideran- do l’attuale assenza di mercati attivi di riferimento, sono imputati a conto economico all’atto del loro sostenimento. I costi volti all’acquisizione di nuove conoscenze o scoperte, allo studio di prodotti o processi alternativi, di nuove tecniche o mo- delli, alla progettazione e costruzione di prototipi o, comunque, sostenuti per altre attività di ricerca scientifica o di sviluppo tec- nologico che non soddisfano le condizioni per la loro rilevazione all’attivo patrimoniale (v. anche punto “Attività immateriali”) sono considerati costi correnti e rilevati a conto economico nell’eserci- zio di sostenimento. Differenze cambio I ricavi e i costi relativi a operazioni in valuta diversa da quella fun- zionale sono iscritti al cambio corrente del giorno in cui l’operazione è compiuta. Le attività e passività monetarie in valuta diversa da quella funzio- nale sono convertite nella valuta funzionale applicando il cambio corrente alla data di chiusura dell’esercizio di riferimento, con impu- tazione dell’effetto a conto economico nella voce “Proventi (oneri) finanziari” o, se qualificate come strumenti di copertura dal rischio di cambio, nella voce che accoglie gli effetti economici prodotti dall’og- getto della copertura. Le attività e passività non monetarie espresse in valuta diversa da quella funzionale, valutate al costo, sono iscritte al cambio di rilevazione iniziale; quando la valutazione è effettuata al fair value ovvero al valore recuperabile o di realizzo, è adottato il cambio corrente alla data di determinazione di tale valore. Dividendi I dividendi sono rilevati quando è stabilito il diritto incondizionato a ricevere il pagamento. I dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili a terzi sono rappresen- tati come movimenti di patrimonio netto alla data in cui sono appro- vati, rispettivamente, dall’Assemblea degli Azionisti e dal Consiglio di Amministrazione. Imposte sul reddito Le imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base della stima del reddito imponibile. I debiti e i crediti per imposte sul reddito cor- renti sono rilevati al valore che si prevede di pagare/recuperare alle/ dalle autorità fiscali applicando le aliquote e le normative fiscali vi- genti o sostanzialmente approvate alla data di chiusura dell’esercizio. Le imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle diffe- renze temporanee tra i valori delle attività e delle passività iscritte in bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti fiscalmente sulla base delle aliquote e della normativa applicabili negli esercizi in cui la dif- ferenza temporanea si annullerà, approvate o sostanzialmente ap- provate alla data di chiusura dell’esercizio di riferimento del bilancio. Le attività per imposte anticipate sono rilevate quando il loro recupe- ro è considerato probabile, ossia quando si prevede la disponibilità di un reddito imponibile, nell’esercizio in cui si annullerà la differenza temporanea, tale da consentire di attivare la deduzione fiscale. Ana- logamente, nei limiti della loro recuperabilità, sono rilevati i crediti di imposta non utilizzati e le imposte anticipate sulle perdite fiscali. La recuperabilità delle attività per imposte anticipate è verificata con periodicità, almeno, annuale. In presenza di incertezze nell’applicazione della normativa fiscale, l’impresa: (i) nei casi in cui ritenga probabile che l’autorità fiscale ac- cetti il trattamento fiscale incerto, determina le imposte sul reddito (correnti e/o differite) da rilevare in bilancio in funzione del tratta- mento fiscale applicato o che prevede di applicare in sede di dichia- razione dei redditi; (ii) nei casi in cui ritenga non probabile che l’autori- tà fiscale accetti il trattamento fiscale incerto, riflette tale incertezza nella determinazione delle imposte sul reddito (correnti e/o differite) da rilevare in bilancio. In relazione alle differenze temporanee imponibili associate a par- tecipazioni in società controllate e collegate, nonché a interessenze in accordi a controllo congiunto, la relativa fiscalità differita passiva non viene rilevata nel caso in cui il partecipante sia in grado di con- trollare il rigiro delle differenze temporanee e sia probabile che esso non si verifichi nel futuro prevedibile. Le attività per imposte anticipate e le passività per imposte dif- ferite sono classificate tra le attività e le passività non correnti e sono compensate a livello di singola impresa se riferite a imposte compensabili. Il saldo della compensazione, se attivo, è iscritto alla voce “Atti- vità per imposte anticipate”; se passivo, alla voce “Passività per imposte differite”. Quando i risultati delle operazioni sono rilevati nel prospetto dell’utile complessivo o direttamente a patrimonio netto, le relative imposte correnti, anticipate e differite, sono an- ch’esse rilevate nel prospetto dell’utile complessivo o direttamen- te a patrimonio netto. STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: IMPOSTE SUL REDDITO La corretta determinazione delle imposte sul reddito nei diversi or- dinamenti in cui Eni opera richiede l’interpretazione delle normati- ve fiscali applicabili in ciascuna giurisdizione. Sebbene Eni intenda mantenere con le autorità fiscali dei Paesi in cui si svolge l’attività d’impresa rapporti improntati alla trasparenza, al dialogo e alla colla- borazione (ad es. rifiutando di attuare pianificazioni fiscali aggressi- ve e utilizzando, ove presenti, gli istituti previsti dai vari ordinamenti per mitigare il rischio di contenzioso fiscale), non si può escludere, con certezza, l’insorgenza di contestazioni con le autorità fiscali a seguito di interpretazioni non univoche delle normative fiscali. La composizione di una controversia fiscale, mediante un processo di negoziazione con le autorità fiscali o a seguito della definizione di un contenzioso, può richiedere diversi anni. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023270 ENI La stima dell’ammontare delle passività relative a trattamenti fiscali incerti è frutto di un processo complesso che comporta giudizi sog- gettivi da parte della Direzione Aziendale. Successivamente alla ri- levazione iniziale, tali passività sono periodicamente aggiornate per riflettere le variazioni delle stime effettuate, a seguito di modifiche di fatti e circostanze rilevanti. La necessità di effettuare valutazioni complesse ed esercitare un giudizio manageriale riguarda, in particolar modo, le attività connes- se con la verifica della recuperabilità delle imposte anticipate, affe- renti a differenze temporanee deducibili e perdite fiscali, che richiede di operare stime e valutazioni in merito all’ammontare di redditi im- ponibili futuri e al relativo timing di realizzazione. Attività destinate alla vendita e discontinued operation Le attività non correnti e le attività correnti e non correnti dei gruppi in dismissione sono classificate come destinate alla vendita se il re- lativo valore di iscrizione sarà recuperato principalmente attraverso la vendita anziché attraverso l’uso continuativo. Questa condizione si considera rispettata quando la vendita è altamente probabile e l’attività o il gruppo in dismissione è disponibile per una vendita im- mediata nelle sue attuali condizioni. In presenza di un programma di vendita di una controllata che comporta la perdita del controllo, tutte le attività e passività di tale partecipata sono classificate come destinate alla vendita, a prescindere dal fatto che, dopo la cessione, si mantenga o meno una quota di partecipazione non di controllo. Le attività non correnti destinate alla vendita, le attività correnti e non correnti afferenti a gruppi in dismissione e le passività direttamente associabili sono rilevate nello stato patrimoniale separatamente dal- le altre attività e passività dell’impresa. Immediatamente prima della classificazione come destinate alla vendita, le attività non correnti e/o le attività e le passività rientranti in un gruppo in dismissione sono valutate secondo i principi contabili ad esse applicabili. Successivamente, le attività non correnti destina- te alla vendita non sono oggetto di ammortamento e sono valutate al minore tra il valore di iscrizione e il relativo fair value, al netto dei costi di vendita. La classificazione di una partecipazione valutata secondo il me- todo del patrimonio netto, o di una quota di tale partecipazione, come attività destinata alla vendita, implica la sospensione dell’ap- plicazione di tale criterio di valutazione all’intera partecipazione o alla sola quota classificata come attività destinata alla vendita; pertanto, in queste fattispecie, la valutazione avviene al minore tra il valore di iscrizione, rappresentato dal valore derivante dall’appli- cazione del metodo del patrimonio netto alla data della riclassifi- ca, e il fair value al netto dei costi di vendita. Le eventuali quote di partecipazione non classificate come attività destinate alla vendita continuano ad essere valutate secondo il metodo del patrimonio netto fino alla conclusione del programma di vendita. L’eventuale differenza tra il valore di iscrizione delle attività non correnti e il fair value al netto dei costi di vendita è imputata a conto economico come svalutazione; le eventuali successive riprese di valore sono rilevate sino a concorrenza delle svalutazioni rilevate in preceden- za, ivi incluse quelle riconosciute anteriormente alla qualificazione dell’attività come destinata alla vendita. Le attività non correnti classificate come destinate alla vendita e i gruppi in dismissione costituiscono una discontinued operation se, alternativamente: (i) rappresentano un ramo autonomo di attività si- gnificativo o un’area geografica di attività significativa; (ii) fanno parte di un programma di dismissione di un significativo ramo autonomo di attività o un’area geografica di attività significativa; o (iii) sono una controllata acquisita esclusivamente al fine della sua vendita. I ri- sultati delle discontinued operation, nonché l’eventuale plusvalenza/ minusvalenza realizzata a seguito della dismissione, sono indicati distintamente nel conto economico in un’apposita voce, al netto dei relativi effetti fiscali; i valori economici delle discontinued operation sono indicati anche per gli esercizi posti a confronto. Quando si verificano eventi che non consentono più di classificare le attività non correnti o i gruppi in dismissione come destinati alla vendita, gli stessi sono riclassificati nelle rispettive voci di stato pa- trimoniale e rilevati al minore tra: (i) il valore di iscrizione alla data di classificazione come destinati alla vendita, rettificato degli ammor- tamenti, svalutazioni e riprese di valore che sarebbero stati rilevati qualora le attività o il gruppo in dismissione non fossero stati quali- ficati come destinati alla vendita; e (ii) il valore recuperabile alla data della riclassifica. Valutazioni al fair value Il fair value è il prezzo che si percepirebbe per la vendita di un’attività ovvero che si pagherebbe per il trasferimento di una passività in una regolare transazione tra operatori di mercato (ossia non in una liqui- dazione forzosa o in una vendita sottocosto) alla data di valutazione (cd. exit price). La determinazione del fair value è basata sulle condizioni di mercato esistenti alla data della valutazione e sulle assunzioni degli operato- ri di mercato (market-based). La valutazione del fair value suppone che l’attività o la passività sia scambiata nel mercato principale o, in assenza dello stesso, nel più vantaggioso a cui l’impresa ha accesso, indipendentemente dall’intenzione della società di vendere l’attività o di trasferire la passività oggetto di valutazione. La determinazione del fair value di un’attività non finanziaria è effet- tuata considerando la capacità degli operatori di mercato di generare benefici economici impiegando tale attività nel suo massimo e mi- gliore utilizzo, o vendendola ad un altro operatore di mercato che la impiegherebbe nel suo massimo e migliore utilizzo. La determinazione del massimo e migliore utilizzo dell’asset è ef- fettuata dal punto di vista degli operatori di mercato anche nell’ipo- tesi in cui l’impresa intenda effettuarne un utilizzo differente; si pre- sume che l’utilizzo corrente da parte della società di un’attività non finanziaria sia il massimo e migliore utilizzo della stessa, a meno 271ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE che il mercato o altri fattori non suggeriscano che un differente utilizzo da parte degli operatori di mercato sia in grado di massimiz- zarne il valore. La valutazione del fair value di una passività, sia finanziaria che non finanziaria, o di un proprio strumento di equity, in assenza di un prez- zo quotato, è effettuata considerando la valutazione della corrispon- dente attività posseduta da un operatore di mercato alla data della valutazione. Il fair value degli strumenti finanziari è determinato considerando il rischio di credito della controparte di un’attività finanziaria (cd. Credit Valuation Adjustment o CVA) e il rischio di inadempimento di una passività finanziaria da parte dell’entità stessa (cd. Debit Valuation Adjustment o DVA). In assenza di quotazioni di mercato disponibili, il fair value è determi- nato utilizzando tecniche di valutazione, adeguate alle circostanze, che massimizzino l’uso di input osservabili rilevanti, riducendo al mi- nimo l’utilizzo di input non osservabili. Le attività e passività valutate al fair value sono classificate secondo la gerarchia del fair value definita in funzione della significatività degli input utilizzati nel processo di valutazione. In particolare, a seconda delle caratteristiche degli input utilizzati per la valutazione, la gerar- chia del fair value prevede i seguenti livelli: a) Livello 1: prezzi quotati (e non oggetto di modifica) su mercati attivi per le stesse attività o passività; b) Livello 2: valutazioni effettuate sulla base di input, differenti dai prezzi quotati di cui al punto precedente, che, per le attività/pas- sività oggetto di valutazione, sono osservabili direttamente o indirettamente; c) Livello 3: input non basati su dati di mercato osservabili. STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: FAIR VALUE La determinazione del fair value, ancorché basata sulle migliori infor- mazioni disponibili e sull’adozione di adeguate metodologie e tecni- che di valutazione, risulta intrinsecamente caratterizzata da elementi di aleatorietà e dall’esercizio di un giudizio professionale e potrebbe determinare previsioni di valori differenti rispetto a quelli che si an- dranno effettivamente a realizzare. 2 Schemi di bilancio Le voci dello stato patrimoniale sono classificate in correnti e non correnti, quelle del conto economico sono classificate per natura. Gli schemi di stato patrimoniale e conto economico sono analoghi a quelli adottati nell’esercizio precedente. Il prospetto dell’utile (perdita) complessivo indica il risultato econo- mico integrato dei proventi e oneri che per espressa disposizione degli IFRS non sono rilevati a conto economico. Il prospetto delle variazioni nelle voci del patrimonio netto presenta l’utile (perdita) complessivo dell’esercizio, le operazioni con gli azio- nisti e le altre variazioni del patrimonio netto. Lo schema di rendiconto finanziario è predisposto secondo il “meto- do indiretto”, rettificando l’utile (perdita) dell’esercizio delle compo- nenti di natura non monetaria. 3 Modifiche dei criteri contabili Le modifiche ai principi contabili internazionali, nonché le disposizio- ni dell’IFRS 17 “Contratti assicurativi”, efficaci a partire dal 1° gennaio 2023 non hanno prodotto effetti significativi. Con il decreto legislativo n. 209/2023 del 19 dicembre 2023 è stata omologata la Direttiva UE 2022/2523 che ha introdotto i principi del modello Pillar Two previsto dall’OCSE che prevede un regime di tassazione minima a livello mondiale per i gruppi multinazionali stabilendo l’applicazione di una tassazione addizionale (cd. top-up tax) sui redditi afferenti a giurisdizioni caratterizzate da tassazio- ni inferiori al livello minimo stabilito. Nel corso dell’esercizio sono state effettuate le analisi, sulla base di dati consuntivi e ipotesi pro- spettiche, volte a verificare la possibile esposizione del Gruppo al pagamento di una top-up tax nelle giurisdizioni in cui opera; allo stato, non si prevedono impatti significativi derivanti dall’applica- zione delle disposizioni del nuovo regime fiscale, che saranno in vigore a partire dal 1° gennaio 2024\. Al riguardo, si segnala che Eni, ai fini della redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2023, ha applicato le modifiche allo IAS 12 “Riforma Fiscale Internazio- nale”, omologate con il regolamento n. 2023/2468, emesso dalla Commissione europea in data 8 novembre 2023\. Tali modifiche introducono, oltre a specifiche disclosure, un’eccezione tempora- nea alla rilevazione delle imposte anticipate e differite derivanti da normative fiscali, approvate o sostanzialmente approvate, che im- plementano i principi del modello Pillar Two pubblicato dall’OCSE. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023272 ENI 4 Principi contabili di recente emanazione PRINCIPI CONTABILI E INTERPRETAZIONI EMESSI DALLO IASB E OMOLOGATI DALLA COMMISSIONE EUROPEA Con il Regolamento n. 2023/2579 emesso dalla Commissione euro- pea in data 20 novembre 2023, sono state omologate le modifiche all’IFRS 16 “Passività del leasing in un’operazione di vendita e retrolo- cazione”, volte a chiarire la modalità di valutazione successiva delle passività per leasing a seguito di operazioni di sale and leaseback. Le modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2024. Con il regolamento n. 2023/2822 emesso dalla Commissione eu- ropea in data 19 dicembre 2023, sono state omologate le modifi- che allo IAS 1 “Classificazione delle passività come correnti o non correnti e Passività non correnti con clausole”, volte a fornire dei chiarimenti: (i) in materia di classificazione delle passività come correnti o non correnti; e (ii) in merito alla classificazione, come correnti o non correnti, delle passività con covenant. Le modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2024. PRINCIPI CONTABILI E INTERPRETAZIONI EMESSI DALLO IASB E NON ANCORA OMOLOGATI DALLA COMMISSIONE EUROPEA In data 25 maggio 2023, lo IASB ha emesso le modifiche allo IAS 7 e all’IFRS 7 “Supplier Finance Arrangements”, volte ad introdurre degli obblighi informativi sui supplier finance arrangement (ad es. accordi di reverse factoring) che consentono agli investitori di valutare l’effetto di tali accordi sulle passività, sui flussi di cassa e sull’esposizione al rischio di liquidità dell’impresa acquirente. Le modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2024. In data 15 agosto 2023, lo IASB ha emesso le modifiche allo IAS 21 “The Effects of Changes in Foreign Exchange Rates: Lack of Exchangeability” volte, sostanzialmente, a richiedere la stima di un tasso di cambio corrente nel caso in cui una valuta non sia converti- bile in un’altra. Le modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2025. Allo stato Eni sta analizzando i principi contabili sopra indicati e va- lutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio. 273ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 5 Business combination e altre transazioni significative Acquisizioni Nel 2023 Eni ha eseguito le acquisizioni rappresentate di seguito con un esborso di €1.432 milioni, assumendo passività finanziarie nette di €91 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €155 milioni. Linea di business Plenitude Il 30 gennaio 2023 è stata finalizzata l’acquisizione dell’impianto fo- tovoltaico di Kellam, da 81 MW, situato nel nord del Texas per il corri- spettivo di €37 milioni con l’acquisizione di passività finanziarie nette di €2 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €1 milione. L’allocazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata effettua- ta in via definitiva senza rilevazione di goodwill. Il 9 febbraio 2023 è stata finalizzata l’acquisizione della società spa- gnola Maristella Directorship SLU titolare di un progetto di energia solare della capacità di 90 MWp per il corrispettivo di €5 milioni allo- cati alla voce di bilancio “Immobilizzazioni in corso”. L’11 maggio 2023 è stata finalizzata l’acquisizione di due società spagnole (Wind Hero SLU e Wind Grower SLU) titolari ciascuna di un progetto di energia solare della capacità di 50 MW per il corrispettivo di €8 milioni, di cui €4 milioni versati in acconto nel 2022. Il 21 giugno 2023 è stata finalizzata l’acquisizione di due società spa- gnole (HLS Bonete PV SLU e HLS Bonete Topco SLU) che possiedo- no due asset fotovoltaici operativi della capacità complessiva di 96 MWp per il corrispettivo di €118 milioni con l’acquisizione di dispo- nibilità liquide ed equivalenti di €22 milioni. L’allocazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata effettuata su basi provvisorie con rilevazione di un goodwill di €6 milioni. Il 5 ottobre 2023 è stata finalizzata l’acquisizione di tre società spa- gnole (Boceto Solar SLU, Cornisa Solar SLU e Ladronera Solar SLU), titolari di progetti di energia solare per una capacità complessiva di circa 150 MW, prossimi all’avvio della costruzione. Il corrispettivo dell’operazione è stato di €25 milioni, al netto di €4 milioni di acconti versati nel 2021. Il 23 ottobre 2023 è stata finalizzata l’acquisizione della società spagnola Renopool 1 SLU con una pipeline di progetti di energia so- lare della capacità complessiva di 330 MW già in status di “Ready to Build”. Il corrispettivo dell’operazione è stato di €100 milioni, con l’acquisizione di passività finanziarie nette di €20 milioni, di cui dispo- nibilità liquide ed equivalenti di €6 milioni. Il 13 dicembre 2023 è stata finalizzata l’acquisizione della società spagnola Armadura Solar SLU, titolare di un progetto di energia sola- re della capacità di 250 MW. Il corrispettivo dell’operazione è stato di €24 milioni, al netto di €19 milioni di acconti versati prima del closing dell’operazione. Il 13 dicembre 2023 è stata finalizzata l’acquisizione di cinque so- cietà spagnole (Almazara Solar SLU, Atlante Solar SLU, Chapitel So- lar SLU, Fortaleza Solar SLU e Garita Solar SLU), titolari di progetti di energia solare della complessiva di 230 MW. Il corrispettivo dell’ope- razione è stato di €26 milioni, al netto di €21 milioni di acconti versati prima del closing dell’operazione. Si segnala inoltre l’accordo firmato il 30 dicembre 2023 da Plenitude, attraverso la sua controllata Eni New Energy US Inc, con la società le- ader globale nel settore dell’energia EDP Renováveis, SA (“EDPR”) per l’acquisizione dell’80% di tre impianti fotovoltaici già operativi situati negli Stati Uniti. Al riguardo, i parchi Cattlemen (Texas), Timber Road Blue Harvest (Ohio), hanno una capacità complessiva installata di 0,38 GW in quota Plenitude. Altre acquisizioni minori e conguaglio prezzi su acquisizioni 2022 per un corrispettivo totale di €21 milioni. Settore Exploration & Production Il 28 febbraio 2023 è stata finalizzata l’acquisizione delle attività di bp in Algeria riguardanti gli asset di “In Amenas” (Eni In Amenas Ltd) e “In Salah” (Eni In Salah Ltd), operati congiuntamente con Sonatrach ed Equinor per il corrispettivo di €476 milioni. L’allocazione del prez- zo delle attività nette acquisite è stata effettuata in via definitiva e senza rilevazione di goodwill, attribuendo il corrispettivo allocato alle attività materiali a titoli minerari unproved per €40 milioni e proved per €508 milioni. Il 2 ottobre 2023 è stata finalizzata l’acquisizione da Chevron delle partecipazioni (inclusa l’operatorship) nei blocchi Ganal PSC (62%), Rapak PSC (62%) e Makassar Straits PSC (72%), nel bacino di Ku- tei, East Kalimantan, nell’offshore dell’Indonesia (Ganal e Rapak già partecipati da Eni con il 20%). Il corrispettivo dell’operazione è stato di €188 milioni, con l’acquisizione di attività finanziarie nette di €120 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €122 milioni. L’al- locazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata effettuata in via definitiva e senza rilevazione di goodwill, attribuendo il corrispet- tivo allocato alle attività materiali a titoli minerari unproved per €91 milioni e proved per €13 milioni. Linea di business Chimica Il 18 ottobre 2023 è stata finalizzata l’acquisizione del controllo di Novamont acquistando la rimanente quota del 64% del capitale so- ciale, con il restante 36% già in mano Versalis SpA. La società è attiva nella produzione di resine e biomaterie plastiche biodegradabili otte- nute da feedstock rinnovabili. Il corrispettivo dell’acquisto del 64% è stato di €404 milioni, con l’acquisizione di passività finanziarie nette di €207 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €4 milioni. L’allocazione del prezzo di acquisto (€404 milioni) e del fair value del- la quota già posseduta (€227 milioni) delle attività nette acquisite è stata effettuata su base provvisoria e con rilevazione di un goodwill di €19 milioni. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023274 ENI I valori patrimoniali, alla data di acquisizione, delle business combination e altre transazioni significative del 2023, riepilo- gate per settore-linea di business, sono riportati nella seguente tabella: | Linea di business | Settore Exploration | Linea di business | ---|---|---|---|--- (€ milioni) | Plenitude | & Production | Chimica | Totale Disponibilità liquide ed equivalenti | 29 | 122 | 4 | 155 Altre attività | 5 | 208 | 195 | 408 Totale attività correnti | 34 | 330 | 199 | 563 Immobili, impianti e macchinari | 168 | 652 | 255 | 1.075 Goodwill | 6 | | 19 | 25 Attività per imposte anticipate | 3 | | 33 | 36 Altre attività | 259 | 91 | 524 | 874 Totale attività non correnti | 436 | 743 | 831 | 2.010 TOTALE ATTIVITÀ | 470 | 1.073 | 1.030 | 2.573 Passività finanziarie | 1 | | 103 | 104 Altre passività | 9 | 125 | 184 | 318 Totale passività correnti | 10 | 125 | 287 | 422 Passività finanziarie | 32 | 2 | 108 | 142 Fondi per rischi e oneri | 2 | 86 | | 88 Passività per imposte differite | 13 | 195 | | 208 Altre passività | 3 | 1 | 4 | 8 Totale passività non correnti | 50 | 284 | 112 | 446 TOTALE PASSIVITÀ | 60 | 409 | 399 | 868 Totale patrimonio netto di Eni | 408 | 664 | 631 | 1.703 Interessenze di terzi | 2 | | | 2 TOTALE PATRIMONIO NETTO | 410 | 664 | 631 | 1.705 TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO | 470 | 1.073 | 1.030 | 2.573 L’allocazione provvisoria dei corrispettivi delle acquisizioni è dovuta alla mancanza di sufficienti elementi informativi alla data di bilancio per la stima dei fair value delle attività e passività acquisite. Con riferimento agli effetti delle allocazioni definitive dei prezzi af- ferenti alle operazioni di business combination del 2022 si rinvia a quanto indicato nella nota n. 27 ‐ Altre informazioni. Disinvestimenti Nel 2023 Eni ha eseguito alcune dismissioni con incasso di €420 mi- lioni e acquisizione di partecipazioni in joint venture di €580 milioni, cedendo disponibilità finanziarie nette di €180 milioni, di cui disponi- bilità liquide ed equivalenti di €25 milioni. Il 10 gennaio 2023 è stata finalizzata la cessione a Snam SpA del 49,9% della società Eni Corridor Srl (ora SeaCorridor Srl) che pos- siede (direttamente e indirettamente) le partecipazioni nelle società che gestiscono i due gruppi di gasdotti internazionali che collegano l’Algeria all’Italia, in particolare i gasdotti onshore che si estendono dal confine tra Algeria e Tunisia fino alla costa tunisina (cd. gasdot- to TTPC) e i gasdotti offshore che collegano la costa tunisina all’I- talia (cd. gasdotto TMPC), classificate come destinate alla vendita nel bilancio 2022. Questa operazione ha portato alla creazione della joint venture SeaCorridor Srl e la conseguente esclusione dall’area di consolidamento di attività e passività nette per €331 milioni, di cui disponibilità finanziarie nette di €172 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti per €25 milioni, la rilevazione della partecipa- zione in SeaCorridor Srl (quota Eni 50,1%) per €580 milioni, di una plusvalenza realizzata dalla cessione a Snam del 49,9% del capita- le della SeaCorridor Srl di €420 milioni che comprende il realizzo di differenze attive di cambio da conversione per €7 milioni. Inoltre, è stata realizzata plusvalenza da valutazione al fair value della quota restante del 50,1% del capitale della SeaCorridor Srl per €414 milioni. Il 19 settembre 2023 è stata finalizzata la cessione delle attività esplorative in Gabon classificate come destinate alla vendita nel bi- lancio 2022\. L’operazione ha comportato la cessione di Eni Gabon SA e la conseguente esclusione dall’area di consolidamento di attività finanziarie nette di €8 milioni e il realizzo a conto economico di una plusvalenza di €7 milioni. 275ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 6 Disponibilità liquide ed equivalenti Le disponibilità liquide ed equivalenti di €10.193 milioni (€10.155 milioni al 31 dicembre 2022) comprendono attività finanziarie esi- gibili all’origine entro 3 mesi per €6.462 milioni (€6.804 milioni al 31 dicembre 2022) riguardanti essenzialmente depositi presso istituti finanziari con vincolo di preavviso superiore alle 48 ore. Le expected credit loss su depositi presso banche e istituti finanziari valutati al costo ammortizzato non sono significative. Le disponibilità liquide ed equivalenti sono costituite essenzialmente da depositi in dollari USA (€7.328 milioni) e in euro (€1.945 milioni) e rappresentano l’impiego sul mercato della liquidità posseduta a vista per le esigenze finanziarie del Gruppo. L’ammontare di restricted cash è di €205 milioni (€97 milioni al 31 dicembre 2022) in relazione a misure di pignoramento da parte di terzi e di vincoli relativi al pagamento di debiti. La scadenza media delle attività finanziarie esigibili all’origine entro 3 mesi è di 12 giorni con un tasso di interesse effettivo del 5,48% per i depositi in dollari USA (€5.275 milioni) e di 55 giorni con un tasso di interesse effettivo dello 3,87% per i depositi in euro (€598 milioni). 7 Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (€ milioni) | 31.12.2023 | 31.12.2022 ---|---|--- Attività finanziarie destinate al trading | | Titoli emessi da Stati Sovrani | 1.250 | 1.244 Altri titoli | 5.196 | 5.243 | 6.446 | 6.487 Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | | Altri titoli | 336 | 1.764 | 6.782 | 8.251 Le attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto econo- mico costituiscono una riserva di liquidità strategica avente l’obietti- vo di assicurare al Gruppo la necessaria flessibilità finanziaria in par- ticolari situazioni di mercato, per far fronte a fabbisogni imprevisti e per garantire adeguata elasticità ai programmi di sviluppo. L’attività di gestione di tale liquidità punta all’ottimizzazione del rendimento, nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, con il vincolo di tutela del capitale e disponibilità immediata dei fondi. Le attività finanziarie destinate al trading comprendono operazioni di prestito titoli per €1.288 milioni (€1.090 milioni al 31 dicembre 2022). I valori patrimoniali, alla data delle singole cessioni e/o business combination effettuate nel 2023, sono riportati nella seguente tabella: | Eni Corridor Srl (ora | Attività esplorative | ---|---|---|--- (€ milioni) | SeaCorridor Srl) | in Gabon | Totale Disponibilità liquide ed equivalenti | 25 | | 25 Attività finanziarie correnti | 147 | 8 | 155 Altre attività | 130 | | 130 Totale attività correnti | 302 | 8 | 310 Immobili, impianti e macchinari | 8 | | 8 Attività per imposte anticipate | 8 | | 8 Altre attività | 137 | | 137 Totale attività non correnti | 153 | | 153 TOTALE ATTIVITÀ | 455 | 8 | 463 Altre passività | 112 | | 112 Totale passività correnti | 112 | | 112 Altre passività | 12 | | 12 Totale passività non correnti | 12 | | 12 TOTALE PASSIVITÀ | 124 | | 124 Totale patrimonio netto di Eni | 331 | 8 | 339 TOTALE PATRIMONIO NETTO | 331 | 8 | 339 TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO | 455 | 8 | 463 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023276 ENI L’analisi per valuta è la seguente: (€ milioni) | 31.12.2023 | 31.12.2022 ---|---|--- Attività finanziarie destinate al trading | | Euro | 3.766 | 3.599 Dollaro USA | 2.680 | 2.885 Altre valute | | 3 | 6.446 | 6.487 Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | | Euro | 200 | 1.201 Dollaro USA | 136 | 563 | 336 | 1.764 | 6.782 | 8.251 Di seguito l’analisi per emittente e la relativa classe di merito creditizio: | | | Valore | Nominale | Fair Value | Classe di rating Moody's | Classe di rating S&P ---|---|---|---|---|---|---|--- | | | (€ milioni) | (€ milioni) Titoli emessi da Stati Sovrani | | | | | | | Tasso fisso | | | | | | | Italia | | | | 178 | 180 | Baa3 | BBB Stati Uniti d'America | | | | 603 | 536 | Aaa | AA+ Spagna | | | | 166 | 170 | Baa1 | A Canada | | | | 65 | 59 | Aaa | AAA Francia | | | | 58 | 58 | Aa2 | AA Altri (a) | | | | 96 | 89 | da Aaa a A3 | da AAA a A | | | | 1.166 | 1.092 | | Tasso variabile | | | | | | | Italia | | | | 155 | 158 | Baa3 | BBB | | | | 155 | 158 | | Totale titoli emessi da Stati Sovrani | | | | 1.321 | 1.250 | | Altri titoli | | | | | | | Tasso fisso | | | | | | | Titoli quotati emessi da imprese industriali | | | | 1.995 | 1.885 | da Aaa a Baa2 | da AAA a BBB Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi | | | | 819 | 788 | da Aaa a Baa3 | da AAA a BBB- Altri titoli | | | | 1.023 | 1.007 | da Aaa a Baa3 | da AAA a BBB- | | | | 3.837 | 3.680 | | Tasso variabile | | | | | | | Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi | | | | 629 | 616 | da Aaa a Baa2 | da AAA a BBB- Titoli quotati emessi da imprese industriali | | | | 469 | 452 | da Aa2 a Baa3 | da AA a BBB- Altri titoli | | | | 476 | 448 | da Aaa a Baa2 | da AAA a BBB | | | | 1.574 | 1.516 | | Totale Altri titoli | | | | 5.411 | 5.196 | | Totale Attività finanziarie destinate al trading | | | | 6.732 | 6.446 | | Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti | a conto | economico | | 350 | 336 | | da AAAm a BBB | | | | 7.082 | 6.782 | | (a) Di importo unitario inferiore a €50 milioni. Le altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto eco- nomico sono rappresentate da investimenti in Money Market Fund. Per le Attività finanziarie destinate al trading la gerarchia del fair va- lue è di livello 1 per €5.106 milioni e di livello 2 per €1.340 milioni; per le Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico la gerarchia del fair value è di livello 2 per l’intero am- montare. Nel corso dell’esercizio 2023 non vi sono stati trasferimenti significativi tra i diversi livelli della gerarchia del fair value. 277ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 8 Crediti commerciali e altri crediti (€ milioni) | 31.12.2023 | 31.12.2022 ---|---|--- Crediti commerciali | 13.184 | 16.556 Crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione | 1.365 | 1.645 Crediti per attività di disinvestimento | 200 | 301 Crediti verso altri | 1.802 | 2.338 Totale al netto del fondo svalutazione | 16.551 | 20.840 I crediti commerciali sono generalmente infruttiferi e prevedono ter- mini di pagamento entro 180 giorni. Il decremento dei crediti commerciali di €3.372 milioni è riferito ai settori Global Gas & LNG Portfolio per €3.889 milioni, Plenitude & Power per €267 milioni e, in aumento, Exploration & Production per €620 milioni e Enilive, Refining e Chimica per €103 milioni. Il decre- mento relativo ai settori Global Gas & LNG Portfolio e Plenitude & Power risente della diminuzione dei prezzi delle commodity energeti- che che hanno fatto diminuire il valore nominale dei crediti. Al 31 dicembre 2023 sono state poste in essere operazioni di cessio- ne pro-soluto di crediti essenzialmente commerciali con scadenza 2024 dal valore nominale di €1.745 milioni (€2.212 milioni nell’eser- cizio 2022 con scadenza 2023). Le cessioni 2023 hanno riguardato crediti relativi al settore Enilive, Refining e Chimica per €1.291 milioni, al settore Global Gas & LNG Portfolio per €297 milioni e al settore Plenitude & Power per €157 milioni. La maggiore esposizione per crediti alla data di bilancio relativi a forniture di idrocarburi riguarda le società petrolifere di stato dell’E- gitto verso le quali sono presenti crediti commerciali netti pari a €1.156 milioni in parte scaduti. Tali importi sono relativi prevalente- mente ad una quota parte delle forniture di gas naturale derivanti dal- le produzioni equity Eni. L’aumento della esposizione ha avuto un’ac- celerazione nella seconda metà dell’esercizio in relazione al rapido deterioramento del quadro economico e finanziario del Paese, acuito dalla crisi del Medio Oriente, che ha determinato la contrazione del- le riserve valutarie e conseguentemente un parziale rallentamento dei pagamenti alle società petrolifere operanti nel Paese. Sulla base degli impegni presi dalle autorità del Paese per regolarizzare l’espo- sizione debitoria verso Eni è stata stimata una perdita attesa che considera le previsioni temporali d’incasso. Al 31 dicembre 2023 è outstanding un credito commerciale scadu- to per forniture di gas naturale al cliente Acciaierie d’Italia (ex ILVA) dell’ammontare di €75 milioni (€373 milioni al 31 dicembre 2022). Il credito è assistito da parent company guarantee rilasciate dagli azionisti che coprono l’intero ammontare. L’esposizione per crediti vantati nei confronti dei joint operator in Nigeria nell’ambito di iniziative petrolifere operate da Eni si è modi- ficata per effetto dell’operazione di dismissione in corso della con- trollata nigeriana NAOC, le cui attività, comprendenti crediti netti scaduti verso la controparte della trattativa pari a €236 milioni al 31 dicembre 2023, sono state riclassificate ad attività destinate alla vendita (nota n. 25 - Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili). Inoltre, sono stati riclassificati ad atti- vità destinate alla vendita crediti netti scaduti verso la società di Stato NNPC di €472 milioni alla data di bilancio (€475 milioni al 31 dicembre 2022); tale ammontare riguarda per circa l’85% i crediti netti maturati per cash call non pagate, per i quali è stata stimata una perdita attesa che considera i tempi medi di rientro degli sca- duti delle società di Stato, mentre la restante parte si riferisce a crediti pregressi, il cui incasso è avvenuto attraverso un piano di rientro che ha riconosciuto ad Eni l’attribuzione della quota di pro- duzione di spettanza della società di Stato in iniziative di sviluppo “rig-less” a ridotto rischio minerario. Il piano è previsto esaurirsi entro il 2024. Il credito residuo a fine esercizio è stato attualizzato al WACC paese. I crediti verso altri comprendono: (i) per €600 milioni (€566 milioni al 31 dicembre 2022) il valore recuperabile di crediti scaduti nei confronti della società di Stato del Venezuela PDVSA per le forni- ture di gas prodotto dalla joint venture Cardón IV, partecipata pa- riteticamente da Eni e Repsol, ceduti dalla venture ai soci. I crediti sono esposti al netto di un fondo svalutazione calcolato con un tasso di expected credit loss ritenuto idoneo a scontare il rischio della controparte di Stato e la dilazione dei tempi d’incasso dei fatturati di gas naturale. A fronte del benestare delle Autorità USA nell’ambito del quadro sanzionatorio nei confronti del Venezuela, anche nel 2023 sono state effettuate operazioni di compensa- zione del credito mediante ritiri di olio di PDVSA per 5,6 milioni di barili, per effetto dei quali è stato limitato l’incremento dello scaduto; (ii) per €358 milioni (€278 milioni al 31 dicembre 2022) gli acconti per servizi e verso fornitori; (iii) per €231 milioni (€239 milioni al 31 dicembre 2022) gli importi da ricevere da clienti a seguito dell’attivazione della clausola take-or-pay dei contratti di somministrazione long-term di gas naturale; (iv) i crediti verso di- stributori di gas e di energia elettrica derivanti principalmente dal cosiddetto “bonus sociale” di €309 milioni al 31 dicembre 2022 si sono azzerati a seguito del venir meno della riduzione degli oneri di sistema; (v) per €6 milioni (€193 milioni al 31 dicembre 2022) i crediti verso società di factoring. I crediti commerciali e altri crediti sono denominati in euro e in dollari USA rispettivamente per €9.915 milioni e €6.041 milioni. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023278 ENI L’esposizione al rischio di credito e le perdite attese relative a crediti commerciali e altri crediti sono state elaborate sulla base di rating interni come segue: | Crediti in bonis | | | ---|---|---|---|--- | Rischio | Rischio | Rischio | Crediti | Clienti | (€ milioni) | basso | medio | alto | in default | Plenitude | Totale 31.12.2023 | | | | | | Clienti business | 3.577 | 5.303 | 331 | 909 | | 10.120 National Oil Company e Pubbliche Amministrazioni | 215 | 634 | 168 | 2.438 | | 3.455 Altre controparti | 1.103 | 616 | 10 | 590 | 2.995 | 5.314 Valore lordo | 4.895 | 6.553 | 509 | 3.937 | 2.995 | 18.889 Fondo svalutazione | (19) | (72) | (23) | (1.668) | (556) | (2.338) Valore netto | 4.876 | 6.481 | 486 | 2.269 | 2.439 | 16.551 Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte) | 0,4 | 1,1 | 4,5 | 42,4 | 18,6 | 12,4 31.12.2022 | | | | | | Clienti business | 4.815 | 7.970 | 378 | 1.583 | | 14.746 National Oil Company e Pubbliche Amministrazioni | 215 | 852 | | 2.248 | | 3.315 Altre controparti | 1.673 | 725 | 13 | 122 | 3.200 | 5.733 Valore lordo | 6.703 | 9.547 | 391 | 3.953 | 3.200 | 23.794 Fondo svalutazione | (23) | (169) | (15) | (2.176) | (571) | (2.954) Valore netto | 6.680 | 9.378 | 376 | 1.777 | 2.629 | 20.840 Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte) | 0,4 | 1,8 | 3,8 | 55,0 | 17,8 | 12,4 Maggiori informazioni sulla classificazione delle esposizioni cre- ditizie sono indicate nella nota n. 1 - Principi contabili, stime con- tabili e giudizi significativi. Le valutazioni di recuperabilità dei crediti commerciali per la forni- tura di idrocarburi, prodotti ed energia elettrica alla clientela retail, business e national oil companies e per chiamate fondi nei con- fronti dei joint operator della Exploration & Production (national oil companies, operatori locali privati o international oil compa- nies) sono riviste periodicamente per riflettere l’andamento dello scenario e i trend correnti di business, nonché eventuali maggiori rischi controparte. 279ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE L’esposizione al rischio di credito e le perdite attese relative alla clientela di Plenitude sono state stimate sulla base di una provision matrix come segue: | | | Scaduti | | ---|---|---|---|---|--- (€ milioni) | Non scaduti | da 0 a 3 mesi | da 3 a 6 mesi | da 6 a 12 mesi | oltre 12 mesi | Totale 31.12.2023 | | | | | | Clienti Plenitude: | | | | | | \- Retail | 1.477 | 107 | 45 | 93 | 207 | 1.929 \- Middle | 716 | 39 | 7 | 11 | 134 | 907 \- Altri | 149 | 4 | 1 | 4 | 1 | 159 Valore lordo | 2.342 | 150 | 53 | 108 | 342 | 2.995 Fondo svalutazione | (72) | (40) | (38) | (76) | (330) | (556) Valore netto | 2.270 | 110 | 15 | 32 | 12 | 2.439 Expected loss (%) | 3,1 | 26,7 | 71,7 | 70,4 | 96,5 | 18,6 31.12.2022 | | | | | | Clienti Plenitude: | | | | | | \- Retail | 1.508 | 74 | 35 | 63 | 203 | 1.883 \- Middle | 657 | 33 | 11 | 7 | 162 | 870 \- Altri | 436 | 1 | 5 | 4 | 1 | 447 Valore lordo | 2.601 | 108 | 51 | 74 | 366 | 3.200 Fondo svalutazione | (83) | (31) | (31) | (66) | (360) | (571) Valore netto | 2.518 | 77 | 20 | 8 | 6 | 2.629 Expected loss (%) | 3,2 | 28,7 | 60,8 | 89,2 | 98,4 | 17,8 Il fondo svalutazione crediti commerciali e altri crediti si analizza come segue: (€ milioni) | 2023 | 2022 ---|---|--- Fondo svalutazione iniziale | 2.954 | 3.313 Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in bonis | 160 | 166 Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in default | 342 | 253 Rilasci su crediti commerciali e altri crediti in bonis | (140) | (37) Rilasci su crediti commerciali e altri crediti in default | (485) | (758) Altre variazioni | (493) | 17 Fondo svalutazione finale | 2.338 | 2.954 Il fondo svalutazione è stato stanziato tenendo conto di fattori di mitigazione del rischio controparte di €3.493 milioni (€5.744 milioni al 31 dicembre 2022), che includono depositi, polizze assicurative, fidejussioni e garanzie bancarie. Gli accantonamenti a fronte di perdite attese relative a crediti com- merciali e altri crediti in bonis sono riferiti: (i) alla linea di business Plenitude per €78 milioni (€61 milioni nel 2022) e riguardano princi- palmente la clientela retail; (ii) al settore Global Gas & LNG Portfo- lio per €23 milioni (€70 milioni nel 2022) e riguardano la clientela business. Gli accantonamenti a fronte di perdite attese relative a crediti com- merciali e altri crediti in default sono riferiti: (i) al settore Exploration & Production per €238 milioni (€122 milioni nel 2022) e riguardano principalmente i crediti per le forniture d’idrocarburi a società di Stato e chiamate fondi nei confronti dei joint operator in progetti petroliferi operati da Eni; (ii) alla linea di business Plenitude per €90 milioni (€99 milioni nel 2022). I rilasci del fondo svalutazione crediti commerciali e altri crediti in bonis e in default per complessivi €625 milioni sono riferiti: (i) al set- tore Global Gas & LNG Portfolio per €160 milioni sostanzialmente a seguito della riduzione delle esposizioni creditizie per le mutate condizioni di mercato; (ii) alla linea di business Plenitude per €182 milioni, principalmente per utilizzo a fronte oneri per €126 milioni; (iii) al settore Exploration & Production per €90 milioni, di cui per €59 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023280 ENI Scaduti (€ milioni) Non scaduti da 0 a 3 mesi da 3 a 6 mesi da 6 a 12 mesi oltre 12 mesi Totale 31.12.2023 Clienti Plenitude: \- Retail 1.477 107 45 93 207 1.929 \- Middle 716 39 7 11 134 907 \- Altri 149 4 1 4 1 159 Valore lordo 2.342 150 53 108 342 2.995 Fondo svalutazione (72) (40) (39) (76) (329) (556) Valore netto 2.270 110 14 32 13 2.439 Expected loss (%) 3,1 26,7 73,6 70,4 96,2 18,6 31.12.2022 Clienti Plenitude: \- Retail 1.508 74 35 63 203 1.883 \- Middle 657 33 11 7 162 870 \- Altri 436 1 5 4 1 447 Valore lordo 2.601 108 51 74 366 3.200 Fondo svalutazione (83) (31) (31) (66) (360) (571) Valore netto 2.518 77 20 8 6 2.629 Expected loss (%) 3,2 28,7 60,8 89,2 98,4 17,8 milioni rilasci per esubero del fondo svalutazione crediti verso la so- cietà di Stato del Venezuela PDVSA a fronte delle operazioni di com- pensazione del credito effettuate nel corso dell’esercizio. Le altre variazioni comprendono €662 milioni relativi al fondo svalu- tazione crediti della controllata NAOC le cui attività nette sono desti- nate alla vendita. Le riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue: (€ milioni) | | | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|---|---|--- Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti: | | | | | Accantonamenti al fondo svalutazione | | | (502) | (419) | (550) Perdite nette su crediti | | | (98) | (81) | (66) Rilasci per esubero | | | 351 | 547 | 337 | | | (249) | 47 | (279) I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate. 9 Rimanenze e rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo Le rimanenze correnti si analizzano come segue: (€ milioni) | | | 31.12.2023 | 31.12.2022 ---|---|---|---|--- Materie prime, sussidiarie e di consumo | | | 1.292 | 1.228 Materiali per attività di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture | | | 1.628 | 1.515 Prodotti semilavorati, finiti e merci | | | 3.260 | 4.962 Altre | | | 6 | 4 Totale rimanenze correnti | | | 6.186 | 7.709 Le rimanenze di materie prime sussidiarie e di consumo riguardano le cariche petrolifere e altri materiali di consumo nelle attività di raf- finazione e chimica. I materiali per attività di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture sono riferite al settore Exploration & Production per €1.490 milioni (€1.387 milioni al 31 dicembre 2022). I prodotti semilavorati, finiti e merci riguardano le scorte di gas na- turale e prodotti petroliferi per €2.376 milioni (€3.818 milioni al 31 dicembre 2022) e prodotti chimici per €666 milioni (€790 milioni al 31 dicembre 2022). Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di €583 milioni (€672 milioni al 31 dicembre 2022). Le rimanenze immobilizzate \- scorte d’obbligo di €1.576 milioni (€1.786 milioni al 31 dicembre 2022) sono possedute da società italiane per €1.555 milioni (€1.764 milioni al 31 dicembre 2022) e riguardano le quantità minime di greggio e prodotti petroliferi che le società sono obbligate a detenere sulla base di norme di legge. Il decremento delle rimanenze e delle rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo è dovuto essenzialmente alla flessione dei prezzi del petrolio e dei prodotti petroliferi. 281ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 11 Altre attività e passività | | 31.12.2023 | | | 31.12.2022 | ---|---|---|---|---|---|--- | Attività | Passività | Attività | Passività | | Non | | Non | | Non | | Non (€ milioni) | Correnti | correnti | Correnti | correnti | Correnti | correnti | Correnti | correnti Fair value su strumenti finanziari derivati | 3.323 | 46 | 2.414 | 153 | 11.076 | 129 | 9.042 | 286 Passività da contratti con la clientela | | | 437 | 691 | | | 1.145 | 706 Attività e passività relative ad altre imposte | 915 | 137 | 1.811 | 16 | 807 | 157 | 1.463 | 34 Altre | 1.399 | 3.210 | 917 | 3.236 | 938 | 1.950 | 823 | 2.208 | 5.637 | 3.393 | 5.579 | 4.096 | 12.821 | 2.236 | 12.473 | 3.234 Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota n. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting. Le attività relative ad altre imposte comprendono crediti Iva per €755 milioni, di cui €637 correnti determinati dal versamento in acconto effettuato nel mese di dicembre (€569 milioni al 31 dicembre 2022, di cui €432 milioni correnti). Le altre attività comprendono: (i) i crediti acquistati relativi a detrazio- ni fiscali, bonus, efficientamento energetico e simili per €812 milioni correnti (€366 milioni al 31 dicembre 2022) e €2.247 milioni non cor- renti (€903 milioni al 31 dicembre 2022); (ii) il costo d’iscrizione del gas prepagato per effetto della clausola take-or-pay dei contratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di ritirare ol- tre i 12 mesi per €307 milioni (€357 milioni oltre i 12 mesi e €41 milio- ni entro i 12 mesi al 31 dicembre 2022); (iii) le posizioni di underlifting correnti del settore Exploration & Production di €295 milioni (€239 milioni al 31 dicembre 2022); (iv) crediti non correnti per attività di disinvestimento per €205 milioni (€23 milioni al 31 dicembre 2022). Le passività da contratti con la clientela comprendono: (i) gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Società Oleodotti Meridionali SpA per il potenziamento delle infrastrutture di trasporto del greggio dai gia- cimenti in Val d’Agri alla raffineria di Taranto per €469 milioni (€430 milioni al 31 dicembre 2022); (ii) buoni carburanti elettronici prepagati per €292 milioni (€338 milioni al 31 dicembre 2022); (iii) gli anticipi incassati dal cliente Engie SA (ex Suez) a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica per €275 milioni (€333 milioni al 31 dicembre 2022), di cui correnti per €56 milioni (€58 milioni al 31 di- cembre 2022); (iv) acconti e anticipi ricevuti da clienti a fronte di future forniture di gas per €10 milioni (€538 milioni al 31 dicembre 2022). I ricavi rilevati nell’esercizio a fronte di passività da contratti con la clien- tela in essere al 31 dicembre 2023 sono indicati alla nota n. 29 - Ricavi. Le passività relative ad altre imposte correnti riguardano accise e impo- ste di consumo per €1.034 milioni (€613 milioni al 31 dicembre 2022) e passività per Iva per €326 milioni (€332 milioni al 31 dicembre 2022). Le altre passività comprendono: (i) debiti non correnti verso le società di factoring connessi alla cessione del credito d’imposta maturato in base ai provvedimenti Ecobonus e Superbonus per €2.040 milioni (€758 milioni al 31 dicembre 2022); (ii) il valore del gas prepagato dai clienti per effetto dell’attivazione della clausola di take-or-pay previ- sta dai relativi contratti di fornitura di lungo termine per €391 milioni (€443 milioni al 31 dicembre 2022) i cui volumi sottostanti si prevede siano ritirati entro i prossimi 12 mesi per €131 milioni (€85 milioni al 31 dicembre 2022); (iii) passività per ricavi e proventi anticipati per €343 milioni, di cui correnti per €134 milioni (€104 milioni al 31 dicembre 2022); (iv) passività per posizioni di overlifting del settore Exploration & Production per €312 milioni (€479 milioni al 31 dicem- bre 2022); (v) depositi cauzionali per €286 milioni (€305 milioni al 31 dicembre 2022), di cui ricevuti da clienti retail per la fornitura di gas ed energia elettrica per €213 milioni (€222 milioni al 31 dicembre 2022); (vi) passività per attività d’investimento per €101 milioni (€83 milioni al 31 dicembre 2022). I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate. 10 Attività e passività per imposte sul reddito | | | 31.12.2023 | | | 31.12.2022 | ---|---|---|---|---|---|---|--- | | Attività | Passività | Attività | Passività | | | Non | | Non | | Non | | Non (€ milioni) | | Correnti | correnti | Correnti | correnti | Correnti | correnti | Correnti | correnti Imposte sul reddito | | 460 | 142 | 1.685 | 38 | 317 | 114 | 2.108 | 253 Le imposte sul reddito sono analizzate alla nota n. 33 - Imposte sul reddito. Le passività per imposte sul reddito correnti comprendono la quota una tantum di €455 milioni relativa al Contributo di Solida- rietà 2023, approvato con la legge di bilancio 2023, il cui pagamento è stato differito al 2024 per effetto di provvedimenti normativi. Le passività per imposte sul reddito non correnti includono gli oneri di probabile sostenimento per contenziosi e contestazioni pendenti con le Autorità fiscali in relazione alle incertezze applicative delle nor- me in vigore relativi alle consociate estere del settore Exploration & Production per €33 milioni (€206 milioni al 31 dicembre 2022). RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023282 ENI 12 Immobili, impianti e macchinari (€ milioni) | Terreni e fabbricati | Pozzi, impianti e macchinari E&P | Altre attività materiali | Attività esplorativa e di appraisal E&P | Immobilizzazioni in corso E&P | Altre immobilizzazioni in corso e acconti | Totale ---|---|---|---|---|---|---|--- 2023 | | | | | | | Valore iniziale netto | 1.088 | 40.492 | 4.280 | 1.345 | 7.494 | 1.633 | 56.332 Investimenti | 22 | | 407 | 764 | 6.294 | 1.252 | 8.739 Capitalizzazione ammortamenti | | | | 20 | 184 | 1 | 205 Ammortamenti (a) | (47) | (5.699) | (610) | | | | (6.356) Svalutazioni | (30) | (1.164) | (366) | | (226) | (390) | (2.176) Riprese di valore | | 109 | 42 | | 257 | 36 | 444 Radiazioni | | | (2) | (420) | (25) | | (447) Differenze di cambio da conversione | 1 | (1.223) | (39) | (46) | (268) | (3) | (1.578) Rilevazione iniziale e variazione stima | 3 | 698 | 16 | 17 | 14 | | 748 Variazione dell'area di consolidamento - Società entrate | 48 | 521 | 298 | | 131 | 77 | 1.075 Variazione dell'area di consolidamento - Società uscite | | | (1) | | | | (1) Trasferimenti | 37 | 5.592 | 595 | (70) | (5.522) | (632) | Altre variazioni | (11) | (1.905) | (32) | (42) | 1.349 | (45) | (686) Valore finale netto | 1.111 | 37.421 | 4.588 | 1.568 | 9.682 | 1.929 | 56.299 Valore finale lordo | 4.354 | 139.866 | 32.121 | 1.568 | 13.670 | 4.308 | 195.887 Fondo ammortamento e svalutazione | 3.243 | 102.445 | 27.533 | | 3.988 | 2.379 | 139.588 2022 | | | | | | | Valore iniziale netto | 1.071 | 42.342 | 3.850 | 1.244 | 6.497 | 1.295 | 56.299 Investimenti | 22 | 132 | 456 | 655 | 5.361 | 1.074 | 7.700 Capitalizzazione ammortamenti | | | | 11 | 179 | | 190 Ammortamenti (a) | (51) | (5.466) | (555) | | | | (6.072) Svalutazioni | (21) | (313) | (485) | | (149) | (414) | (1.382) Riprese di valore | 3 | 40 | 191 | | 141 | 38 | 413 Radiazioni | (1) | | (2) | (365) | (218) | | (586) Differenze di cambio da conversione | 2 | 2.422 | 55 | 74 | 368 | 5 | 2.926 Rilevazione iniziale e variazione stima | | (173) | 2 | (7) | 98 | | (80) Variazione dell'area di consolidamento - Società entrate | 9 | 650 | 695 | | | 118 | 1.472 Variazione dell'area di consolidamento - Società uscite | (1) | (3.687) | (6) | (119) | (546) | | (4.359) Trasferimenti | 41 | 4.402 | 426 | (149) | (4.253) | (467) | Altre variazioni | 14 | 143 | (347) | 1 | 16 | (16) | (189) Valore finale netto | 1.088 | 40.492 | 4.280 | 1.345 | 7.494 | 1.633 | 56.332 Valore finale lordo | 4.255 | 143.432 | 31.328 | 1.345 | 11.654 | 3.798 | 195.812 Fondo ammortamento e svalutazione | 3.167 | 102.940 | 27.048 | | 4.160 | 2.165 | 139.480 (a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione. Gli investimenti comprendono la capitalizzazione di oneri finanziari per €94 milioni (€38 milioni nel 2022), riferiti al settore Exploration & Pro- duction per €64 milioni (€22 milioni nel 2022), determinati utilizzando un tasso d’interesse medio del 3,0% (2,1% al 31 dicembre 2022). Gli investimenti sono riferiti al settore Exploration & Production per €7.105 milioni (€6.185 milioni nel 2022). Gli investimenti per l’acquisto di immobili, impianti e macchinari da fornitori con i quali sono state negoziate dilazioni dei termini di pa- gamento che hanno comportato la classificazione del debito come finanziario sono stati rilevati tra le Altre variazioni (€966 milioni). Gli investimenti sono analizzati per settore di attività alla nota n. 35 - Informazioni per settore di attività e per area geografica. 283ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Gli ammortamenti diversi da quelli degli impianti Oil & Gas, relativi alle bioraffinerie, impianti petrolchimici, centrali termoelettriche, si- stemi fotovoltaici o eolici e altre attività ausiliarie sono calcolati a quote costanti, in base alla vita economico-tecnica. I principali coef- ficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti inter- valli e sono rimasti invariati rispetto all’esercizio 2022: (%) | ---|--- Fabbricati | 2 - 10 Impianti di raffinazione e petrolchimici | 3 - 17 Gasdotti e centrali di compressione | 4 - 12 Impianti di produzione di energia elettrica | 3 - 5 Altri impianti e macchinari | 6 - 12 Attezzature industriali e commerciali | 5 - 25 Altri beni | 10 - 20 Gli impianti impiegati nell’estrazione e trattamento degli idrocarburi sono ammortizzati secondo la metodologia UOP, utilizzando come base di calcolo le riserve certe stimate secondo i criteri della U.S. Se- curities & Exchange Commission “SEC” (v. nota n. 1 - Principi conta- bili, stime contabili e giudizi significativi, sezione Criteri di valutazio- ne – Attività mineraria – Ammortamento UOP). I piani di produzione associati agli asset esistenti comportano il progressivo esaurimento delle riserve certe SEC iscritte alla data di bilancio, che si prevede saranno prodotte entro circa dieci anni. Le svalutazioni nette delle attività materiali hanno riguardato: (i) proprietà Oil & Gas (€1.025 milioni), in relazione a revisioni negati- ve delle riserve (asset in Alaska, Golfo del Messico, Turkmenistan e Australia) e al deterioramento dello scenario del gas naturale (asset in Italia), al netto della ripresa di valore di un giacimento petrolifero in Congo; (ii) investimenti di periodo di compliance e stay in business relativi a CGU del set- tore raffinazione svalutate in precedenti esercizi e delle quali è stata confermata l’assenza di prospettive di redditività (€345 mi- lioni); (iii) impianti chimici per la produzione di intermedi, stirenici e, in misura minore, elastomeri (€367 milioni) in funzione della previsione di minori flussi di cassa dovuti al peggioramento dello scenario petrolchimico. Maggiori informazioni relative alle svalu- tazioni e riprese di valore del settore Oil & Gas sono indicate alla nota n. 15 \- Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività mate- riali e immateriali e diritti di utilizzo beni in leasing. Variabilità dei risultati agli scenari di decarbonizzazione. Le differenze di cambio da conversione sono riferite ad imprese con- solidate con moneta funzionale dollaro USA per €1.572 milioni. La rilevazione iniziale e variazione stima comprende l’incremento dell’asset retirement cost delle attività materiali del settore Explora- tion & Production per effetto dell’incremento delle stime dei costi di abbandono, dell’avvio di nuovi progetti e del decremento dei tassi di attualizzazione. La variazione dell’area di consolidamento è riferita: (i) per €548 milioni all’acquisizione del business di bp in Algeria, che include due conces- sioni produttive principalmente a gas “In Amenas” (Eni In Amenas Ltd) e “In Salah” (Eni In Salah Ltd), operate congiuntamente con Sonatra- ch ed Equinor; (ii) per €255 milioni all’acquisizione del controllo del gruppo Novamont, già partecipata al 36%, attiva nella produzione di bioplastiche; (iii) per €168 milioni le acquisizioni effettuate nell’ambito delle attività renewables di Plenitude e sono riferite in particolare alle due società spagnole HLS Bonete PV SLU e HLS Bonete Topco SLU; (iv) per €104 milioni all’acquisizione da Chevron delle società ora de- nominate Eni Ganal Deepwater Ltd ed Eni Rapak Deepwater Ltd che detengono una quota del 62% rispettivamente nei blocchi Ganal e Ra- pak già partecipati con il 20% da Eni oltre alla società ora denominata Eni Makassar Ltd che detiene una quota del 72% nel blocco Makassar. Le altre variazioni comprendono la riclassifica ad attività destinate alla vendita degli asset nigeriani onshore relativi all’accordo di ces- sione con la società Oando PLC per €914 milioni e di alcuni permessi petroliferi in Congo per €355 milioni. I trasferimenti da immobilizzazioni in corso E&P a immobilizzazioni in esercizio hanno riguardato per €5.355 milioni la messa in servizio di pozzi, impianti e macchinari principalmente in Costa d’Avorio, Ita- lia, Congo, Egitto, Iraq, Messico, Stati Uniti e Algeria. Nell’ambito delle attività esplorative e di appraisal nel corso dell’e- sercizio sono state rilevate radiazioni per €420 milioni riguardanti i costi dei pozzi esplorativi in corso e completati in attesa di esito che nell’esercizio sono risultati/valutati d’insuccesso, relativi in partico- lare ad iniziative in Egitto, Messico, Mozambico, Marocco, Emirati Arabi e Libano. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023284 ENI L’attività esplorativa e di appraisal è relativa per €1.391 milioni ai co- sti dei pozzi esplorativi sospesi in attesa d’esito e per €177 milioni ai costi dei pozzi in corso a fine esercizio. Di seguito i movimenti relativi ai pozzi sospesi in attesa d’esito: (€ milioni) | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|--- Costi dei pozzi esplorativi sospesi a inizio esercizio | 1.085 | 1.101 | 1.268 Incrementi per i quali è in corso la determinazione delle riserve certe | 834 | 547 | 288 Ammontari precedentemente capitalizzati e spesati nell'esercizio | (388) | (374) | (286) Riclassifica a pozzi di successo a seguito della determinazione delle riserve certe | (72) | (147) | (43) Cessioni | (3) | (2) | (3) Variazione dell'area di consolidamento | | (114) | (199) Differenze cambio da conversione | (40) | 65 | 100 Altre variazioni | (25) | 9 | (24) Costi dei pozzi esplorativi sospesi a fine esercizio | 1.391 | 1.085 | 1.101 Di seguito le informazioni relative alla stratificazione dei pozzi sospesi in attesa dell’esito (“ageing”): | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|--- | | (Numero pozzi | | (Numero pozzi | | (Numero pozzi | (€ milioni) | in quota Eni) | (€ milioni) | in quota Eni) | (€ milioni) | in quota Eni) Costi capitalizzati e sospesi di perforazione esplorativa | | | | | | \- fino a 1 anno | 417 | 7,9 | 216 | 5,0 | 175 | 4,0 \- da 1 a 3 anni | 347 | 6,1 | 246 | 4,9 | 269 | 12,2 \- oltre 3 anni | 627 | 14,5 | 623 | 13,9 | 657 | 19,7 | 1.391 | 28,5 | 1.085 | 23,8 | 1.101 | 35,9 Costi capitalizzati di pozzi sospesi | | | | | | \- progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mesi | 417 | 7,9 | 204 | 4,5 | 175 | 4,0 \- progetti per i quali l'attività di delineazione è in corso | 804 | 14,0 | 579 | 11,3 | 567 | 17,9 \- progetti con scoperte commerciali che procedono verso il sanzionamento | 170 | 6,6 | 302 | 8,0 | 359 | 14,0 | 1.391 | 28,5 | 1.085 | 23,8 | 1.101 | 35,9 I progetti che procedono verso il sanzionamento (€170 milioni) si riferi- scono a iniziative nei principali Paesi di presenza (Egitto, Nigeria e Congo). Gli unproved mineral interest, compresi nelle immobilizzazioni in corso del settore Exploration & Production, accolgono il costo attribuito alle ri- serve unproved a seguito di business combination o il costo sostenuto in occasione dell’acquisto di titoli minerari e si analizzano come segue: | | | | | | | Emirati | | | ---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|--- (€ milioni) | Congo | Nigeria | Turkmenistan | USA | Algeria | Egitto | Arabi Uniti | Italia | Indonesia | Totale 2023 | | | | | | | | | | Valore iniziale | 198 | 958 | 95 | 16 | 211 | 3 | 520 | 2 | | 2.003 Investimenti | | | | | 61 | | | | 92 | 153 Riprese di valore (svalutazioni) nette | 243 | | (93) | 8 | | | | | | 158 Riclassifica a Proved Mineral Interest | | (1) | | | (51) | (1) | (28) | | | (81) Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | (12) | (33) | (2) | (1) | (6) | | (17) | | (3) | (74) Valore finale | 429 | 924 | | 23 | 215 | 2 | 475 | 2 | 89 | 2.159 2022 | | | | | | | | | | Valore iniziale | 218 | 892 | 3 | 68 | 114 | 16 | 508 | | | 1.819 Investimenti | | 11 | | | 110 | (2) | | 2 | | 121 Riprese di valore (svalutazioni) nette | (28) | | 93 | (56) | | | | | | 9 Riclassifica a Proved Mineral Interest | (6) | | | | (19) | (12) | (19) | | | (56) Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | 14 | 55 | (1) | 4 | 6 | 1 | 31 | | | 110 Valore finale | 198 | 958 | 95 | 16 | 211 | 3 | 520 | 2 | | 2.003 285ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Gli unproved mineral interest comprendono il titolo minerario del gia- cimento offshore del Blocco 245 in Nigeria (OPL 245) il cui periodo esplorativo è scaduto l’11 maggio 2021 del valore iniziale di €888 milioni corrispondente al prezzo riconosciuto nel 2011 al Governo nigeriano per l’acquisizione del 50% di tale titolo. Considerando i co- sti di ricerca e pre-sviluppo successivamente capitalizzati, il valore di libro complessivo si ridetermina in €1.208 milioni. La complessa vicenda giudiziaria penale presso la Corte di Milano connessa a pre- sunti reati di corruzione internazionale in merito all’assegnazione della licenza si è risolta definitivamente nel corso del 2022 in modo favorevole a Eni, mentre nel 2023 la Repubblica Federale della Nige- ria ha rinunciato a proseguire l’azione in sede civile per ottenere un risarcimento di presunti danni (maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi - Contenziosi). È pendente la domanda di conversione della licenza in Oil Mining Lease (OML) presso le competenti Autorità nigeriane per poter avviare le attività di sviluppo delle riserve. Con- siderata l’inazione delle Autorità nigeriane, Eni ha avviato da alcuni anni un arbitrato presso l’ICSID, il Centro internazionale per il rego- lamento delle controversie in materia di investimenti, per tutelare il valore dell’asset. Indipendentemente dall’esito dell’arbitrato, la stima del valore recuperabile dell’asset nella prospettiva di utilizzo econo- mico e con attualizzazione dei flussi di cassa attesi al WACC paese (8%) ne conferma la tenuta. Il fondo svalutazione attività materiali ammonta a €22.650 milioni (€21.715 milioni al 31 dicembre 2022). Gli immobili, impianti e macchinari comprendono attività concesse in leasing operativo per €347 milioni riferiti, essenzialmente, a stazio- ni di servizio della linea di business Enilive e Refining. Sugli immobili, impianti e macchinari sono costituite garanzie reali per un valore nominale di €24 milioni (stesso ammontare al 31 di- cembre 2022) rilasciate a copertura del pagamento di accise. I contributi portati a decremento degli immobili, impianti e macchi- nari ammontano a €91 milioni (€115 milioni al 31 dicembre 2022). Gli impegni contrattuali in essere per l’acquisto di attività materiali sono indicati alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi – Rischio di liquidità. Le attività materiali operate in regime di concessione sono commen- tate alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi. 13 Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing (€ milioni) | Mezzi navali di produzione e stoccaggio (FPSO) | Mezzi navali di perforazione (Drilling rig) | Mezzi navali e relative basi logistiche per trasporto Oil & Gas | Concessioni autostradali e locazione stazioni di servizio | Strutture di logistica per la distribuzione Oil & Gas | Immobili per uffici | Autoveicoli | Altre tipologie | Totale ---|---|---|---|---|---|---|---|---|--- 2023 | | | | | | | | | Valore iniziale netto | 2.142 | 148 | 682 | 457 | 19 | 595 | 42 | 361 | 4.446 Incrementi | 14 | 570 | 402 | 133 | 19 | 110 | 14 | 322 | 1.584 Ammortamenti (a) | (145) | (219) | (315) | (74) | (18) | (125) | (12) | (65) | (973) Svalutazioni | | | (3) | | (2) | | | (36) | (41) Riprese di valore | | | 3 | | | | | 2 | 5 Differenze di cambio da conversione | (71) | (8) | (5) | 4 | | (2) | | (7) | (89) Variazione dell'area di consolidamento | | | | | | 3 | | 10 | 13 Altre variazioni | 37 | (42) | (40) | (28) | (1) | (1) | (27) | (9) | (111) Valore finale netto | 1.977 | 449 | 724 | 492 | 17 | 580 | 17 | 578 | 4.834 Valore finale lordo | 2.409 | 985 | 1.593 | 822 | 81 | 1.039 | 47 | 826 | 7.802 Fondo ammortamento e svalutazione | 432 | 536 | 869 | 330 | 64 | 459 | 30 | 248 | 2.968 2022 | | | | | | | | | Valore iniziale netto | 2.667 | 183 | 575 | 454 | 14 | 618 | 48 | 262 | 4.821 Incrementi | 1.342 | 189 | 530 | 76 | 28 | 108 | 21 | 110 | 2.404 Ammortamenti (a) | (226) | (197) | (303) | (70) | (13) | (130) | (21) | (53) | (1.013) Svalutazioni | | | (5) | | (5) | | (1) | (7) | (18) Riprese di valore | | | 14 | | | | | | 14 Differenze di cambio da conversione | 239 | 12 | 10 | 3 | | 3 | | | 267 Variazione dell'area di consolidamento | (1.878) | (34) | (39) | | | (1) | | 73 | (1.879) Altre variazioni | (2) | (5) | (100) | (6) | (5) | (3) | (5) | (24) | (150) Valore finale netto | 2.142 | 148 | 682 | 457 | 19 | 595 | 42 | 361 | 4.446 Valore finale lordo | 2.507 | 516 | 1.360 | 734 | 87 | 1.010 | 86 | 562 | 6.862 Fondo ammortamento e svalutazione | 365 | 368 | 678 | 277 | 68 | 415 | 44 | 201 | 2.416 (a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione su attività materiali. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023286 ENI Il diritto di utilizzo beni in leasing “RoU” di €4.834 milioni è riferito principalmente: (i) al settore Exploration & Production per €2.959 milioni (€2.653 milioni al 31 dicembre 2022) e riguarda principal- mente i leasing di unità navali FPSO utilizzate nello sviluppo dei progetti offshore OCTP in Ghana e Area 1 in Messico della dura- ta compresa tra 13 e 17 anni comprensiva dell’opzione di rinnovo, nonché il noleggio pluriennale di impianti di perforazione offshore (“rig”) in relazione alla sola lease component; (ii) al settore Enilive, Refining e Chimica per €965 milioni (€800 milioni al 31 dicembre 2022) e riguarda le concessioni autostradali, le locazioni di terreni, le locazioni di stazioni di servizio per le attività di commercializza- zione dei prodotti petroliferi, nonché le locazioni di mezzi navali per le attività di shipping e il parco auto dedicato al business car sha- ring; (iii) al settore Corporate e Altre attività per €519 milioni (€548 milioni al 31 dicembre 2022) e riguarda principalmente i contratti di affitto degli immobili. Gli incrementi sono riferiti: (i) al settore Exploration & Production per €1.023 milioni e riguardano in particolare il noleggio di “rig” di perfo- razione per €570 milioni e mezzi navali e relative basi logistiche per trasporto Oil & Gas per €167 milioni; (ii) alla linea di business Enilive e Refining per €408 milioni e riguardano in particolare la locazione di mezzi navali per le attività di shipping e stoccaggio della Eni Trade & Biofuels SpA per €220 milioni, nuovi contratti ed estensione di con- tratti esistenti relativi a concessioni autostradali, locazione terreni, locazione stazioni di servizio e al parco auto dedicato al business car sharing per €146 milioni; (iii) al settore Corporate e Altre attività per €63 milioni e riguardano in particolare la locazione di beni per le attività di staff per €44 milioni (informatica e immobili). I principali contratti di leasing sottoscritti per i quali l’asset non è stato ancora messo a disposizione riguardano: (i) un contratto dal valore nominale di €437 milioni relativo alla locazione di uffici della durata di 20 anni comprensivo dell’opzione di proroga per ulteriori 6 anni; (ii) contratti di capacità di stoccaggio e di noleggio navi time charter per €131 milioni. I principali esborsi futuri potenzialmente dovuti che non sono riflessi nella determinazione della passività per leasing sono relativi a: (i) op- zioni di proroga o risoluzione di contratti di locazione di immobili ad uso uffici per €1.177 milioni; (ii) opzioni di proroga relativi a contratti di asset a servizio del business upstream per €545 milioni; (iii) opzioni di proroga relative alla locazione di stazioni di servizio per le attività di commercializzazione dei prodotti petroliferi per €133 milioni. Le passività per beni in leasing si analizzano come segue: | Quote a breve | | ---|---|---|--- | di passività per beni | Passività per beni | | in leasing a lungo | in leasing a lungo | (€ milioni) | termine | termine | Totale 2023 | | | Valore iniziale | 884 | 4.067 | 4.951 Incrementi | | 1.584 | 1.584 Decrementi | (949) | (14) | (963) Differenze di cambio da conversione | (16) | (81) | (97) Variazione dell'area di consolidamento | 1 | 12 | 13 Altre variazioni | 1.208 | (1.360) | (152) Valore finale | 1.128 | 4.208 | 5.336 2022 | | | Valore iniziale | 948 | 4.389 | 5.337 Incrementi | | 2.401 | 2.401 Decrementi | (980) | (14) | (994) Differenze di cambio da conversione | 43 | 242 | 285 Variazione dell'area di consolidamento | (299) | (1.654) | (1.953) Altre variazioni | 1.172 | (1.297) | (125) Valore finale | 884 | 4.067 | 4.951 La passività per beni in leasing è riferibile per €480 milioni (€494 mi- lioni al 31 dicembre 2022) alla quota delle passività di competenza di joint operator nei progetti a guida Eni che sarà recuperata attraverso il meccanismo di riaddebito delle cash call. Il totale dei flussi finanziari in uscita per leasing comprende: (i) i pa- gamenti per il rimborso della quota capitale della passività per beni in leasing per €963 milioni; (ii) gli interessi passivi pagati per €255 milioni. La passività per beni in leasing è denominata in dollari USA per €3.573 milioni e in euro per €1.608 milioni. Le altre variazioni relative al diritto di utilizzo beni in leasing e alle passività per beni in leasing riguardano essenzialmente la chiusura anticipata o la rinegoziazione di contratti di leasing. I debiti per beni in leasing verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate. 287ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Gli ammontari rilevati nel conto economico si analizzano come segue: (€ milioni) | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|--- Altri ricavi e proventi | | | \- proventi da remeasurement delle passività per beni in leasing | 17 | 6 | 18 | 17 | 6 | 18 Acquisti, prestazioni e costi diversi | | | \- leasing di breve durata | 59 | 113 | 85 \- leasing di modico valore | 37 | 27 | 31 \- canoni di leasing variabili non inclusi nelle passività per beni in leasing | 20 | 14 | 14 \- incrementi per lavori interni - attività materiali | (5) | (5) | (4) | 111 | 149 | 126 Ammortamenti e svalutazioni | | | \- ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing | 973 | 1.013 | 928 \- capitalizzazioni ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing ad attività materiali | (199) | (186) | (110) \- svalutazioni diritto di utilizzo beni in leasing | 41 | 18 | 59 \- riprese di valore diritto di utilizzo beni in leasing | (5) | (14) | | 810 | 831 | 877 Proventi (oneri) finanziari | | | \- interessi passivi su passività per beni in leasing | (267) | (315) | (304) \- oneri finanziari su passività per beni in leasing imputati ad attività materiali | 11 | 8 | 5 \- differenze di cambio nette su passività per beni in leasing | 19 | (4) | (34) | (237) | (311) | (333) RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023288 ENI 14 Attività immateriali | | Diritti di | | | | | ---|---|---|---|---|---|---|--- | | brevetto | | | | | | | industriale | | | | | | | e diritti di | | Attività | | | | Diritti | utilizzazione | Altre | immateriali | | Altre | | e potenziale | delle opere | attività | a vita utile | | attività a vita | (€ milioni) | esplorativo | dell'ingegno | immateriali | definita | Goodwill | utile indefinita | Totale 2023 | | | | | | | Valore iniziale netto | 793 | 176 | 1.394 | 2.363 | 3.138 | 24 | 5.525 Investimenti | 20 | 41 | 415 | 476 | | | 476 Ammortamenti | (8) | (92) | (255) | (355) | | | (355) Svalutazioni | (22) | | (17) | (39) | (6) | | (45) Riprese di valore | 11 | | | 11 | | | 11 Radiazioni | (85) | | (3) | (88) | | | (88) Variazione dell'area di consolidamento | | 291 | 461 | 752 | 25 | 2 | 779 Differenze di cambio da conversione | (19) | | (1) | (20) | | | (20) Altre variazioni | (27) | 34 | 113 | 120 | (24) | | 96 Valore finale netto | 663 | 450 | 2.107 | 3.220 | 3.133 | 26 | 6.379 Valore finale lordo | 1.295 | 2.119 | 4.674 | 8.088 | | | Fondo ammortamento e svalutazione | 632 | 1.669 | 2.567 | 4.868 | | | 2022 | | | | | | | Valore iniziale netto | 913 | 155 | 845 | 1.913 | 2.862 | 24 | 4.799 Investimenti | 53 | 28 | 275 | 356 | | | 356 Ammortamenti | (12) | (74) | (224) | (310) | | | (310) Svalutazioni | | | (14) | (14) | (153) | | (167) Radiazioni | (13) | | | (13) | | | (13) Variazione dell'area di consolidamento | (200) | | 391 | 191 | 482 | | 673 Differenze di cambio da conversione | 54 | | 1 | 55 | 11 | | 66 Altre variazioni | (2) | 67 | 120 | 185 | (64) | | 121 Valore finale netto | 793 | 176 | 1.394 | 2.363 | 3.138 | 24 | 5.525 Valore finale lordo | 1.428 | 1.806 | 3.705 | 6.939 | | | Fondo ammortamento e svalutazione | 635 | 1.630 | 2.311 | 4.576 | | | 289ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE I diritti e potenziale esplorativo riguardano il valore di libro residuo dei bonus di firma e dei costi di acquisizione di licenze esplorative relativi ad aree con riserve proved, oggetto di ammortamento in base al criterio UOP e di impairment test, e aree con riserve unproved i cui costi sono sospesi in attesa dell’esito dell’attività esplorativa o fintan- toché è confermato il committment del management nell’iniziativa. Gli investimenti dell’anno riguardano bonus di firma relativi a nuovi acreage esplorativi principalmente in Egitto. L’analisi dei diritti e potenziale esplorativo per tipologia di attività è la seguente: I diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell’ingegno riguardano essenzialmente costi di acquisizione e di svi- luppo interno di software, diritti di utilizzazione di processi produttivi e diritti di utilizzazione di software. Le radiazioni dei diritti e potenziale esplorativo di €85 milioni sono riferite all’abbandono delle iniziative sottostanti. La variazione dell’area di consolidamento relativa alle attività imma- teriali a vita utile definita riguarda: (i) per €515 milioni l’acquisizione del controllo del gruppo Novamont; (ii) per €237 milioni le acquisizio- ni effettuate nell’ambito delle attività rinnovabili di Plenitude e sono riferite in particolare alle società spagnole. Le altre variazioni relative alle attività immateriali a vita utile definita riguardano: (i) per €58 milioni l’allocazione definitiva di alcune ac- quisizioni effettuate nel 2022 la cui allocazione del prezzo era stata effettuata su basi provvisorie (maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 27 - Altre informazioni); (ii) per €25 milioni il decremento relativo alla riclassifica ad attività destinate alla vendita dei diritti e potenziale esplorativo unproved della società Nigerian Agip Oil Co Ltd (maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 25 \- Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili). Le altre attività immateriali riguardano: (i) concessioni, licenze e marchi e diritti simili per €1.148 milioni (€692 milioni al 31 dicembre 2022) di cui €879 milioni relativi alla linea di business Plenitude es- senzialmente per attività connesse a fonti di energia rinnovabili; (ii) attività per acquisizione di clientela della linea di business Plenitude di €393 milioni (€358 milioni al 31 dicembre 2022); (iii) customer re- lationship per €92 milioni rilevati a seguito dell’acquisizione del grup- po Finproject (€101 milioni al 31 dicembre 2022). I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli e sono rimasti invariati rispetto all’esercizio 2022: Il saldo finale della voce goodwill è al netto di svalutazioni cumulate per un totale di €2.656 milioni. Il goodwill per settore di attività e linea di business si analizza come segue: (%) | ---|--- Diritti e potenziale esplorativo | UOP Concessioni, licenze, marchi e diritti simili | 3 - 33 Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno | 20 - 33 Attività per acquisizione della clientela | 17 - 33 Altre immobilizzazioni immateriali | 3 - 20 (€ milioni) | 31.12.2023 | 31.12.2022 ---|---|--- Diritti esplorativi proved | 91 | 104 Diritti esplorativi unproved | 572 | 689 | 663 | 793 (€ milioni) | 31.12.2023 | 31.12.2022 ---|---|--- Plenitude | 2.909 | 2.927 Enilive e Refining | 102 | 102 Chimica | 112 | 93 Corporate e Altre attività | 10 | 16 | 3.133 | 3.138 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023290 ENI La variazione dell’area di consolidamento relativa al goodwill è ri- ferita: (i) per €19 milioni all’acquisizione del controllo del gruppo Novamont; (ii) per €6 milioni all’acquisizione effettuata nell’ambito delle attività renewables di Plenitude. Le altre variazioni negative relative al goodwill di €24 milioni riguar- dano l’allocazione definitiva di alcune acquisizioni effettuate nel 2022 la cui allocazione del prezzo era stata effettuata su basi prov- visorie (maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 27 \- Altre informazioni). I contributi portati a decremento delle attività immateriali ammon- tano a €28 milioni. Le informazioni sulle allocazioni del goodwill derivanti dalle opera- zioni di business combination sono fornite alla nota n. 5 \- Business combination e altre transazioni significative. Il goodwill rilevato a seguito di business combination è attribuito alle cash generating unit (“CGU”) che beneficiano delle sinergie de- rivanti dall’acquisizione. La linea di business Plenitude è attiva nella commercializzazione retail di gas naturale ed energia elettrica, nella generazione di ener- gia elettrica da fonti rinnovabili e nella gestione di una rete di punti di ricarica per veicoli elettrici. Plenitude ha fatto diverse acquisizio- ni in ciascuna delle suddette attività che hanno portato alla rileva- zione di valori significativi di goodwill negli esercizi precedenti e nel 2023 come descritto alla nota n. 5 - Business combination e altre transazioni significative. L’avviamento allocato al business retail di gas naturale ed energia elettrica è pari a €1.215 milioni ed è stato sottoposto a test di recu- perabilità creando un’unica CGU che copre tutti i mercati europei in cui Plenitude svolge le proprie attività retail, considerando l’esisten- za di sinergie cross-market e da integrazione geografica. In sede di impairment test la CGU Retail conferma la tenuta del valore di libro del goodwill. La recuperabilità del valore di libro della CGU Retail 29 , compreso l’ammontare del goodwill allocato, è stata verificata mediante confronto con il valore d’uso stimato sulla base dei flussi di cassa del piano quadriennale approvato dal management e di un valore terminale calcolato con il metodo della perpetuity dell’ultimo anno del piano assumendo un tasso di crescita nominale di lungo pe- riodo pari a zero, invariato rispetto al 2022\. I flussi di cassa sono stati attualizzati al WACC post-tax dell’attività retail rettificato per il rischio dei Paesi di operatività, compresi in un intorno del 5%. Non vi sono ipotesi razionali di variazione del tasso di sconto, del tasso di crescita, della redditività o dei volumi che comportino l’azzeramento dell’headroom di circa €6,4 miliardi del valore d’uso della CGU Retail rispetto al valore di libro, compreso il goodwill ad essa allocato. La linea di business Plenitude relativa alle energie rinnovabili compren- de un goodwill pari a €976 milioni relativo alle operazioni di business combination eseguite in Italia e nei principali mercati europei di ope- ratività (Spagna, Francia e Grecia) nel 2023 e negli anni precedenti. Ai fini del test di recuperabilità le attività sono state raggruppate per CGU omogenee, corrispondenti ad aree geografiche, avuto riguardo ad aspetti tecnici, economici e contrattuali. La recuperabilità del goo- dwill è stata valutata con riferimento al complesso delle CGU. I flussi di cassa comprendono sia quelli relativi agli asset esistenti sia quelli connessi al processo di repowering. L’impairment test per la verifica di recuperabilità dei valori di libro compreso il goodwill allocato è stato eseguito sulla base del metodo dei flussi di cassa scontati che com- prendono per i primi quattro anni di proiezione il piano aziendale ap- provato dal management; per gli anni successivi la proiezione coincide con la vita economico-tecnica degli impianti utilizzando flussi di cassa normalizzati. I flussi di cassa sono stati attualizzati a WACC compresi tra il 5,5% e il 6,1%. Tale test conferma la recuperabilità dei valori di libro compreso il goodwill allocato. L’headroom di circa €130 milioni si azzera in caso di incremento medio di 0,3% del WACC o di una riduzio- ne dei prezzi dell’energia elettrica di circa il 4%. Il goodwill della linea di business Plenitude relativo all’attività mo- bilità elettrica pari a €718 milioni è riferito all’acquisizione avvenu- ta nel 2021 del 100% di Be Power SpA che tramite la controllata Be Charge è il secondo operatore italiano nel segmento delle in- frastrutture di ricarica per la mobilità elettrica ed è stato valutato aggiornando il modello di valutazione dell’operazione. Tale goodwill è stato testato ai fini della recuperabilità sulla base dei flussi di cassa attesi del business basati sul piano quadriennale approvato e sulla perpetuity dell’ultimo anno di piano con un tasso di crescita del 4,6% che riflette le previsioni di vendita di veicoli elet- trici scontati al WACC del 10,8%. Tale test conferma la recuperabili- tà dei valori di libro compreso il goodwill allocato, evidenziando un headroom di circa €400 milioni per il quale non vi sono assunzioni razionali che ne comportino l’azzeramento. (29) All’interno della CGU Retail, l’impairment test per la verifica di recuperabilità dei valori di libro della CGU di 1° livello Plenitude Energy Services è stato eseguito sulla base del metodo dei flussi di cassa scontati al 2050 che comprendono per i primi quattro anni di proiezione il piano aziendale approvato dal management. 291ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 15 Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing. Variabilità dei risultati agli scenari di decarbonizzazione La recuperabilità dei valori d’iscrizione delle cash generating unit (CGU) Oil & Gas è la più importante delle stime contabili critiche del bilancio Eni in ragione del peso del capitale investito nel set- tore sul totale dell’attivo consolidato. La determinazione dei flussi di cassa attesi associati all’uso delle CGU Oil & Gas è funzione del giudizio e delle valutazioni soggettive del management in relazione al futuro andamento di variabili caratterizzate da un’elevata alea d’incertezza quali i prezzi degli idrocarburi, le vite utili degli asset, le proiezioni di costi operativi e di sviluppo, compreso gli oneri di CO 2 relativamente alle geografie dove vi sono obblighi legali, i volumi di riserve che saranno effettivamente recuperati, il timing e i costi di decommissioning. La previsione dei prezzi degli idrocarburi viene effettuata nell’ambito dell’elaborazione dello scenario Eni. Questo riflette le previsioni macroeconomiche e di settore, nonché le politi- che, normative e tecnologie, in essere o ragionevolmente prevedibi- li per il futuro, fornendo all’azienda un quadro di riferimento unitario e coerente per le variabili economiche ed energetiche di interesse. Tali previsioni incorporano la migliore stima del management dei fondamentali dei diversi mercati energetici, tenendo conto del mu- tevole contesto di mercato anche per le sfide legate alla transizione energetica. Lo scenario Eni, inoltre, è oggetto di costante bench- mark con le view di banche d’affari e dei consulenti energetici. Di seguito le principali assunzioni di prezzo per la valutazione di re- cuperabilità degli asset Oil & Gas, in moneta reale 2022 per compa- rabilità con lo scenario IEA: | 2024 | 2027 | 2030 | 2040 | 2050 ---|---|---|---|---|--- Petrolio Brent $/bbl | 73 | 68 | 68 | 58 | 48 Prezzo del gas naturale TTF $/mmBTU | 8,7 | 9,9 | 6,8 | 6,8 | 6,2 Tale scenario non si discosta in misura significativa rispetto a quello adottato nel bilancio precedente, ad eccezione della previ- sione di minori prezzi del gas naturale nel breve termine. I prezzi effettivi utilizzati nella determinazione dei ricavi futuri delle pro- prietà Oil & Gas nella verifica di recuperabilità sono derivati dai principali benchmark applicando appropriati differenziali di prez- zo stimati dal management per considerare fattori quali le diffe- renti qualità dei greggi, gli specifici meccanismi di indicizzazione e andamenti regionali dei prezzi. Il tasso di attualizzazione dei flussi di cassa futuri delle CGU è sta- to stimato come media ponderata del costo del capitale proprio (Ke) e del capitale di debito, in base alla metodologia del Capital Asset Pricing Model. Nello specifico, il Ke considera sia il premio per il rischio mercato non diversificabile misurato sulla base dei rendimenti di lungo termine dello S&P500, sia un premio addizio- nale che considera l’esposizione ai rischi operativi dei Paesi di attività e i rischi della transizione energetica. Per le valutazioni del 2023, è stato stimato un costo del capitale di Gruppo di circa il 7%, sostanzialmente invariato rispetto al 2022 per effetto di un minore costo dell’equity dovuto alla riduzione del rischio finanzia- rio della Società, che ha compensato l’aumento dei tassi risk-free. Tale tasso è declinato nei diversi Paesi di conduzione delle attività Oil & Gas aggiungendo un premio differenziale rispetto al medio di portafoglio che sconta gli specifici rischi operativi di ciascuna geografia (WACC adjusted). Sulla base dello scenario prezzi descritto e dei WACC paese così determinati, si registra la sostanziale tenuta dei valori d’iscrizione delle proprietà, ad eccezione di alcuni asset che sono stati alli- neati ai minori valori recuperabili per effetto di revisioni negative delle riserve e della riduzione attesa dei prezzi del gas naturale, rilevando circa €1 miliardo di svalutazioni nette. Le geografie in- teressate sono state principalmente Alaska, Golfo del Messico, Turkmenistan ed Australia in relazione alla revisione delle riserve e asset a gas in Italia in relazione al prezzo. I tassi di attualizza- zione post-tax dei flussi sono compresi in un range 6,0%-7,5%; i tassi di attualizzazione pre-tax per le principali svalutazioni si rideterminano in 5,1% in Italia e 20,3% in Alaska. Nel complesso il valore d’uso delle proprietà Oil & Gas, stimato allo scenario e ai tassi di attualizzazione Eni, esprime un hea- droom (differenza tra il valore d’uso e i valori di libro) pari a circa l’80% del valore di libro degli asset. L’headroom del portafoglio complessivo sconta i costi attesi che il Gruppo ha pianificato per l’acquisto di crediti di carbonio nell’ambito della strategia di compensazione delle emissioni delle attività Oil & Gas, attra- verso crediti di carbonio generati da “natural and technological based solutions”. Nel calcolo sono inclusi gli asset di tutte le so- cietà consolidate, delle joint ventures e collegate, esclusa la Vår Energi ASA e Azule Energy Holdings Ltd. Considerata la sogget- tività delle assunzioni sottostanti la stima del valore d’uso, il ma- nagement ha elaborato le seguenti analisi di sensitività dei valori degli asset Oil & Gas a differenti scenari rispetto al caso base: (i) taglio lineare del -10% dei prezzi degli idrocarburi in tutti gli anni delle proiezioni di flussi di cassa; (ii) incremento di un pun- to percentuale del WACC adjusted in ciascun Paese di attività; RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023292 ENI (iii) assunzione delle proiezioni di prezzi degli idrocarburi e di costi della CO 2 dello scenario di decarbonizzazione Net Zero Emission 2050 (NZE 2050) elaborato dalla IEA. Il valore d’uso complessivo delle proprietà Oil & Gas calcolato utilizzando i vari scenari di stress test evidenzia un margine “headroom” rispet- to ai valori di libro; sono comunque possibili delle svalutazioni come riportato nella tabella successiva. Di seguito i risultati in termini di variazione dell’headroom e di po- tenziali impatti di conto economico pre-tax: | Headroom valore d’uso | Possibili | | Assunzioni al 2050 ---|---|---|---|--- | delle CGU O&G Vs Valori di libro | svalutazioni | | in termini reali USD 2022 | Costi CO2 | Costi CO2 | € miliardi | Prezzo | Prezzo | Costo CO2 | deducibili | non deducibili | | Brent | gas europeo | | 77% | - | | 48 $/bbl | 6,2 $/mmBTU | Proiezioni costi CO2 EU/ETS + Scenario Eni | | | | | | previsione costi di forestry | 56% | - | (1,0) | | | Proiezioni costi CO2 EU/ETS + Haircut del 10% prezzi scenario Eni | | | | | | previsione costi di forestry Scenario Eni con incremento WACC+1% | 67% | - | (0,2) | | | Proiezioni costi CO2 EU/ETS + | | | | | | previsione costi di forestry Scenario IEA NZE 2050 | 28% | 23% | (3,2) - (4,3) | 25 $/bbl | 4,1 $/mmBTU | 250-180$ per tonnellata di CO2 (*) | | | | | | (*) Range di valori a seconda di economie avanzate, emergenti con e senza impegni net zero. Per le economie minori previsto un costo inferiore. Queste sensitivity non considerano possibili azioni di recupero di va- lore, quali riprogrammazione e/o cancellazione di attività di sviluppo pianificate, rinegoziazioni contrattuali, effetto sui costi o azioni volte ad accelerare il pay-back period. La sensitivity non è stata applicata alle linee di business Chimica e Generazione elettrica da gas a motivo dei valori contabili poco signi- ficativi delle immobilizzazioni materiali (rispettivamente €581 milioni e €766 milioni) e della vita economico-tecnica residua, mentre nes- sun impatto può essere associato alle raffinerie considerando che i loro valori contabili sono pari a zero. 293ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 16 Partecipazioni PARTECIPAZIONI VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO | 2023 | 2022 ---|---|--- (€ milioni) | Partecipazioni in imprese controllate | Partecipazioni in joint venture | Partecipazioni in imprese collegate | Totale | Partecipazioni in imprese controllate | Partecipazioni in joint venture | Partecipazioni in imprese collegate | Totale Valore iniziale | 50 | 7.065 | 4.977 | 12.092 | 44 | 2.057 | 3.786 | 5.887 Acquisizioni e sottoscrizioni | 3 | 1.024 | 186 | 1.213 | 21 | 900 | 686 | 1.607 Cessioni e rimborsi | | | | | (2) | (1) | (477) | (480) Plusvalenze da valutazione al patrimonio netto | 4 | 818 | 800 | 1.622 | 5 | 474 | 1.684 | 2.163 Minusvalenze da valutazione al patrimonio netto | (3) | (149) | (129) | (281) | (6) | (197) | (82) | (285) Decremento per dividendi | (1) | (939) | (1.060) | (2.000) | (3) | (483) | (708) | (1.194) Variazione dell'area di consolidamento | 3 | 13 | (227) | (211) | 5 | (710) | (1.122) | (1.827) Differenze di cambio da conversione | (2) | (244) | (166) | (412) | 2 | (231) | 230 | 1 Altre variazioni | (1) | 662 | (54) | 607 | (16) | 5.256 | 980 | 6.220 Valore finale | 53 | 8.250 | 4.327 | 12.630 | 50 | 7.065 | 4.977 | 12.092 Le acquisizioni e sottoscrizioni riguardano: (i) per €882 mi- lioni l’acquisizione da PBF Energy Inc del 50% del capitale di St. Bernard Renewables Llc che opera la bioraffineria presso l’hub di Chalmette, in Louisiana (Stati Uniti d’America) la cui produzione è stata avviata nel secondo semestre. L’allocazione del prezzo alle attività nette acquisite è stata effettuata su base provvisoria con rile- vazione di un goodwill di €45 milioni; (ii) per €154 milioni la sottoscri- zione dell’aumento di capitale di QatarEnergy LNG NFE (5) (ex Qatar Liquefied Gas Company Limited (9)) (Eni 25%) che partecipa con una quota del 12,5% nel progetto North Field East (NFE) assicurando ad Eni una quota del 3,125% nel megaprogetto del Qatar per lo sviluppo dell’LNG; (iii) per €42 milioni la sottoscrizione dell’aumento di capita- le di Vårgrønn AS, la joint venture (Eni 65%) che possiede la quota del 20% nei progetti eolici offshore Doggerbank A, B e C nel Regno Unito. Le plusvalenze da valutazione al patrimonio netto sono riferite es- senzialmente a: (i) Azule Energy Holdings Ltd per €653 milioni; (ii) Vår Energi ASA per €356 milioni; (iii) Abu Dhabi Oil Refining Com- pany (TAKREER) per €296 milioni; (iv) ADNOC Global Trading Ltd per €120 milioni; (v) Saipem SpA per €56 milioni; (vi) SeaCorridor Srl per €49 milioni; (vii) Mozambique Rovuma Venture SpA per €47 milioni. Le minusvalenze da valutazione al patrimonio netto sono riferite a: (i) Vårgrønn AS per €50 milioni; (ii) St. Bernard Renewables Llc per €42 milioni; (iii) Coral FLNG SA per €40 milioni. Il decremento per dividendi è riferito a: (i) Azule Energy Holdings Ltd per €829 milioni; (ii) Vår Energi ASA per €640 milioni; (iii) Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) per €277 milioni; (iv) ADNOC Glo- bal Trading Ltd per €129 milioni; (v) SeaCorridor Srl per €95 milioni. La variazione dell’area di consolidamento è riferita per €227 milioni all’acquisizione del controllo di Novamont SpA. Le business com- bination sono commentate alla nota n. 5 - Business combination e altre transazioni significative. Le altre variazioni comprendono la rilevazione iniziale a fair value della joint venture SeaCorridor Srl (quota Eni 50,1%) per €580 mi- lioni, superiore di €414 milioni rispetto al valore di libro della corri- spondente quota mantenuta, a seguito della business combination che ha comportato la cessione a Snam del 49,9% delle società Eni attive nella gestione del trasporto del gas naturale dall’Algeria me- diante i gasdotti TTPC e TMPC. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023294 ENI Il valore netto delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto riguarda le seguenti imprese: | 31.12.2023 | 31.12.2022 ---|---|--- | Valore | % | Valore | % (€ milioni) | contabile | di partecipazione | contabile | di partecipazione Imprese controllate: | | | | \- Altre | 53 | | 50 | | 53 | | 50 | Imprese in joint venture: | | | | \- Azule Energy Holdings Ltd | 4.750 | 50,00 | 5.073 | 50,00 \- St. Bernard Renewables Llc | 829 | 50,00 | | \- Saipem SpA | 722 | 31,20 | 645 | 31,20 \- SeaCorridor Srl | 530 | 50,10 | | \- Cardón IV SA | 443 | 50,00 | 433 | 50,00 \- Mozambique Rovuma Venture SpA | 343 | 35,71 | 308 | 35,71 \- Vårgrønn AS | 336 | 65,00 | 370 | 65,00 \- GreenIT SpA | 92 | 51,00 | 74 | 51,00 \- Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | 43 | 50,00 | 41 | 50,00 \- Hergo Renewables SpA | 32 | 65,00 | 33 | 65,00 \- LabAnalysis Environmental Scienze Srl | 25 | 30,00 | | \- Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA | 21 | 70,00 | 29 | 70,00 \- Altre | 84 | | 59 | | 8.250 | | 7.065 | Imprese collegate: | | | | \- Abu Dhabi Oil Refining Company (Takreer) | 2.434 | 20,00 | 2.497 | 20,00 \- Vår Energi ASA | 447 | 63,04 | 763 | 63,08 \- QatarEnergy LNG NFE (5) | 439 | 25,00 | 302 | 25,00 \- Coral FLNG SA | 239 | 25,00 | 330 | 25,00 \- ADNOC Global Trading Ltd | 145 | 20,00 | 158 | 20,00 \- United Gas Derivatives Co | 81 | 33,33 | 72 | 33,33 \- Novis Renewables Holdings Llc | 70 | 49,00 | 74 | 49,00 \- Bluebell Solar Class A Holdings II Llc | 70 | 99,00 | 73 | 99,00 \- Novamont SpA | | | 255 | 35,00 \- Altre | 402 | | 453 | | 4.327 | | 4.977 | | 12.630 | | 12.092 | Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto sono analizzate per settore di attività alla nota n. 35 - Informazioni per set- tore di attività e per area geografica. | Saipem SpA | Vår Energi ASA ---|---|--- Numero di azioni ordinarie | 622.476.192 | 1.573.713.749 % di partecipazione | 31,20 | 63,04 Prezzo delle azioni (€) | 1,47000 | 2,86287 Valore di mercato (€ milioni) | 915 | 4.505 Valore di libro (€ milioni) | 722 | 447 Al 31 dicembre 2023 i valori di libro e di mercato della Saipem SpA e della Vår Energi ASA, società quotate in borsa partecipate da Eni e valutate ad equity, sono i seguenti: 295ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Al 31 dicembre 2023 la capitalizzazione di borsa del titolo Saipem è superiore al valore di libro della partecipazione di €193 milioni; il valore di carico è allineato alla corrispondente frazione del patrimo- nio netto contabile della partecipata, al netto della quota ascrivibile all’emissione di obbligazioni convertibili. Al 31 dicembre 2023 la capitalizzazione di borsa del titolo Vår Energi ASA per la quota Eni è superiore di €4.058 milioni rispetto al valore di libro della partecipazione. Le ulteriori informazioni richieste sulle partecipazioni sono indicate alla nota n. 37 - Altre informazioni sulle partecipazioni. Altre partecipazioni (€ milioni) | 2023 | 2022 ---|---|--- Valore iniziale | 1.202 | 1.294 Acquisizioni e sottoscrizioni | 102 | 68 Valutazione al fair value con effetto a OCI | 45 | 56 Differenze di cambio da conversione | (28) | 42 Altre variazioni | (65) | (258) Valore finale | 1.256 | 1.202 La valutazione del fair value delle principali partecipazioni mino- ritarie non quotate, rientrante nel livello 3 della gerarchia del fair value, è stata determinata adottando principalmente, quale tec- nica di valutazione, un approccio che tiene conto del patrimonio netto contabile e del valore attuale degli extra redditi attesi (cd. residual income approach). Tale tecnica di valutazione considera, tra l’altro, i seguenti input: (i) gli utili netti attesi, considerati rap- presentativi della futura profittabilità delle partecipate, determi- nati sulla base dei piani aziendali e rettificati, ove opportuno, per tener conto delle ipotesi che sarebbero considerate da operatori di mercato; (ii) il costo del capitale, rettificato per tener conto del rischio paese specifico in cui si svolgono le attività intraprese dal- le partecipate. Variazioni dell’1% del costo del capitale conside- rato nella valutazione non producono significative modifiche alla valutazione del fair value. I dividendi distribuiti dalle altre partecipazioni minoritarie sono commentati alla nota n. 32 \- Proventi (oneri) su partecipazioni. Il valore di libro delle partecipazioni al 31 dicembre 2023 include: (i) la Nigeria LNG Ltd per €642 milioni (€668 milioni al 31 dicem- bre 2022); (ii) la Saudi European Petrochemical Co “IBN ZAHR” per €121 milioni (€108 milioni al 31 dicembre 2022); (iii) la Darwin LNG Pty Ltd per €78 milioni (€71 milioni al 31 dicembre 2022). Le partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto, collegate e rilevanti al 31 dicembre 2023 sono indicate nell’allega- to “Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2023” che costituisce parte integrante delle presenti note. 17 Altre attività finanziarie | 31.12.2023 | 31.12.2022 ---|---|--- (€ milioni) | Correnti | Non correnti | Correnti | Non correnti Crediti finanziari strumentali all’attività operativa a lungo termine | 34 | 2.240 | 11 | 1.911 Crediti finanziari strumentali all’attività operativa a breve termine | 7 | | 8 | | 41 | 2.240 | 19 | 1.911 Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa | 855 | | 1.485 | | 896 | 2.240 | 1.504 | 1.911 Titoli strumentali all’attività operativa | | 61 | | 56 | 896 | 2.301 | 1.504 | 1.967 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023296 ENI I crediti finanziari sono esposti al netto del fondo svalutazione che si analizza come segue: (€ milioni) | 2023 | 2022 ---|---|--- Valore iniziale | 391 | 403 Accantonamenti | 15 | 13 Rilasci | (9) | (43) Differenze di cambio da conversione | (13) | 21 Altre variazioni | (1) | (3) Valore finale | 383 | 391 I crediti finanziari strumentali all’attività operativa riguardano finan- ziamenti concessi principalmente dal settore Exploration & Pro- duction (€2.173 milioni) a società collegate e joint agreement per l’esecuzione di progetti industriali di interesse Eni. Tali crediti sono espressione di interessenze di lungo termine nelle iniziative finan- ziate. L’esposizione maggiore è nei confronti: (i) della Mozambique Rovuma Venture SpA (Eni 35,71%) per €1.339 milioni (€1.187 milioni al 31 dicembre 2022), impegnata nello sviluppo delle riserve di gas naturale della scoperta Mamba nell’Area 4 dell’offshore del Mozam- bico; (ii) della Coral FLNG SA (Eni 25%) per €453 milioni (€356 milioni al 31 dicembre 2022). I crediti finanziari strumentali all’attività operativa con scadenza oltre i 5 anni ammontano a €149 milioni (€164 milioni al 31 dicembre 2022). Il fair value dei crediti finanziari strumentali all’attività operativa non correnti ammonta a €2.285 milioni ed è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra 1,9% e 5,2% (1,8% e 5,1% al 31 dicembre 2022). Per la valutazione delle altre attività finanziarie a lungo termine è sta- ta considerata la probabilità di default nei successivi 12 mesi non essendosi ravvisati significativi deterioramenti dei meriti di credito. I crediti finanziari non strumentali all’attività operativa riguardano per €712 milioni (€1.266 milioni al 31 dicembre 2022) depositi vincolati a garanzia di operazioni su contratti derivati riferiti essenzialmente al settore Global Gas & LNG Portfolio. I crediti finanziari sono denominati in euro e in dollari USA rispettiva- mente per €630 milioni e €2.503 milioni. Titoli per €19 milioni (€20 milioni al 31 dicembre 2022) sono vincolati a garanzia del cauzionamento bombole del gas sulla base di norme di legge italiane. L’analisi dei titoli per emittente è la seguente: | Costo | Valore | | Tasso di | | Classe | ---|---|---|---|---|---|---|--- | Ammortizzato | Nominale | Fair Value | rendimento | Anno di | di rating | Classe di | (€ milioni) | (€ milioni) | (€ milioni) | nominale % | scadenza | Moody's | rating S&P Stati Sovrani | | | | | | | Tasso fisso | | | | | | | Italia | 19 | 19 | 17 | da 0 a 2,65 | dal 2024 al 2031 | Baa3 | BBB Altri (a) | 25 | 25 | 25 | da 0,1 a 5,0 | dal 2024 al 2027 | da Aa1 a Baa2 | da AA+ a BBB- Tasso variabile | | | | | | | Italia | 12 | 12 | 12 | da 4,62 a 5,07 | dal 2024 al 2026 | Baa3 | BBB Totale Stati Sovrani | 56 | 56 | 54 | | | | Altri istituti finanziari | | | | | | | Banca Europea per gli investimenti | 5 | 5 | 5 | 3,98 | dal 2023 al 2024 | Aaa | AAA Totale | 61 | 61 | 59 | | | | (a) Di importo unitario inferiore a €10 milioni. I titoli in portafoglio che scadono entro cinque anni ammontano a €55 milioni. Il fair value dei titoli è determinato sulla base delle quotazioni di mercato. I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate. 297ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 18 Debiti commerciali e altri debiti (€ milioni) | 31.12.2023 | 31.12.2022 ---|---|--- Debiti commerciali | 14.231 | 19.527 Acconti e anticipi da partner per attività di esplorazione e produzione | 717 | 606 Debiti verso fornitori per attività di investimento | 2.335 | 2.561 Debiti verso partner per attività di esplorazione e produzione | 1.215 | 1.235 Debiti verso altri | 2.156 | 1.780 | 20.654 | 25.709 Il decremento dei debiti commerciali di €5.296 milioni è riferito al settore Global Gas & LNG Portfolio per €5.711 milioni e risente della diminuzione dei prezzi delle commodity energetiche che hanno fatto diminuire il valore nominale dei debiti e, in aumento, al settore Enilive, Refining e Chimica per €493 milioni. I debiti verso altri comprendono: (i) debiti verso società di factoring con- nessi alla cessione del credito d’imposta maturato in base ai provvedi- menti Ecobonus e Superbonus per €728 milioni (€246 milioni al 31 di- cembre 2022); (ii) debiti verso il personale per €287 milioni (€255 milioni al 31 dicembre 2022); (iii) gli importi ancora dovuti per l’attivazione della clausola take-or-pay dei contratti di fornitura long-term di €187 milioni (€284 milioni al 31 dicembre 2022); (iv) debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale per €110 milioni (€100 milioni al 31 dicembre 2022). I debiti commerciali e altri debiti sono denominati in euro e in dollari USA rispettivamente per €10.200 milioni e €10.421 milioni. La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo in- tercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza. I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 \- Rapporti con parti correlate. 19 Passività finanziarie | 31.12.2023 | 31.12.2022 ---|---|--- | | Quote a | | | | Quote a | | | | breve di | | | | breve di | | | Passività | passività | Passività | | Passività | passività | Passività | | finanziarie | finanziarie | finanziarie | | finanziarie | finanziarie | finanziarie | | a breve | a lungo | a lungo | | a breve | a lungo | a lungo | (€ milioni) | termine | termine | termine | Totale | termine | termine | termine | Totale Banche | 2.810 | 600 | 1.116 | 4.526 | 3.645 | 851 | 1.999 | 6.495 Obbligazioni ordinarie | | 1.956 | 19.535 | 21.491 | | 2.142 | 17.368 | 19.510 Obbligazioni convertibili sustainability-linked | | 9 | 917 | 926 | | | | Altri finanziatori | 1.282 | 356 | 148 | 1.786 | 801 | 104 | 7 | 912 | 4.092 | 2.921 | 21.716 | 28.729 | 4.446 | 3.097 | 19.374 | 26.917 L’incremento delle passività finanziarie di €1.812 milioni è detta- gliato nella tabella “Variazioni delle passività finanziarie derivanti da attività di finanziamento” riportata alla fine della presente nota. Al 31 dicembre 2023 le passività finanziarie con banche comprendono per €701 milioni contratti di finanziamento sustainability-linked, che prevedono un meccanismo di aggiustamento del costo del finanzia- mento collegato al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibi- lità, che sono indicati nel commento dei prestiti obbligazionari. Eni ha stipulato con la Banca Europea per gli Investimenti accordi di finanziamento a lungo termine che prevedono il mantenimento di un rating minimo. Nel caso di perdita del rating minimo, gli ac- cordi prevedono la facoltà per la Banca Europea per gli Investimenti di richiedere garanzie alternative accettabili per la stessa Banca. Al 31 dicembre 2023 e al 31 dicembre 2022 i debiti finanziari soggetti a queste clausole restrittive ammontavano rispettivamente a €732 milioni e a €862 milioni. Eni ha rispettato le condizioni concordate. Eni ha in essere un programma di Euro Medium-Term Notes, gra- zie al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali fino a €20 miliardi; al 31 dicembre 2023 il programma risulta utilizzato per €16,8 miliardi. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023298 ENI L’analisi delle obbligazioni ordinarie per emittente e per valuta con l’indicazione della scadenza e del tasso di interesse è la seguente: | | Disaggio di emissione | | | | ---|---|---|---|---|---|--- (€ milioni) | Importo | e rateo di interesse | Totale | Valuta | Scadenza | Tasso (%) Società emittente | | | | | | Euro Medium-Term Notes | | | | | | Eni SpA | 1.250 | 22 | 1.272 | EUR | 2033 | 4,250 Eni SpA | 1.200 | 14 | 1.214 | EUR | 2025 | 3,750 Eni SpA | 1.000 | 31 | 1.031 | EUR | 2029 | 3,625 Eni SpA | 1.000 | 12 | 1.012 | EUR | 2026 | 1,500 Eni SpA | 1.000 | 4 | 1.004 | EUR | 2030 | 0,625 Eni SpA | 1.000 | 4 | 1.004 | EUR | 2026 | 1,250 Eni SpA | 1.000 | 10 | 1.010 | EUR | 2031 | 2,000 Eni SpA | 900 | 1 | 901 | EUR | 2024 | 0,625 Eni SpA | 800 | 3 | 803 | EUR | 2028 | 1,625 Eni SpA | 750 | 13 | 763 | EUR | 2024 | 1,750 Eni SpA | 750 | 8 | 758 | EUR | 2027 | 1,500 Eni SpA | 750 | (3) | 747 | EUR | 2034 | 1,000 Eni SpA | 679 | 10 | 689 | USD | 2027 | variabile Eni SpA | 650 | 5 | 655 | EUR | 2025 | 1,000 Eni SpA | 600 | (2) | 598 | EUR | 2028 | 1,125 Eni SpA | 500 | 3 | 503 | EUR | 2025 | 1,275 Eni SpA | 452 | | 452 | USD | 2026 | variabile Eni SpA | 452 | (1) | 451 | USD | 2026 | variabile Eni SpA | 100 | 4 | 104 | EUR | 2028 | 5,441 Eni SpA | 75 | 2 | 77 | EUR | 2043 | 3,875 Eni SpA | 70 | 1 | 71 | EUR | 2032 | 4,000 Eni SpA | 50 | (1) | 49 | EUR | 2031 | 4,800 Eni SpA - Sustainability-linked | 1.000 | (1) | 999 | EUR | 2028 | 0,375 Eni SpA - Sustainability-linked | 750 | 14 | 764 | EUR | 2027 | 3,625 | 16.778 | 153 | 16.931 | | | Altri prestiti obbligazionari | | | | | | Eni SpA | 905 | 7 | 912 | USD | 2028 | 4,750 Eni SpA | 905 | 1 | 906 | USD | 2029 | 4,250 Eni USA Inc | 362 | 1 | 363 | USD | 2027 | 7,300 Eni SpA | 317 | 1 | 318 | USD | 2040 | 5,700 Eni Plenitude Wind 2022 SpA | 17 | | 17 | EUR | 2031 | variabile Eni SpA - Sustainability-linked - Retail | 2.000 | 44 | 2.044 | EUR | 2028 | 4,300 | 4.506 | 54 | 4.560 | | | | 21.284 | 207 | 21.491 | | | Nell’anno sono stati emessi complessivamente prestiti obbligazionari ordinari per €4.000 milioni. Le nuove emissioni hanno riguardato, in particolare, un prestito obbligazionario di €1.250 milioni all’interno del programma Euro Medium Term Notes e due prestiti obbligazionari collegati al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità, il primo destinato ad un pubblico retail di €2.000 milioni e il secondo nell’ambito del programma Euro Medium Term Notes di €750 milio- ni. I parametri di sostenibilità sono: (i) Net Carbon Footprint upstream (Scope 1 e 2) pari o inferiore a 5,2 milioni di tonnellate di CO 2 equivalen- ti al 31 dicembre 2025; (ii) capacità installata per la produzione di ener- gia elettrica da fonti rinnovabili pari o superiore a 5 GW al 31 dicembre 2025\. Nel caso di mancato raggiungimento di uno dei due obiettivi gli accordi prevedono un incremento del tasso di interesse. Eni SpA nell’ambito del programma Euro Medium-Term Notes ha in essere, inoltre, un sustainability-linked bond per un ammontare nomi- nale complessivo di €1.000 milioni le cui obbligazioni sono collegate al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità, che riguar- dano: (i) Net Carbon Footprint upstream (emissioni GHG Scope 1 \+ 299ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Scope 2) inferiori o uguali a 7,4 milioni di tonnellate di CO 2 equivalenti entro il 2024; (ii) capacità installata da fonti rinnovabili di 5 GW entro il 2025. Nel caso di mancato raggiungimento di uno dei due obiettivi gli accordi prevedono un incremento del tasso di interesse. Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi ammontano a €2.821 milioni. Le informazioni relative alle obbli- gazioni convertibili senior unsecured sustainability-linked sono le seguenti: | | Disaggio | | | | ---|---|---|---|---|---|--- | | di emissione | | | | | | e rateo | | | | Tasso (€ milioni) | Importo | di interesse | Totale | Valuta | Scadenza | (%) Società emittente | | | | | | Eni SpA - Obbligazioni convertibili senior unsecured sustainability-linked | 1.000 | 5 | 1.005 | EUR | 2030 | 2,950 di cui: componente passività finanziaria | 920 | 6 | 926 | | | di cui: componente di patrimonio nettto | 80 | (1) | 79 | | | Nel corso del 2023 Eni SpA ha emesso un prestito obbligazionario con- vertibile senior unsecured sustainability-linked per un valore nominale complessivo di €1.000 milioni. Le obbligazioni saranno convertibili in azioni ordinarie Eni acquistate nell’ambito del piano di acquisto di azio- ni proprie approvato dalla Assemblea degli Azionisti del 10 maggio 2023 e avranno una durata di 7 anni, saranno emesse ad un prezzo pari al 100% del loro valore nominale e pagheranno una cedola annua- le del 2,95%. Il prezzo di conversione sarà di €17,5513, rappresentante un premio del 20% sopra il prezzo di riferimento di €14,6261, determi- nato come prezzo medio ponderato (Volume Weighted Average Price o VWAP) delle azioni ordinarie Eni rilevato sul mercato regolamentato di Borsa Italiana nella giornata del 7 settembre 2023 tra il momento di avvio delle contrattazioni e la fissazione dei termini economici del col- locamento. Le obbligazioni saranno collegate al conseguimento dei target di sostenibilità relativi a emissioni nette di gas serra (Scope 1 e Scope 2) associate alle operazioni Upstream e alla capacità installata per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, secondo le modalità previste nei termini e condizioni delle obbligazioni. Le passività finanziarie sono di seguito analizzate nella valuta in cui sono denominate e con l’indicazione del tasso medio ponderato di riferimento. | | 31.12.2023 | | | 31.12.2022 | ---|---|---|---|---|---|--- | | | Passività | | | | Passività | | | | finanziarie a | | | | finanziarie a | | | | lungo termine | | | | lungo termine | | Passività | | e quote a breve | | Passività | | e quote a breve | | finanziarie | Tasso | di passività | Tasso | finanziarie | Tasso | di passività | Tasso | a breve | medio | finanziarie a | medio | a breve | medio | finanziarie a | medio | termine | ponderato | lungo termine | ponderato | termine | ponderato | lungo termine | ponderato | (€ milioni) | (%) | (€ milioni) | (%) | (€ milioni) | (%) | (€ milioni) | (%) Euro | 3.469 | 3,3 | 20.293 | 2,4 | 3.994 | 0,9 | 17.171 | 1,8 Dollaro USA | 614 | 5,5 | 4.342 | 5,9 | 337 | 2,2 | 5.298 | 5,1 Altre valute | 9 | 2,5 | 2 | 5,9 | 115 | | 2 | 2,4 Totale | 4.092 | | 24.637 | | 4.446 | | 22.471 | Al 31 dicembre 2023 Eni dispone di linee di credito committed di €9.120 milioni (€8.298 milioni al 31 dicembre 2022). Questi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo in linea con le normali condi- zioni di mercato. Le linee di credito committed si analizzano come segue: (€ milioni) | 31.12.2023 | 31.12.2022 ---|---|--- Linee di credito sustainability‐linked a lungo comprensive delle quote a breve non utilizzate | 9.000 | 8.100 Altre linee di credito a lungo non utilizzate | 12 | 2 Altre linee di credito a lungo comprensive delle quote a breve utilizzate | 3 | 70 Linee di credito a lungo termine | 9.015 | 8.172 Linee di credito a breve non utilizzate | 38 | 43 Linee di credito a breve utilizzate | 67 | 83 Linee di credito a breve termine | 105 | 126 | 9.120 | 8.298 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023300 ENI Al 31 dicembre 2023 non risultano inadempimenti di clausole contrattuali connesse a contratti di finanziamento. Il fair value dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi delle quote a breve termine si analizza come segue: (€ milioni) | 31.12.2023 | 31.12.2022 ---|---|--- Obbligazioni ordinarie e Obbligazioni Sustainability‐Linked | 21.025 | 18.167 Obbligazioni convertibili sustainability‐linked | 1.061 | Banche | 1.652 | 2.733 Altri finanziatori | 505 | 111 | 24.243 | 21.011 Il fair value dei debiti finanziari è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra 1,9% e 5,2% (1,8% e 5,1% al 31 dicembre 2022). La valutazione al fair value delle passività finanziarie a breve termine non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza e le condizioni di remunerazione. VARIAZIONI DELLE PASSIVITÀ FINANZIARIE DERIVANTI DA ATTIVITÀ DI FINANZIAMENTO | Debiti finanziari | Debiti | Passività per beni in leasing | ---|---|---|---|--- | a lungo termine e quote | finanziari | a lungo termine e quote a breve | | a breve di debiti finanziari | a breve | di passività per leasing | (€ milioni) | a lungo termine | termine | a lungo termine | Totale Valore al 31.12.2022 | 22.471 | 4.446 | 4.951 | 31.868 Variazioni monetarie | 1.810 | (1.495) | (963) | (648) Differenze di cambio da conversione e da allineamento | (144) | 182 | (116) | (78) Variazione area di consolidamento | 38 | 352 | 13 | 403 Altre variazioni non monetarie | 462 | 607 | 1.451 | 2.520 Valore al 31.12.2023 | 24.637 | 4.092 | 5.336 | 34.065 Valore al 31.12.2021 | 25.495 | 2.299 | 5.337 | 33.131 Variazioni monetarie | (3.944) | 1.375 | (994) | (3.563) Differenze di cambio da conversione e da allineamento | 208 | 547 | 289 | 1.044 Variazione area di consolidamento | 477 | (95) | (1.953) | (1.571) Altre variazioni non monetarie | 235 | 320 | 2.272 | 2.827 Valore al 31.12.2022 | 22.471 | 4.446 | 4.951 | 31.868 La variazione dell’area di consolidamento è riferita all’acquisizione del controllo del gruppo Novamont per €211 milioni e alle acquisizioni ef- fettuate nell’ambito delle attività rinnovabili di Plenitude per €33 milioni. Le altre variazioni non monetarie comprendono €1.584 milioni di assun- zioni di passività per beni in leasing e €1.047 milioni di debiti verso for- nitori con i quali sono state negoziate dilazioni dei termini di pagamento che hanno comportato la classificazione del debito come finanziario. Le passività per beni in leasing sono commentate alla nota n. 13 \- Dirit- to di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing. I debiti finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate. 301ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 20 Analisi dell’indebitamento finanziario netto (€ milioni) | 31.12.2023 | 31.12.2022 ---|---|--- A. Disponibilità liquide | 3.731 | 3.351 B. Mezzi equivalenti a disponibilità liquide | 6.462 | 6.804 C. Altre attività finanziarie correnti | 7.637 | 9.736 D. Liquidità (A+B+C) | 17.830 | 19.891 E. Debito finanziario corrente | 6.057 | 6.588 F. Quota corrente del debito finanziario non corrente | 2.084 | 1.839 G. Indebitamento finanziario corrente (E+F) | 8.141 | 8.427 H. Indebitamento finanziario corrente netto (G-D) | (9.689) | (11.464) I. Debito finanziario non corrente | 5.472 | 6.073 J. Strumenti di debito | 20.452 | 17.368 K. Debiti commerciali e altri debiti non correnti | | L. Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K) | 25.924 | 23.441 M. Totale indebitamento finanziario (H+L) | 16.235 | 11.977 Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono €205 mi- lioni (€97 milioni al 31 dicembre 2022) soggetti a misure di pigno- ramento da parte di terzi e di vincoli relativi al pagamento di debiti. Le altre attività finanziarie correnti comprendono: (i) le attività finan- ziarie valutate al fair value con effetto a conto economico che sono commentate alla nota n. 7 \- Attività finanziarie valutate al fair value con effetto a conto economico; (ii) crediti finanziari che sono com- mentati alla nota n. 17 - Altre attività finanziarie. La composizione delle voci relative ai debiti finanziari correnti e non correnti è indicata alla nota n. 19 - Passività finanziarie. La quota corrente del debito finanziario non corrente e il debito fi- nanziario non corrente comprendono passività per beni in leasing rispettivamente per €1.128 milioni e €4.208 milioni (rispettivamente €884 milioni e €4.067 milioni al 31 dicembre 2022) di cui €480 mi- lioni (€494 milioni al 31 dicembre 2022) relativi alla quota delle pas- sività di competenza dei joint operator nei progetti a guida Eni che sarà recuperata attraverso il meccanismo di riaddebito delle cash call. Maggiori informazioni sulle passività per beni in leasing sono riportate alla nota n. 13 \- Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing. 21 Fondi per rischi e oneri (€ milioni) | Fondo abbandono e ripristino siti e social project | Fondo rischi ambientali | Fondo rischi per contenziosi | Fondo per imposte non sul reddito | Fondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione | Fondo copertura perdite di imprese partecipate | Fondo mutua assicurazione Everen (ex OIL) | Altri fondi | Totale ---|---|---|---|---|---|---|---|---|--- Valore al 31.12.2022 | 9.322 | 3.503 | 947 | 219 | 327 | 189 | 97 | 663 | 15.267 Accantonamenti | 310 | 783 | 132 | 16 | 97 | 20 | 3 | 574 | 1.935 Rilevazione iniziale e variazione stima | 748 | | | | | | | | 748 Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo | 284 | 57 | | | | | | | 341 Utilizzi a fronte oneri | (731) | (476) | (202) | (16) | (161) | | | (75) | (1.661) Rilasci per esuberanza | (5) | (224) | (219) | (8) | | (15) | (4) | (41) | (516) Differenze cambio da conversione | (156) | (2) | (11) | (4) | | (1) | | (4) | (178) Variazione area di consolidamento | 88 | | | | | | | | 88 Altre variazioni | (390) | (28) | 34 | (24) | (18) | 15 | 9 | (89) | (491) Valore al 31.12.2023 | 9.470 | 3.613 | 681 | 183 | 245 | 208 | 105 | 1.028 | 15.533 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023302 ENI Il fondo abbandono e ripristino siti e social project accoglie: (i) per €8.027 milioni la stima dei costi che saranno sostenuti al termine dell’attività di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti; (ii) per €817 milioni la stima degli oneri per social project del settore Exploration & Production riferiti per €442 milioni agli oneri da sostenere a fronte degli impegni assunti tra Eni SpA e la Regione Basilicata in relazio- ne al programma di sviluppo petrolifero nell’area della concessione Val d’Agri; (iii) per €547 milioni la stima dei costi di abbandono di linee produttive e strutture logistiche ausiliarie della business Eni- live e Refining. Gli accantonamenti al fondo abbandono e ripristino siti riguardano: (i) per €185 milioni la revisione stima dei costi di abbandono di asset Oil & Gas completamente ammortizzati o non produttivi; (ii) per €92 milioni la demolizione e la rimozione di linee produttive e strutture logistiche ausiliarie di raffinazione per le qua- li il management ha valutato l’assenza di prospettive economiche nell’attuale scenario dei prodotti raffinati, nonché la non percorribi- lità di opzioni di riconversione o di riutilizzo in processi di decarbo- nizzazione, in linea con la strategia Eni di progressivo disimpegno dal settore; (iii) per €33 milioni lo smantellamento di un impianto petrolchimico e il conseguente ripristino del sito. La rilevazione ini- ziale e variazione stima comprende l’aggiornamento delle stime dei costi di smantellamento/ripristino (principalmente in UK, Italia, USA e Libia) e l’effetto incrementativo dell’attualizzazione in relazione al ridimensionamento della curva dei tassi d’interesse dell’area Euro. Gli oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo rilevati a conto economico sono stati determinati con tassi di attualizzazione com- presi tra il 2,2% e il 5,4% (-0,3% e 6,1% al 31 dicembre 2022). La va- riazione dell’area di consolidamento è riferita al settore Exploration & Production per €87 milioni. Gli esborsi connessi agli interventi di smantellamento e di ripristino saranno sostenuti in un arco tempo- rale che copre i prossimi 50 anni, con inizio degli utilizzi essenzial- mente oltre i 12 mesi. Il fondo rischi ambientali accoglie la stima degli oneri relativi a in- terventi di bonifica ambientale e di ripristino dello stato dei suoli e delle falde delle aree di proprietà o in concessione di siti prevalen- temente dismessi, chiusi e smantellati o in fase di ristrutturazione per i quali sussiste, alla data di bilancio, un’obbligazione legale o “constructive” di Eni all’esecuzione degli interventi, compresi gli oneri da “strict liability” cioè connessi agli obblighi di ripristino di siti contaminati che rispettavano i parametri di legge al tempo in cui si verificarono gli episodi di inquinamento o a causa della respon- sabilità di terzi operatori ai quali Eni è subentrato nella gestione del sito. Il presupposto per la rilevazione di tali costi ambientali è la valutazione della probabilità di sostenimento e la possibilità di stimarli in modo attendibile. Gli accantonamenti riguardano: (i) per €283 milioni le attività di bonifica presso i siti industriali dismessi in Italia e i costi relativi al trattamento delle acque di falda; (ii) per circa €200 milioni impianti di raffinazione, depositi, distribuzione carbu- ranti e oleodotti; (iii) per €58 milioni le attività di bonifica presso gli impianti petrolchimici. Alla data di bilancio, la consistenza del fondo è riferita alla Eni Rewind SpA per €2.391 milioni e alla linea di business Enilive e Refining per €739 milioni. Il fondo rischi per contenziosi accoglie gli oneri previsti a fronte di contenziosi in sede giudiziale e stragiudiziale, correlati a contesta- zioni contrattuali e procedimenti di natura commerciale, anche in sede arbitrale, sanzioni per procedimenti antitrust e di altra natura. Il fondo è stato stanziato sulla base della miglior stima della passività esistente alla data di bilancio ed è riferito al settore Exploration & Production per €290 milioni. Il fondo per imposte non sul reddito riguarda gli oneri che si pre- vede di sostenere per contenziosi e contestazioni pendenti con le Autorità fiscali in relazione alle incertezze applicative delle norme in vigore ed è riferito al settore Exploration & Production per €154 milioni. In particolare, gli oneri sono relativi principalmente al con- tenzioso in materia di potere impositivo delle amministrazioni lo- cali italiane sulle piattaforme offshore Eni localizzate nelle acque territoriali comunali. Il fondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione accoglie gli oneri verso terzi previsti a fronte dei sinistri assicurati dalla com- pagnia di assicurazione di Gruppo Eni Insurance DAC. A fronte di tale passività sono iscritti all’attivo di bilancio €38 milioni di crediti verso compagnie di assicurazione presso le quali sono stati riassicurati parte dei suddetti rischi. Il fondo copertura perdite di imprese partecipate accoglie gli stanzia- menti effettuati in sede di valutazione delle partecipazioni a fronte di perdite eccedenti il patrimonio netto delle imprese partecipate e riguarda in particolare Industria Siciliana Acido Fosforico \- ISAF \- SpA (in liquidazione) per €168 milioni. Il fondo mutua assicurazione Everen (ex OIL) accoglie gli oneri relati- vi ai premi assicurativi che saranno liquidati nei prossimi 5 anni alla Mutua Assicurazione a cui Eni partecipa insieme ad altre compagnie petrolifere. Sulla base delle previsioni di esborso in relazione all’avanzamento delle attività di bonifica e di decommissioning di asset petroliferi esauriti, la quota a breve termine dei fondi rischi ammonta a circa €1,3 miliardi. 303ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 22 Fondi per benefici ai dipendenti (€ milioni) | 31.12.2023 | 31.12.2022 ---|---|--- Piani a benefici definiti: | | \- TFR | 156 | 177 \- Piani esteri a benefici definiti | 121 | 142 \- Fisde, altri piani medici esteri e altri | 118 | 126 | 395 | 445 Altri fondi per benefici ai dipendenti | 353 | 341 | 748 | 786 La passività relativa agli impegni Eni di copertura delle spese sa- nitarie del personale è determinato considerando, tra l’altro, i con- tributi versati dall’azienda. Gli altri fondi per benefici ai dipendenti riguardano gli incentivi monetari differiti per €120 milioni, il contratto di espansione per €118 milioni, i piani isopensione di Eni Plenitude SpA Società Be- nefit per €77 milioni, i premi di anzianità per €26 milioni e gli altri piani a lungo termine per €12 milioni. I fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche at- tuariali, si analizzano come di seguito indicato: | 2023 | 2022 | | ---|---|---|---|--- (€ milioni) | TFR | Piani esteri a benefici definiti | Fisde, altri piani medici esteri e altri | Totale piani a benefici definiti | Altri fondi per benefici ai dipendenti | Totale | TFR | Piani esteri a benefici definiti | Fisde, altri piani medici esteri e altri | Totale piani a benefici definiti | Altri fondi per benefici ai dipendenti | Totale Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio | 177 | 644 | 126 | 947 | 341 | 1.288 | 227 | 761 | 162 | 1.150 | 301 | 1.451 Costo corrente | 1 | 10 | 2 | 13 | 51 | 64 | 1 | 11 | 3 | 15 | 52 | 67 Interessi passivi | 6 | 29 | 4 | 39 | 10 | 49 | 2 | 24 | 2 | 28 | 1 | 29 Rivalutazioni: | 5 | 24 | 1 | 30 | (2) | 28 | (26) | (118) | (33) | (177) | (22) | (199) \- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche | 1 | 1 | | 2 | (1) | 1 | | 9 | | 9 | (2) | 7 \- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie | 4 | 8 | 2 | 14 | 1 | 15 | (34) | (144) | (35) | (213) | (15) | (228) \- Effetto dell'esperienza passata | | 15 | (1) | 14 | (2) | 12 | 8 | 17 | 2 | 27 | (5) | 22 Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione | 2 | (13) | 4 | (7) | 91 | 84 | | | | | 127 | 127 Contributi al piano: | | 1 | | 1 | | 1 | | 1 | | 1 | | 1 \- Contributi dei dipendenti | | 1 | | 1 | | 1 | | 1 | | 1 | | 1 Benefici pagati | (37) | (39) | (9) | (85) | (97) | (182) | (28) | (30) | (8) | (66) | (87) | (153) Riclassifica a passività direttamente associabili ad attività destinate | | (147) | (6) | (153) | (2) | (155) | | (2) | (2) | (4) | | (4) alla vendita | | | | | | | | | | | | Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | 2 | (129) | (4) | (131) | (39) | (170) | 1 | (3) | 2 | | (31) | (31) Valore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio (a) | 156 | 380 | 118 | 654 | 353 | 1.007 | 177 | 644 | 126 | 947 | 341 | 1.288 Attività a servizio del piano all'inizio dell'esercizio | | 503 | | 503 | | 503 | | 633 | | 633 | | 633 Interessi attivi | | 19 | | 19 | | 19 | | 18 | | 18 | | 18 Rendimento delle attività a servizio del piano | | | | | | | | (117) | | (117) | | (117) Spese amministrative pagate | | | | | | | | (1) | | (1) | | (1) Contributi al piano: | | 25 | | 25 | | 25 | | 14 | | 14 | | 14 \- Contributi dei dipendenti | | 1 | | 1 | | 1 | | 1 | | 1 | | 1 \- Contributi del datore di lavoro | | 24 | | 24 | | 24 | | 13 | | 13 | | 13 Benefici pagati | | (31) | | (31) | | (31) | | (21) | | (21) | | (21) Riclassifica a passività direttamente associabili ad attività destinate | | (123) | | (123) | | (123) | | | | | | alla vendita | | | | | | | | | | | | Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | | (132) | | (132) | | (132) | | (23) | | (23) | | (23) Attività a servizio del piano alla fine dell'esercizio (b) | | 261 | | 261 | | 261 | | 503 | | 503 | | 503 Massimale di attività all'inizio dell'esercizio | | 1 | | 1 | | 1 | | 1 | | 1 | | 1 Modifiche nel massimale di attività | | 1 | | 1 | | 1 | | | | | | Massimale di attività alla fine dell'esercizio (c) | | 2 | | 2 | | 2 | | 1 | | 1 | | 1 Passività netta rilevata in bilancio (a-b+c) | 156 | 121 | 118 | 395 | 353 | 748 | 177 | 142 | 126 | 445 | 341 | 786 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023304 ENI I costi relativi alle passività per benefici verso i dipendenti, valutati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si analizzano come segue: (€ milioni) | TFR | Piani esteri | a benefici definiti | Fisde, altri | piani medici | esteri e altri | Totale piani a benefici definiti | Altri fondi | per benefici ai dipendenti | Totale ---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|--- 2023 | | | | | | | | | | Costo corrente | 1 | | 10 | | | 2 | 13 | | 51 | 64 Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione | 2 | | (13) | | | 4 | (7) | | 91 | 84 Interessi passivi (attivi) netti: | | | | | | | | | | \- Interessi passivi sull'obbligazione | 6 | | 29 | | | 4 | 39 | | 10 | 49 \- Interessi attivi sulle attività a servizio del piano | | | (19) | | | | (19) | | | (19) Totale interessi passivi (attivi) netti | 6 | | 10 | | | 4 | 20 | | 10 | 30 \- di cui rilevato nel "Costo lavoro" | | | | | | | | | 10 | 10 \- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari" | 6 | | 10 | | | 4 | 20 | | | 20 Rivalutazioni dei piani a lungo termine | | | | | | | | | (2) | (2) Spese amministrative pagate | | | | | | | | | | Totale | 9 | | 7 | | | 10 | 26 | | 150 | 176 \- di cui rilevato nel "Costo lavoro" | 3 | | (3) | | | 6 | 6 | | 150 | 156 \- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari" | 6 | | 10 | | | 4 | 20 | | | 20 2022 | | | | | | | | | | Costo corrente | 1 | | 11 | | | 3 | 15 | | 52 | 67 Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione | | | | | | | | | 127 | 127 Interessi passivi (attivi) netti: | | | | | | | | | | \- Interessi passivi sull'obbligazione | 2 | | 24 | | | 2 | 28 | | 1 | 29 \- Interessi attivi sulle attività a servizio del piano | | | (18) | | | | (18) | | | (18) Totale interessi passivi (attivi) netti | 2 | | 6 | | | 2 | 10 | | 1 | 11 \- di cui rilevato nel "Costo lavoro" | | | | | | | | | 1 | 1 \- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari" | 2 | | 6 | | | 2 | 10 | | | 10 Rivalutazioni dei piani a lungo termine | | | | | | | | | (22) | (22) Spese amministrative pagate | | | 1 | | | | 1 | | | 1 Totale | 3 | | 18 | | | 5 | 26 | | 158 | 184 \- di cui rilevato nel "Costo lavoro" | 1 | | 12 | | | 3 | 16 | | 158 | 174 \- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari" | 2 | | 6 | | | 2 | 10 | | | 10 I costi per piani a benefici definiti rilevati tra le altre componenti dell’utile complessivo si analizzano come segue: | | | | 2023 | | | | | | | | 2022 | | ---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|--- (€ milioni) | TFR | Piani esteri | a benefici | definiti | Fisde, altri | piani medici | esteri e altri | Totale piani | a benefici | definiti | TFR | Piani esteri | a benefici definiti | Fisde, altri | piani medici esteri e altri | Totale piani | a benefici definiti Rivalutazioni: | | | | | | | | | | | | | | | | | \- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche | 1 | | | 1 | | | | | | 2 | | | 9 | | | | 9 \- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie | 4 | | | 8 | | | 2 | | | 14 | (34) | | (144) | | (35) | | (213) \- Effetto dell'esperienza passata | | | | 15 | | | (1) | | | 14 | 8 | | 17 | | 2 | | 27 \- Rendimento delle attività a servizio del piano | | | | | | | | | | | | | 117 | | | | 117 \- Modifiche nel massimale di attivià | | | | 1 | | | | | | 1 | | | | | | | | 5 | | | 25 | | | 1 | | | 31 | (26) | | (1) | | (33) | | (60) 305ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Le attività al servizio del piano si analizzano come segue: (€ milioni) | Disponibilità | liquide ed | equivalenti | Strumenti | rappresentativi | di capitale | Strumenti | rappresentativi di debito | Immobili | Derivati | Fondi comuni | di investimento | Attività | detenute da | compagnie di | assicurazione | Altre attività | Totale ---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|--- 31.12.2023 | | | | | | | | | | | | | | | | | | Attività a servizio del piano: | | | | | | | | | | | | | | | | | | \- con prezzi quotati in mercati attivi | | | 4 | | | 24 | | 121 | 11 | 55 | | | | | | 5 | 15 | 235 \- con prezzi non quotati in mercati attivi | | | | | | | | | | | | | | | | 26 | | 26 | | | 4 | | | 24 | | 121 | 11 | 55 | | | | | | 31 | 15 | 261 31.12.2022 | | | | | | | | | | | | | | | | | | Attività a servizio del piano: | | | | | | | | | | | | | | | | | | \- con prezzi quotati in mercati attivi | | | 23 | | | 25 | | 260 | 11 | 4 | | 4 | | | | 26 | 146 | 499 \- con prezzi non quotati in mercati attivi | | | | | | | | | | | | | | | | 4 | | 4 | | | 23 | | | 25 | | 260 | 11 | 4 | | 4 | | | | 30 | 146 | 503 Le principali ipotesi attuariali adottate per valutare le passività alla fine dell’esercizio e per determinare il costo dell’esercizio successivo sono di seguito indicate: | | | | | Altri fondi ---|---|---|---|---|--- | | | Piani esteri a | | per benefici | | TFR | benefici definiti | Fisde | ai dipendenti 2023 | | | | | Tasso di sconto | (%) | 3,1 | 1,4-25,9 | 3,1 | 3,1-3,3 Tasso tendenziale di crescita dei salari | (%) | 3,0 | 1,9-20,0 | | Tasso d’inflazione | (%) | 2,0 | 1,2-15,5 | 2,0 | 2,0 Aspettativa di vita all'età di 65 anni | (anni) | | 14-23 | 24 | 2022 | | | | | Tasso di sconto | (%) | 3,7 | 2,2-15,4 | 3,7 | 3,4-3,7 Tasso tendenziale di crescita dei salari | (%) | 3,4 | 1,9-12,5 | | Tasso d’inflazione | (%) | 2,4 | 1,2-11,5 | 2,4 | 2,4 Aspettativa di vita all'età di 65 anni | (anni) | | 13-24 | 24 | RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023306 ENI Le principali ipotesi attuariali adottate per i piani esteri a benefici definiti più rilevanti si analizzano per area geografica come segue: | | | Resto | | Resto | Piani esteri ---|---|---|---|---|---|--- | | Eurozona | Europa | Africa | del Mondo | a benefici definiti 2023 | | | | | | Tasso di sconto | (%) | 3,2-3,3 | 1,4-4,5 | 3,2-25,9 | 6,9 | 1,4-25,9 Tasso tendenziale di crescita dei salari | (%) | 1,9-3,0 | 3,0 | 5,0-20,0 | 5,0 | 1,9-20,0 Tasso d’inflazione | (%) | 1,9-2,1 | 1,2-3,4 | 3,1-15,5 | 3,5 | 1,2-15,5 Aspettativa di vita all'età di 65 anni | (anni) | 21-23 | 23 | 14-18 | | 14-23 2022 | | | | | | Tasso di sconto | (%) | 3,5-3,8 | 2,2-4,8 | 3,8-15,4 | 7,0 | 2,2-15,4 Tasso tendenziale di crescita dei salari | (%) | 1,9-3,0 | 3,0-4,0 | 1,9-12,5 | 5,0 | 1,9-12,5 Tasso d’inflazione | (%) | 1,9-2,2 | 1,2-3,5 | 3,0-11,5 | 3,0 | 1,2-11,5 Aspettativa di vita all'età di 65 anni | (anni) | 21-22 | 23-24 | 13-17 | | 13-24 Gli effetti derivanti da modifiche ragionevolmente possibili delle principali ipotesi attuariali alla fine dell’esercizio sono irrilevanti. L’ammontare dei contributi che si prevede di versare ai piani per benefici ai dipendenti nell’esercizio successivo ammonta a €147 milioni, di cui €40 milioni relativi ai piani a benefici definiti. Il profilo di scadenza e la durata media ponderata delle ob- bligazioni per piani a benefici ai dipendenti sono di seguito indicate: | | | | Fisde, | Altri fondi ---|---|---|---|---|--- | | | Piani esteri | altri piani medici | per benefici (€ milioni) | | TFR | a benefici definiti | esteri e altri | ai dipendenti 31.12.2023 | | | | | 2024 | | 14 | 24 | 9 | 107 2025 | | 13 | 22 | 9 | 103 2026 | | 14 | 23 | 7 | 86 2027 | | 16 | 22 | 7 | 30 2028 | | 18 | 23 | 7 | 14 Oltre | | 81 | 7 | 79 | 13 Durata media ponderata | (anni) | 6,8 | 13,6 | 10,8 | 2,3 31.12.2022 | | | | | 2023 | | 14 | 29 | 7 | 94 2024 | | 13 | 28 | 7 | 95 2025 | | 14 | 26 | 7 | 85 2026 | | 17 | 35 | 7 | 30 2027 | | 15 | 31 | 7 | 16 Oltre | | 104 | (7) | 91 | 21 Durata media ponderata | (anni) | 7,5 | 13,2 | 11,5 | 2,5 307ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 23 Passività per imposte differite e attività per imposte anticipate (€ milioni) | 31.12.2023 | 31.12.2022 ---|---|--- Passività per imposte differite lorde | 8.461 | 9.315 Attività per imposte anticipate compensabili | (3.759) | (4.221) Passività per imposte differite | 4.702 | 5.094 Attività per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione | 8.241 | 8.790 Passività per imposte differite compensabili | (3.759) | (4.221) Attività per imposte anticipate | 4.482 | 4.569 La natura delle differenze temporanee più significative che hanno determinato le passività per imposte differite e attività per imposte antici- pate è la seguente: (€ milioni) | 31.12.2023 | 31.12.2022 ---|---|--- Passività per imposte differite lorde | | \- ammortamenti eccedenti | 6.028 | 6.707 \- contratti derivati | 451 | 788 \- differenza tra fair value e valore contabile degli asset acquisiti | 305 | 288 \- abbandono e ripristino siti (attività materiali) | 265 | 276 \- contratti di leasing IFRS 16 | 150 | 162 \- applicazione del costo medio ponderato per le rimanenze | 47 | 52 \- altre | 1.215 | 1.042 | 8.461 | 9.315 Attività per imposte anticipate lorde | | \- perdite fiscali portate a nuovo | (5.677) | (6.752) \- abbandono e ripristino siti (fondi per rischi e oneri) | (1.802) | (1.986) \- ammortamenti deducibili in futuri esercizi | (1.567) | (1.710) \- svalutazioni delle immobilizzazioni non deducibili | (1.517) | (1.490) \- accantonamenti per svalutazione crediti e fondi rischi e oneri non deducibili | (1.279) | (1.246) \- contratti di leasing IFRS 16 | (198) | (182) \- benefici ai dipendenti | (168) | (161) \- utili infragruppo | (57) | (68) \- contratti derivati | (236) | (60) \- over/under lifting | (124) | (59) \- altre | (1.284) | (1.246) | (13.909) | (14.960) Fondo svalutazione attività per imposte anticipate | 5.668 | 6.170 Attività per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione | (8.241) | (8.790) RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023308 ENI La movimentazione delle passività per imposte differite e delle attività per imposte anticipate si analizza come segue: (€ milioni) | Passività per imposte differite lorde | Attività per imposte anticipate lorde | Fondo svalutazione attività per imposte anticipate | Attività per imposte | anticipate al netto del fondo svalutazione ---|---|---|---|---|--- Valore al 31.12.2022 | 9.315 | (14.960) | 6.170 | | (8.790) Incrementi | 654 | (2.161) | 639 | | (1.522) Decrementi | (1.099) | 2.565 | (861) | | 1.704 Variazioni con effetto ad OCI | (69) | 223 | | | 223 Differenze di cambio da conversione | (247) | 213 | (68) | | 145 Variazione area di consolidamento | 348 | (183) | 13 | | (170) Altre variazioni | (441) | 394 | (225) | | 169 Valore al 31.12.2023 | 8.461 | (13.909) | 5.668 | | (8.241) Valore al 31.12.2021 | 10.668 | (17.150) | 8.604 | | (8.546) Incrementi | 1.176 | (2.215) | 464 | | (1.751) Decrementi | (1.351) | 2.532 | (2.409) | | 123 Variazioni con effetto ad OCI | 382 | (147) | | | (147) Differenze di cambio da conversione | 611 | (610) | 165 | | (445) Variazione area di consolidamento | (1.951) | 2.279 | (549) | | 1.730 Altre variazioni | (220) | 351 | (105) | | 246 Valore al 31.12.2022 | 9.315 | (14.960) | 6.170 | | (8.790) Le perdite fiscali ammontano a €21.896 milioni e sono utilizzabili illimitatamente per €17.319 milioni. Le perdite fiscali sono riferite a società italiane per €12.063 milioni e a società estere per €9.833 milioni; le relative attività per imposte anticipate al lordo del fon- do svalutazione ammontano rispettivamente a €2.895 milioni e €2.782 milioni. Secondo la normativa fiscale italiana le perdite fiscali possono es- sere portate a nuovo illimitatamente. Le perdite fiscali delle impre- se estere sono riportabili a nuovo in un periodo mediamente supe- riore a cinque esercizi con una parte rilevante riportabile a nuovo illimitatamente. Le perdite fiscali sono recuperabili con l’aliquota del 24% per le imprese italiane e con un’aliquota media del 28,3% per le imprese estere. Il fondo svalutazione attività per imposte anticipate è riferito a so- cietà italiane per €3.975 milioni e a società estere per €1.693 milioni. Sono state ripristinate attività per imposte anticipate delle società italiane per €538 milioni in relazione ai maggiori imponibili attesi. Le imposte sono indicate alla nota n. 33 - Imposte sul reddito. 309ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 24 Strumenti finanziari derivati e hedge accounting | | 31.12.2023 | | | 31.12.2022 | ---|---|---|---|---|---|--- | Fair value | Fair value | Gerarchia del | Fair value | Fair value | Gerarchia del (€ milioni) | attivo | passivo | fair value - Livello | attivo | passivo | fair value - Livello Contratti derivati non di copertura | | | | | | Contratti su valute | | | | | | \- Currency swap | 70 | 168 | 2 | 110 | 132 | 2 \- Interest currency swap | | 84 | 2 | 1 | 144 | 2 \- Outright | | | | 3 | 12 | 2 | 70 | 252 | | 114 | 288 | Contratti su interessi | | | | | | \- Interest rate swap | 62 | 34 | 2 | 137 | 58 | 2 | 62 | 34 | | 137 | 58 | Contratti su merci | | | | | | \- Over the counter | 2.902 | 2.103 | 2 | 9.571 | 8.663 | 2 \- Future | 3.027 | 2.905 | 1 | 6.886 | 5.764 | 1 \- Opzioni | 106 | 114 | 2 | | 2 | 1 \- Altro | 11 | | 2 | | 80 | 2 | 6.046 | 5.122 | | 16.457 | 14.509 | | 6.178 | 5.408 | | 16.708 | 14.855 | Contratti derivati cash flow hedge | | | | | | Contratti su merci | | | | | | \- Over the counter | 80 | 13 | 2 | | | \- Future | | | | 339 | 192 | 1 | 80 | 13 | | 339 | 192 | Contratti su interessi | | | | | | \- Interest rate swap | 6 | | 1 | 21 | | 2 | 6 | | | 21 | | | 86 | 13 | | 360 | 192 | Opzioni | | | | | | \- Altre opzioni | | 41 | 2 | | 144 | 3 | | 41 | | | 144 | Totale contratti derivati lordi | 6.264 | 5.462 | | 17.068 | 15.191 | Compensazione | (2.895) | (2.895) | | (5.863) | (5.863) | Totale contratti derivati netti | 3.369 | 2.567 | | 11.205 | 9.328 | Di cui: | | | | | | \- correnti | 3.323 | 2.414 | | 11.076 | 9.042 | \- non correnti | 46 | 153 | | 129 | 286 | RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023310 ENI Eni è esposta al rischio mercato, cioè al rischio che variazioni dei prezzi delle commodity energetiche, dei tassi di cambio e dei tassi d’interesse possano ridurre i cash flow attesi o il fair value degli as- set. Eni stipula contratti derivati finanziari e fisici in mercati organiz- zati, MTF, OTF o negoziati nei circuiti Over the Counter (in particolare contratti swap, forward, Contracts for Differences e opzioni su com- modity) per ridurre o gestire tali rischi con sottostante commodity, valute o tassi, nonché in misura limitata e nel rispetto di soglie au- torizzative interne, con finalità speculative cioè per trarre profitto da andamenti attesi di mercato. Il fair value degli strumenti finanziari derivati è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider; per gli stru- menti non quotati, sulla base di tecniche di valutazione generalmen- te adottate in ambito finanziario. Il fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura riguar- da essenzialmente vendite a termine di gas naturale per le quali è prevista la consegna fisica, non oggetto di applicazione della own use exemption, nonché operazioni di trading proprietario. Il fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge riguarda essenzialmente operazioni in derivati su commodity poste in essere nel settore Global Gas & LNG Portfolio con l’obiettivo di minimizzare il rischio di variabilità dei cash flow futuri associati a operazioni commerciali con elevata probabilità o a operazioni com- merciali già contrattate derivanti dalla differente indicizzazione dei contratti di somministrazione rispetto ai contratti di approvvigiona- mento. La medesima logica è utilizzata nell’ambito delle strategie di riduzione del rischio di cambio. Ai fini della qualificazione di tali strumenti come di copertura è verificata l’esistenza di una relazione economica con l’oggetto coperto in modo da compensare le relative variazioni di valore e che tale capacità di compensazione non sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte. Il rapporto di copertura tra gli oggetti coperti e lo strumento di co- pertura, cd. hedge ratio, è definito in modo coerente con le strategie e gli obiettivi specifici di risk management definiti. Le relazioni di co- pertura sono discontinuate in presenza di modifiche delle condizioni di riferimento tali da rendere le operazioni poste in essere non più coerenti con la strategia di copertura. Gli effetti della valutazione al fair value degli strumenti finanziari deri- vati cash flow hedge sono indicati alla nota n. 26 \- Patrimonio netto. Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi - Gestione dei rischi finanziari. Eni ha in essere interest rate swap sustainability-linked con primari istituti bancari che prevedono un meccanismo di aggiustamento del costo collegato al conseguimento di determinati obiettivi di soste- nibilità. Al 31 dicembre 2023 il fair value di tali contratti è attivo per €15 milioni. L’esposizione al rischio di cambio derivante dai titoli denominati in dollari USA (€2.562 milioni) compresi nel portafoglio di liquidità strategica, è gestita utilizzando quale strumento di copertura, in una relazione fair value hedge, le differenze di cambio (positive di €75 milioni nel corso del 2023) che maturano su una porzione dei prestiti obbligazionari in dollari USA (€2.135 milioni). La compensazione degli strumenti finanziari derivati è riferita princi- palmente a Eni Global Energy Markets SpA. Nel corso dell’esercizio 2023 non vi sono stati trasferimenti tra i di- versi livelli della gerarchia del fair value. Gli strumenti finanziari di copertura si analizzano come segue: | 31.12.2023 | 31.12.2022 ---|---|--- | Valore nominale | Variazione | Variazione | Valore nominale | Variazione | Variazione | dello strumento | fair value | fair value | dello strumento | fair value | fair value (€ milioni) | di copertura | efficace | inefficace | di copertura | efficace | inefficace Contratti derivati cash flow hedge | | | | | | Contratti su commodity | | | | | | \- Over the counter | 310 | 147 | 6 | 83 | (4) | \- Future | | (23) | | 1.350 | (3.912) | 275 \- Altri | | | | | 9 | | 310 | 124 | 6 | 1.433 | (3.907) | 275 Contratti su interessi | | | | | | \- Interest rate swap | 128 | (19) | | 127 | 24 | | 128 | (19) | | 127 | 24 | | 438 | 105 | 6 | 1.560 | (3.883) | 275 311ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Di seguito è fornita l’analisi degli oggetti coperti distintamente per tipologia di rischio nell’ambito di coperture cash flow hedge: | | | | | | 31.12.2023 | | | | | | | 31.12.2022 | ---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|--- (€ milioni) | Variazione di | valore cumulata | dell’oggetto | coperto utilizzata | per il calcolo | dell’inefficacia delle coperture | Riserva cash | flow hedge | Rigiro a conto economico | Variazione di | valore cumulata | dell’oggetto | coperto utilizzata | per il calcolo dell’inefficacia delle coperture | Riserva cash flow hedge | Rigiro a conto economico Cash flow hedge | | | | | | | | | | | | | | | | Rischio prezzo commodity | | | | | | | | | | | | | | | | \- Vendite programmate | | | | | | (169) | | 56 | (436) | | | | | 4.059 | (499) | (4.666) | | | | | | (169) | | 56 | (436) | | | | | 4.059 | (499) | (4.666) Contratti su interessi | | | | | | | | | | | | | | | | \- Flussi su ammontari coperti | | | | | | (19) | | (6) | | | | | | (15) | 16 | (11) | | | | | | (19) | | (6) | | | | | | (15) | 16 | (11) | | | | | | (188) | | 50 | (436) | | | | | 4.044 | (483) | (4.677) Maggiori informazioni sono fornite alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi - Gestione dei rischi finanziari. EFFETTI RILEVATI TRA GLI ALTRI PROVENTI (ONERI) OPERATIVI Gli altri proventi (oneri) operativi relativi a strumenti finanziari derivati su commodity si analizzano come segue: (€ milioni) | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|--- Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | 6 | 275 | (51) Proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati | 472 | (2.011) | 954 | 478 | (1.736) | 903 I proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge riguardano la quota inefficace del fair value degli strumenti finanziari derivati su commodity. I proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati riguardano gli effetti da regolamento e valutazione a fair value degli strumenti finanziari derivati su merci privi dei requisiti formali per essere trattati in base all’hedge accounting secondo gli IFRS, di trading sui prezzi delle commodity e per attività di trading proprietario. EFFETTI RILEVATI TRA I PROVENTI (ONERI) FINANZIARI (€ milioni) | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|--- \- Strumenti finanziari derivati su valute | (63) | (70) | (322) \- Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse | 2 | 81 | 16 \- Opzioni | | 2 | | (61) | 13 | (306) I proventi finanziari netti su strumenti finanziari derivati comprendono la valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati privi dei re- quisiti formali per essere trattati in base all’hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all’esposizione netta dei rischi su cambi e su tassi d’interesse e, pertanto, non sono riferibili a specifiche transazioni commerciali o finanziarie. Gli stru- menti finanziari derivati su cambi comprendono la gestione del rischio di cambio economico implicito nelle formule prezzo delle commodity. I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023312 ENI 25 Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili Le attività destinate alla vendita di €2.609 milioni (€264 milioni al 31 dicembre 2022) e passività direttamente associabili €1.862 milioni (€108 milioni al 31 dicembre 2022) riguardano principal- mente l’accordo di cessione degli asset onshore in Nigeria e di alcuni permessi petroliferi in Congo. I valori di iscrizione delle attività destinate alla vendita e passività direttamente associa- bili ammontano rispettivamente a €2.597 milioni (di cui attività correnti €846 milioni) e a €1.862 milioni (di cui passività correnti €681 milioni). Nel corso dell’esercizio sono state cedute le attività destinate alla vendita indicate nel bilancio 2022 relative alle attività di traspor- to del gas naturale dall’Algeria e alle attività esplorative in Gabon come descritto alla nota n. 5 - Business combination e altre tran- sazioni significative. 26 Patrimonio netto INTERESSENZE DI TERZI | Risultato netto | Patrimonio netto ---|---|--- (€ milioni) | 2023 | 2022 | 31.12.2023 | 31.12.2022 Gruppo Enipower | 86 | 54 | 406 | 373 Gruppo Eni Plenitude | 3 | 20 | 54 | 97 Altre | | | | 1 | 89 | 74 | 460 | 471 PATRIMONIO NETTO DI ENI (€ milioni) | 31.12.2023 | 31.12.2022 ---|---|--- Capitale sociale | 4.005 | 4.005 Utili relativi a esercizi precedenti | 32.988 | 23.455 Riserva per differenze cambio da conversione | 5.238 | 7.564 Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale: | | \- Obbligazioni subordinate perpetue | 5.000 | 5.000 \- Riserva legale | 959 | 959 \- Riserva per acquisto di azioni proprie | 2.333 | 2.937 \- Riserva OCI strumenti finanziari derivati cash flow hedge | 36 | (342) \- Riserva OCI piani a benefici definiti per i dipendenti | (88) | (58) \- Riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto | 98 | 46 \- Riserva OCI partecipazioni valutate al fair value | 98 | 53 \- Riserva emissione prestito obbligazionario convertibile | 79 | \- Altre riserve | | 190 Azioni proprie | (2.333) | (2.937) Utile (perdita) dell'esercizio | 4.771 | 13.887 | 53.184 | 54.759 313 ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE CAPITALE SOCIALE Al 31 dicembre 2023, il capitale sociale di Eni SpA, interamente versato, ammonta a €4.005.358.876 (stesso ammontare al 31 dicembre 2022) ed è rappresentato da n. 3.375.937.893 azioni ordinarie prive di indicazione del valore nominale (3.571.487.977 azioni ordinarie al 31 dicembre 2022). Il 10 maggio 2023, l’Assemblea Ordinaria e Straordinaria degli Azionisti di Eni SpA ha deliberato: (i) la possibilità di utilizzare le riserve disponibili di Eni SpA a titolo e in luogo del pagamento del dividendo dell’esercizio 2023, stabilito in €0,94 per azione da re- golarsi in 4 tranches, nei mesi di settembre 2023 (€0,24 per azio- ne), novembre 2023 (€0,23 per azione), marzo 2024 (€0,24 per azione) e maggio 2024 (€0,23 per azione); (ii) l’annullamento di n. 195.550.084 azioni proprie, mantenendo invariato l’ammontare del capitale sociale e procedendo alla riduzione della relativa ri- serva per un importo di €2.400 milioni (pari al valore di carico del- le azioni annullate); (iii) l’autorizzazione al Consiglio d’Amministra- zione – ai sensi e per gli effetti dell’art. 2357 del Codice civile – a procedere all’acquisto di azioni della Società per l’esborso com- plessivo fino a €3,5 miliardi o fino a un massimo di n. 337.000.000 di azioni ordinarie, entro il termine del 30 aprile 2024, di cui: a) fino a massimo di n. 275.000.000 azioni per l’acquisto di azioni proprie finalizzato alla remunerazione degli Azionisti; b) fino a massimo di n. 62.000.000 azioni per la costituzione del cd. magazzino titoli. In esecuzione di detta delibera al 31 dicembre 2023 sono state acquistate n. 128.894.264 azioni proprie per un controvalore com- plessivo di €1.837 milioni. RISERVA PER DIFFERENZE CAMBIO La riserva per differenze cambio riguarda le differenze cambio da conversione in euro dei bilanci delle imprese operanti in valute diverse dall’euro. OBBLIGAZIONI SUBORDINATE PERPETUE Le obbligazioni ibride sono regolate dalla legge inglese e sono negoziate alla Borsa del Lussemburgo e ammontano complessi- vamente a €5 miliardi (stesso ammontare al 31 dicembre 2022). Le caratteristiche principali delle obbligazioni sono: (i) emissione perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di €1,5 miliardi con periodo di “non-call” di 5,25 anni, con un prezzo di re-offer del 99,403% e una cedola annua del 2,625% fino alla prima data di re- set prevista il 13 gennaio 2026. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l’ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazio- ne paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 316,7 punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a par- tire dal 13 gennaio 2031 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dal 13 gennaio 2046; (ii) emissione perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di €1,5 miliardi con periodo di “non-call” di 9 anni, con un prezzo di re-offer del 100% e una cedola annua del 3,375% fino alla prima data di reset prevista il 13 ottobre 2029\. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l’ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi an- nui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incre- mentato di un margine iniziale di 364,1 punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dal 13 ottobre 2034 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a parti- re dal 13 ottobre 2049; (iii) emissione perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di €1 miliardo con periodo di “non-call” di 6 anni, con un prezzo di re-offer del 100% e una cedola annua del 2,000% fino alla prima data di reset prevista l’11 maggio 2027\. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l’ultimo giorno di rimbor- so anticipato, tale obbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 220,4 punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dall’11 maggio 2032 e di un suc- cessivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall’11 maggio 2047; (iv) emissione perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di €1 miliardo con periodo di “non-call” di 9 anni, con un prezzo di re-offer del 99,607% e una cedola annua del 2,750% fino alla prima data di reset prevista l’11 maggio 2030. A partire da tale data, qua- lora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l’ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 277,1 punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dall’11 maggio 2035 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall’11 maggio 2050. RISERVA LEGALE La riserva legale di Eni SpA rappresenta la parte di utili che, secon- do quanto disposto dall’art. 2430 del Codice civile, non può essere distribuita a titolo di dividendo. La riserva ha raggiunto l’ammon- tare massimo richiesto dalla legge. RISERVA PER ACQUISTO DI AZIONI PROPRIE La riserva per acquisto di azioni proprie riguarda la riserva costi- tuita per l’acquisto di azioni proprie in esecuzione di deliberazioni dell’Assemblea degli azionisti. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023314 ENI RISERVE PER UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO | Riserva OCI strumenti | Riserva OCI | | ---|---|---|---|--- | finanziari derivati cash flow | piani a benefici definiti | Riserva OCI | | hedge | per i dipendenti | partecipazioni | Riserva OCI | | | | | | | valutate | partecipazioni | Riserva | Effetto | Riserva | Riserva | Effetto | Riserva | al patrimonio | valutate (€ milioni) | lorda | fiscale | netta | lorda | fiscale | netta | netto (a) | al fair value Riserva al 31.12.2022 | (483) | 141 | (342) | (20) | (38) | (58) | 46 | 53 Variazione dell'esercizio | 105 | (32) | 73 | (31) | 10 | (21) | 52 | 45 Differenze cambio | | | | (43) | 34 | (9) | | Rigiro a rettifica Rimanenze | (8) | 3 | (5) | | | | | Riclassifica a riporto utili | | | | | | | | Variazione dell'area di consolidamento | | | | | | | | Rigiro a conto economico | 436 | (126) | 310 | | | | | Riserva al 31.12.2023 | 50 | (14) | 36 | (94) | 6 | (88) | 98 | 98 Riserva al 31.12.2021 | (1.269) | 373 | (896) | (84) | (33) | (117) | 54 | 141 Variazione dell'esercizio | (3.883) | 1.133 | (2.750) | 60 | (5) | 55 | 92 | 56 Differenze cambio | | | | 1 | | 1 | | Rigiro a rettifica Rimanenze | (8) | 2 | (6) | | | | | Riclassifica a riporto utili | | | | | | | | (144) Variazione dell'area di consolidamento | | | | 3 | | 3 | 1 | Rigiro a conto economico | 4.677 | (1.367) | 3.310 | | | | (101) | Riserva al 31.12.2022 | (483) | 141 | (342) | (20) | (38) | (58) | 46 | 53 (a) La riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto al 31 dicembre 2023 comprende riserve negative pari a €1 milione relative ai piani a benefici definiti per i dipendenti (€1 milione al 31 dicembre 2022). AZIONI PROPRIE Le azioni proprie ammontano a €2.333 milioni (€2.937 milioni al 31 dicembre 2022) e sono rappresentate da n. 157.115.336 azioni or- dinarie Eni (226.097.834 azioni ordinarie Eni al 31 dicembre 2022) possedute da Eni SpA. Nell’esercizio 2023, sono state acquistate n. 128.894.264 azioni pro- prie per un controvalore complessivo di €1.837 milioni, sono state can- cellate n. 195.550.084 azioni proprie per un controvalore complessivo di €2.400 milioni e sono state assegnate a titolo gratuito ai dirigenti Eni n. 2.326.678 azioni proprie, a seguito della conclusione del Periodo di Vesting come previsto dal “Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2020-2022” approvato dall’Assemblea di Eni del 13 maggio 2020. RISERVE DISTRIBUIBILI Il patrimonio netto di Eni al 31 dicembre 2023 comprende riserve distribuibili per circa €43 miliardi. PROSPETTO DI RACCORDO DEL RISULTATO DELL’ESERCIZIO E DEL PATRIMONIO NETTO DI ENI SPA CON QUELLI CONSOLIDATI | Risultato dell’esercizio | Patrimonio netto ---|---|--- (€ milioni) | 2023 | 2022 | 31.12.2023 | 31.12.2022 Come da bilancio di esercizio di Eni SpA | 3.272 | 5.403 | 51.019 | 52.520 Eccedenza dei patrimoni netti dei bilanci di esercizio, comprensivi dei risultati di esercizio, rispetto ai valori | 3.202 | 7.375 | (814) | (1.302) di carico delle partecipazioni in imprese consolidate | | | | Rettifiche effettuate in sede di consolidamento per: | | | | \- differenza tra prezzo di acquisto e corrispondente patrimonio netto contabile | | | 153 | 153 \- rettifiche per uniformità dei principi contabili | (2.266) | 797 | 3.774 | 4.468 \- eliminazione di utili infragruppo | 86 | 124 | (437) | (533) \- imposte sul reddito differite e anticipate | 566 | 262 | (51) | (76) | 4.860 | 13.961 | 53.644 | 55.230 Interessenze di terzi | (89) | (74) | (460) | (471) Come da bilancio consolidato | 4.771 | 13.887 | 53.184 | 54.759 315ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 27 Altre informazioni INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI DEL RENDICONTO FINANZIARIO (€ milioni) | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|--- Analisi degli investimenti in imprese consolidate e in rami d’azienda acquisiti | | | Attività correnti | 408 | 147 | 262 Attività non correnti | 1.985 | 1.981 | 1.124 Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | (91) | (541) | (486) Passività correnti e non correnti | (622) | (366) | (349) Effetto netto degli investimenti | 1.680 | 1.221 | 551 Goodwill | 25 | 482 | 1.574 Valore corrente della quota della partecipazione posseduta prima dell'acquisizione del controllo | (271) | (21) | (99) Interessenze di terzi | (2) | (15) | (4) Totale prezzo di acquisto | 1.432 | 1.667 | 2.022 a dedurre: | | | Disponibilità liquide ed equivalenti | (155) | (31) | (121) Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite | 1.277 | 1.636 | 1.901 Analisi dei disinvestimenti di imprese consolidate e di rami d’azienda ceduti | | | Attività correnti | 130 | 1.377 | 2 Attività non correnti | 153 | 8.618 | Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | 180 | (2.085) | Passività correnti e non correnti | (124) | (2.351) | Effetto netto dei disinvestimenti | 339 | 5.559 | 2 Valore corrente della quota di partecipazioni mantenute per business combination | (580) | (5.726) | Riclassifica a conto economico delle altre componenti dell'utile complessivo | (7) | (918) | Plusvalenza per business combination e disinvestimenti | 427 | 2.704 | Fair value della quota di partecipazione mantenuta dopo la cessione del controllo | 414 | | Crediti per disinvestimenti | (173) | (1.609) | Totale prezzo di vendita | 420 | 10 | 2 a dedurre: | | | Disponibilità liquide ed equivalenti | (25) | (70) | Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute | 395 | (60) | 2 Business combination Unión Fenosa Gas | | | Partecipazione Unión Fenosa Gas ceduta | | | 232 a dedurre: | | | Partecipazioni e rami d'azienda acquistati | | | Attività correnti | | | 370 Attività non correnti | | | 378 Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | | | (128) Passività correnti e non correnti | | | (420) Totale partecipazioni e rami d'azienda acquistati | | | 200 Totale disinvestimenti netti | | | 32 a dedurre: | | | Disponibilità liquide ed equivalenti | | | 42 Business combination Unión Fenosa Gas al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite | | | 74 Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute | 395 | (60) | 76 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023316 ENI Gli investimenti e i disinvestimenti del 2023 sono commentati alla nota n. 5 - Business Combination e altre transazioni significative. Gli investimenti del 2022 hanno riguardato: (i) l’acquisizione del 100% della società SKGR Energy Single Member SA (ora Eni Ple- nitude Renewables Hellas Single Member SA), titolare di una piat- taforma per lo sviluppo di impianti fotovoltaici in Grecia con una pipeline di progetti di circa 800 MW; (ii) l’acquisizione dell’impianto fotovoltaico in esercizio Corazon I da circa 266 MW situato in Texas (USA) e del progetto di stoccaggio Guajillo; (iii) l’acquisizione del 100% della società Energía Eólica Boreas SLU con una capacità di generazione di 104,5 MW; (iv) l’acquisizione del 100% della società Export LNG Ltd che detiene l’impianto di liquefazione galleggiante Tango FLNG; (v) l’acquisizione delle società PLT Energia Srl (ora Eni Plenitude Wind & Energy Srl) e SEF Srl (ora Eni Plenitude Solar & Miniwind Italia Srl). I disinvestimenti del 2022 hanno riguardato: (i) la creazione con bp della joint venture paritetica upstream Azule Energy Holdings Ltd at- traverso il conferimento e la perdita del controllo di Eni Angola SpA, Eni Angola Exploration BV e Eni Angola Production BV in cambio del- la partecipazione del 50% nella neocostituita entità; (ii) il conferimen- to del 100% della società consolidata Eni North Sea Wind Ltd titolare della quota del 20% nei progetti Doggerbank A, B e C nel Regno Unito alla joint venture norvegese Vårgrønn AS (Eni 65%); (iii) la cessione delle quote nelle attività di esplorazione e produzione in Pakistan. Gli investimenti del 2021 hanno riguardato: (i) l’acquisizione del 100% di Aldro Energía y Soluciones SLU (ora Eni Plenitude Iberia SLU) at- tiva nel mercato della vendita retail di energia elettrica, gas e servizi; (ii) l’acquisizione del 100% della società FRI-EL Biogas Holding (ora EniBioCh4in SpA) attiva nel settore della produzione di bioenergia; (iii) l’acquisizione da Glennmont Partners e PGGM Infrastructure Fund di un portafoglio di tredici campi eolici onshore in esercizio, della capacità complessiva di 315 MW; (iv) l’acquisizione di Dhamma Energy Group; (v) l’acquisizione da Azora Capital di un portafoglio di nove progetti di energia rinnovabile composto da tre impianti eolici in esercizio e uno in costruzione per un totale di 234 MW e da cinque progetti fotovoltaici in avanzato stadio di sviluppo per circa 0,9 GW; (vi) l’acquisizione del controllo di Finproject esercitando l’opzione di acquisto sulla rimanente quota del 60% del capitale sociale, dopo l’investimento iniziale del 40% fatto nel 2020; (vii) l’acquisizione da Zouk Capital e Aretex del 100% di Be Power, società attiva nel seg- mento delle infrastrutture di ricarica per la mobilità elettrica. I disinvestimenti del 2021 hanno riguardato la ristrutturazione della joint venture Unión Fenosa Gas SA a seguito degli accordi con le autorità della Repubblica Araba d’Egitto (ARE) e il partner spagnolo Naturgy per la risoluzione di tutte le questioni pendenti della joint venture Unión Fenosa Gas con i partner egiziani che ha comportato nel complesso un conguaglio di cassa a beneficio Eni, rappresentato nelle dismissioni. BUSINESS COMBINATION L’allocazione provvisoria e definitiva del prezzo delle attività nette ac- quisite nel 2022 è di seguito rappresentata: | Energía Eólica Boreas | Energía Eólica Boreas | PLT (PLT Energia Srl | PLT (PLT Energia Srl ---|---|---|---|--- | SLU (Allocazione | SLU (Allocazione | e SEF Srl) (Allocazione | e SEF Srl) (Allocazione (€ milioni) | provvisoria) | definitiva) | provvisoria) | definitiva) Attività correnti | 1 | 1 | 145 | 145 Immobili, impianti e macchinari | 100 | 100 | 532 | 532 Goodwill | 18 | 16 | 412 | 390 Altre attività non correnti | 157 | 160 | 288 | 337 Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | (59) | (59) | (390) | (390) Passività correnti e non correnti | (114) | (115) | (237) | (264) Effetto netto degli investimenti | 103 | 103 | 750 | 750 Acconti versati nel 2021 | (16) | (16) | | Totale prezzo di acquisto | 87 | 87 | 750 | 750 A seguito dell’allocazione definitiva delle Business Combination 2022 gli schemi di bilancio non sono stati rideterminati tenuto conto della irrilevanza delle variazioni. 317ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 28 Garanzie, impegni e rischi GARANZIE (€ milioni) | 31.12.2023 | 31.12.2022 ---|---|--- Imprese consolidate | 7.772 | 7.082 Imprese controllate non consolidate | 196 | 202 Imprese in joint venture e collegate | 9.294 | 9.802 Altri | 398 | 477 | 17.660 | 17.563 Le garanzie rilasciate nell’interesse di imprese consolidate riguar- dano principalmente: (i) contratti autonomi rilasciati a terzi a fronte di partecipazioni a gare d’appalto e rispetto degli accordi contrat- tuali per €3.783 milioni (€3.282 milioni al 31 dicembre 2022); (ii) contratti autonomi rilasciati dal settore Exploration & Production principalmente in relazione ad attività Oil & Gas per €1.096 milio- ni (€1.098 milioni al 31 dicembre 2022); (iii) contratti autonomi a copertura della vendita di gas stoccato, del trasporto di gas e dell’esposizione potenziale verso il sistema gas in Italia per €385 milioni (€388 milioni al 31 dicembre 2022); (iv) garanzie rilasciate a enti previdenziali a fronte degli accordi di incentivazione all’esodo dei dipendenti per €375 milioni (€205 milioni al 31 dicembre 2022); (v) garanzie rilasciate all’Amministrazione finanziaria per rimborsi di crediti IVA per €258 milioni (€47 milioni al 31 dicembre 2022). L’impegno effettivo ammonta a €7.662 milioni (€7.003 milioni al 31 dicembre 2022). Le garanzie rilasciate nell’interesse di imprese in joint venture e col- legate riguardano principalmente: (i) contratti autonomi per €3.055 milioni rilasciati al gruppo Azule a fronte di contratti di leasing di navi FPSO da utilizzare nell’ambito dei progetti di sviluppo in Angola (€3.164 milioni al 31 dicembre 2022); (ii) garanzie rilasciate a fronte degli impegni contrattuali assunti da Vår Energi ASA in relazione ad attività Oil & Gas per €2.013 milioni (€2.151 milioni al 31 dicembre 2022); (iii) contratti autonomi ed altre garanzie personali rilasciati a terzi a fronte di partecipazioni a gare d’appalto e rispetto degli ac- cordi contrattuali per €1.397 milioni (€1.613 milioni al 31 dicembre 2022), di cui €1.327 milioni (€1.378 milioni al 31 dicembre 2022) a beneficio del consorzio delle società appaltatrici del contratto di costruzione della nave Floating Liquefied Natural Gas (FLNG) per lo sviluppo della scoperta di Coral nell’offshore del Mozambico; (iv) contratti autonomi rilasciati a banche in relazione alla concessione di prestiti e linee di credito per €1.448 milioni (€1.499 milioni al 31 dicembre 2022) a beneficio del consorzio di finanziatori con i quali è stato strutturato il project financing dello sviluppo delle riserve gas della scoperta di Coral nell’offshore del Mozambico; (v) contratti autonomi rilasciati a terzi a fronte della partecipazione nel progetto eolico offshore Dogger Bank per €1.272 milioni (€1.259 milioni al 31 dicembre 2022). L’impegno effettivo ammonta a €6.077 milioni (€6.859 milioni al 31 dicembre 2022). In base a quanto previsto dal contratto petrolifero che regola le at- tività di ricerca e produzione di idrocarburi dell’Area 4 del Mozambi- co, Eni SpA in qualità di Parent Company dell’operatore ha emesso contestualmente all’approvazione del piano di sviluppo delle riser- ve del permesso di esclusiva pertinenza dell’area, una garanzia ir- revocabile a beneficio del Governo del Mozambico e di terze parti a copertura di eventuali danni o violazioni contrattuali derivanti dalle attività petrolifere eseguite nell’area contrattuale, comprese le atti- vità svolte da società di scopo quali la Coral FLNG SA. La garanzia a favore del Governo del Mozambico è di ammontare illimitato (im- pegno non quantificabile), mentre per la parte a copertura di claims di parti terze prevede un massimale di €1.357 milioni. La garanzia avrà efficacia fino al completamento delle attività di decommissio- ning relative sia al piano di sviluppo Coral sia ad altri progetti dell’A- rea 4 (quali in particolare Mamba). In concomitanza all’emissione di tale garanzia al 100% sono state emesse a favore di Eni SpA delle controgaranzie da parte degli altri Concessionari di Area 4 (Kogas, Galp, ed ENH) e degli altri due soci della joint venture Mozambique Rovuma Venture SpA (CNPC e ExxonMobil) in proporzione ai parti- cipating interest in Area 4. Le garanzie rilasciate nell’interesse di altri riguardano: (i) la garanzia rilasciata a favore di Gulf LNG Energy e Gulf LNG Pipeline e nell’in- teresse di Angola LNG Supply Service Llc a copertura degli impegni relativi al pagamento delle fee di rigassificazione per €184 milio- ni (€190 milioni al 31 dicembre 2022); (ii) per €161 milioni (€167 milioni al 31 dicembre 2022) la quota di spettanza della società petrolifera di Stato del Mozambico ENH delle garanzie rilasciate a beneficio del consorzio di finanziatori con i quali è stato strutturato il project financing per lo sviluppo delle riserve gas della scoperta di Coral. L’impegno effettivo ammonta a €296 milioni (€323 milioni al 31 dicembre 2022). RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023318 ENI IMPEGNI E RISCHI (€ milioni) | 31.12.2023 | 31.12.2022 ---|---|--- Impegni | 79.513 | 77.481 Rischi | 1.140 | 1.228 | 80.653 | 78.709 Gli impegni riguardano principalmente: (i) le parent company guarantees rilasciate a fronte degli impegni contrattuali assunti dal settore Exploration & Production per l’attività di esplorazione e produzione di idrocarburi quantificabili, sulla base degli investimenti ancora da eseguire, in €73.615 milioni (€73.334 milioni al 31 dicembre 2022); (ii) la parent company guarantees per un ammontare complessivo di €3.619 milioni (€3.748 milioni al 31 dicembre 2022) rilasciata nell’interesse di Eni Abu Dhabi Refining & Trading BV a seguito dell’accordo con la società Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC), che ha portato all’acquisizione del 20% della società ADNOC Refining e alla costituzione della joint venture ADNOC Global Trading Ltd dedicata alla commercializzazione di prodotti petroliferi. La parent company guarantee rimarrà in essere fino a quando sarà mantenuta la partecipazione azionaria; (iii) gli impegni del settore Exploration & Production per l’acquisto di Neptune Energy Group Limited (“Neptune”) per circa €2 miliardi; (iv) gli impegni della linea di business Plenitude per l’acquisto di progetti nel campo delle energie rinnovabili in Spagna, Stati Uniti e Italia per €107 milioni (€210 milioni al 31 dicembre 2022). I rischi riguardano: (i) indennizzi relativi a impegni assunti per la ces- sione di partecipazioni e rami aziendali per €250 milioni (€262 milio- ni al 31 dicembre 2022); (ii) rischi di custodia di beni di terzi per €879 milioni (€957 milioni al 31 dicembre 2022). ALTRI IMPEGNI E RISCHI Gli altri impegni e rischi includono la Parent Company Guarantee rilasciata nell’interesse della società a controllo congiunto Cardón IV SA (Eni 50%), titolare della concessione del giacimento Perla in Venezuela, per la fornitura a PDVSA GAS del gas estratto fino all’anno 2036, termine della concessione mineraria. In caso di inadempimento dell’obbligo di consegna il valore della garanzia sarà determinato secondo la legislazione locale. Il valore complessivo della fornitura in quota Eni (50%) pari a circa €11,4 miliardi, pur non costituendo un riferimento valido per valorizzare la garanzia prestata, rappresenta il valore teorico massimo del rischio. Analoga garanzia è stata prestata ad Eni da PDVSA per l’adempimento degli obblighi di ritiro da parte di PDVSA GAS. Gli altri impegni includono gli accordi assunti per le iniziative di forestry, poste in essere nell’ambito della strategia low carbon definita dall’impresa e riguardano in particolare gli impegni per l’acquisto, fino al 2038, di crediti di carbonio prodotti e certificati secondo standard internazionali da soggetti specializzati nei programmi di conservazione delle foreste. In data 5 febbraio 2021 è stato stipulato da EniServizi SpA per conto di Eni SpA un addendum al contratto di locazione di un immobile da costruire, sottoscritto a luglio 2017 tra Eni e la Società di gestione del fondo di investimento immobiliare proprietario del nuovo complesso in costruzione a San Donato Milanese (la Proprietà) prevedendosi, fra l’al- tro, la posticipazione della data di consegna dell’immobile dal 28 luglio 2020 al 31 dicembre 2021. Successivamente in data 16 giugno 2023, le parti si sono accordate per avviare le procedure di consegna pur in assenza del completamento (previsto per aprile 2024) di uno dei par- cheggi adiacenti il complesso immobiliare. I sopralluoghi e le verifiche propedeutiche alla consegna hanno comportato una serie di attività di rimedio di vizi e difformità sostanziali da parte della Proprietà da svol- gersi prima della consegna e tutt’ora in corso di completamento, con conseguente mancato perfezionamento della stessa entro il 31 dicem- bre 2023. Eni ha, pertanto, applicato alla Proprietà le penali per ritardata consegna previste dal Contratto, assistite da fidejussioni a prima richie- sta per l’importo di €16,86 milioni, in misura pari a circa €30 milioni. Inoltre, a seguito della cessione di partecipazioni e di rami aziendali o di operazioni di perdita del controllo, Eni ha assunto rischi non quan- tificabili per eventuali indennizzi a fronte di sopravvenienze passive di carattere generale, fiscale, contributivo e ambientale correlabili al periodo durante il quale tali attività erano operate da Eni o anche a seguito del deconsolidamento di controllate. Eni ritiene che tali rischi non comporteranno effetti negativi rilevanti sul bilancio consolidato. Nell’ambito dei rapporti di fornitura di gas naturale di lungo termine con la società russa Gazprom, nel corso dell’esercizio 2023 le forniture a Eni, che ha regolarmente nominato le quantità minime contrattuali, si sono di fatto azzerate nell’ambito di varie controversie commerciali tra le parti. Eni, avendo adempiuto ai propri impegni contrattuali, pre- vede che tale situazione si protrarrà anche nel 2024 data anche l’inva- rianza del contesto esterno. GESTIONE DEI RISCHI FINANZIARI Di seguito è fornita la descrizione dei rischi finanziari e della relativa gestione. Con riferimento al rischio di credito i parametri adottati per la determinazione delle expected loss sono stati aggiornati per tener conto della crisi energetica in atto e degli impatti connessi al conflitto tra Russia e Ucraina e alla guerra in Medio Oriente. Al 31 dicembre 2023 la Società dispone di riserve di liquidità che il management reputa sufficienti a far fronte alle obbligazioni finanzia- rie in scadenza nei prossimi diciotto mesi. 319ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Rischi finanziari La gestione dei rischi finanziari si basa su linee di indirizzo emana- te dal Consiglio di Amministrazione di Eni SpA nell’esercizio del suo ruolo di indirizzo e di fissazione dei limiti di rischio, con l’obiettivo di uniformare e coordinare centralmente le politiche Eni in materia di rischi finanziari (“Linee di indirizzo in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari”). Le “Linee di indirizzo” definiscono per ciascuno dei rischi finanziari le componenti fondamentali del processo di ge- stione e controllo, quali l’obiettivo di risk management, la metodolo- gia di misurazione, la struttura dei limiti, il modello delle relazioni e gli strumenti di copertura e mitigazione. Rischio di mercato Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei tassi di cambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle commodity pos- sano influire negativamente sul valore delle attività, delle passività o dei flussi di cassa attesi. La gestione del rischio di mercato è di- sciplinata dalle sopraindicate “Linee di indirizzo” e da procedure che fanno riferimento a un modello centralizzato di gestione delle atti- vità finanziarie, basato sulle Strutture di Finanza Operativa (Finanza Eni Corporate, Eni Finance International SA – incorporata in Eni SpA a dicembre 2023 – e Banque Eni SA, quest’ultima nei limiti imposti dalla normativa bancaria in tema di “Concentration Risk”) nonché su Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA per quan- to attiene alle attività in derivati su commodity. In particolare, Finan- za Eni Corporate (con Eni Finance International SA fino al giorno della sua incorporazione) garantisce, per le società Eni la copertura dei fabbisogni e l’assorbimento dei surplus finanziari, le operazioni in cambi e in derivati finanziari non commodity di Eni mentre Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA assicura- no la negoziazione sui mercati dei relativi derivati di copertura sulle commodity attraverso l’attività di execution. Eni SpA ed Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA (anche per tramite della consociata Eni Trading & Shipping Inc) svolgono la negozia- zione di derivati finanziari sia su tutte le trading venue esterne, quali mercati regolamentati europei e non europei, Multilateral Trading Facility (MTF), Organised Trading Facility (OTF) e piattaforme di in- termediazione in genere (ad es. SEF), sia su base bilaterale Over the Counter, con le controparti esterne. Le altre entità legali di Eni che hanno necessità di derivati finanziari attivano tali operazioni per il tramite di Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA ed Eni SpA sulla base delle asset class di competenza. I contratti derivati sono stipulati con l’obiettivo di minimizzare l’esposizione ai rischi di tasso di cambio transattivo e di tasso di interesse e di gesti- re il rischio di prezzo delle commodity e il connesso rischio di cam- bio economico in un’ottica di ottimizzazione. Eni monitora che ogni attività in derivati classificata come risk reducing sia direttamente o indirettamente collegata agli asset industriali coperti ed effetti- vamente ottimizzi il profilo di rischio a cui Eni è esposta o potrebbe essere esposta. Nel caso in cui dal monitoraggio risulti che alcu- ni derivati non sono risk reducing, questi vengono riclassificati nel trading proprietario. L’attività di trading proprietario è segregata ex ante dalle altre attività in appositi portafogli di Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA e la relativa esposizione è soggetta a specifici controlli, sia in termini di VaR e Stop Loss, sia in termini di nozionale lordo. Il nozionale lordo delle attività di trading proprietario, a livello di Eni, è confrontato con i limiti imposti dalle normative internazionali rilevanti. Lo schema di riferimento definito attraverso le “Linee di indirizzo” prevede che la misurazione e il con- trollo dei rischi di mercato si basino sulla determinazione di un set di limiti massimi di rischio accettabile espressi in termini di Stop Loss, ossia della massima perdita realizzabile per un determinato porta- foglio in un determinato orizzonte temporale, e di Soglie di revisione strategia, ossia del livello di Profit & Loss che, se superato, attiva un processo di revisione della strategia utilizzata, e in termini di Value at Risk (VaR), che misura la massima perdita potenziale del porta- foglio esposto al rischio, dati un determinato livello di confidenza e un holding period, ipotizzando variazioni avverse nelle variabili di mercato e tenuto conto della correlazione esistente tra le posizioni detenute in portafoglio. Con riferimento ai rischi di tasso di interes- se e di tasso di cambio, i limiti (espressi in termini di VaR) sono definiti in capo alle Strutture di Finanza Operativa che centralizzano le posizioni a rischio di Eni a livello consolidato, massimizzando ove possibile i benefici del netting. Le metodologie di calcolo e le tecni- che di misurazione utilizzate sono conformi alle raccomandazioni del Comitato di Basilea per la Vigilanza Bancaria e i limiti di rischio sono definiti in base a un approccio prudenziale nella gestione de- gli stessi nell’ambito di un gruppo industriale. Alle società operative è indicato di adottare politiche finalizzate alla minimizzazione del rischio, favorendone il trasferimento alle Strutture di Finanza Ope- rativa. Per quanto riguarda il rischio di prezzo delle commodity, le “Linee di indirizzo” definiscono le regole per una gestione finalizzata all’ottimizzazione dell’attività “core” e al perseguimento degli obietti- vi di stabilità relativi ai margini commerciali/industriali. In questo caso sono definiti limiti massimi di rischio espressi in termini di VaR, di Soglie di revisione strategia, di Stop Loss e di volumi con riferimento all’esposizione di natura commerciale e di trading proprietario, consentita in via esclusiva a Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA. La delega a gestire il rischio di prezzo delle commodity prevede un meccanismo di allocazione e sub-allocazione dei limiti di rischio alle singole unità di business esposte. Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA, oltre a gestire il rischio riveniente dalla propria attività (di natura commerciale e di trading), accentrano le richieste di copertura in strumenti derivati delle esposizioni commerciali Eni, garantendo i servizi di execution nell’ambito dei mercati di riferimento. Nell’ambito degli obiettivi di struttura finanziaria contenuti nel Pia- no Finanziario approvato dal Consiglio di Amministrazione, Eni ha definito la costituzione e il mantenimento di una riserva di liquidità all’interno della quale si individua l’ammontare di liquidità strategica, per consentire di far fronte a eventuali fabbisogni straordinari, gesti- ta dalla funzione finanza di Eni SpA con l’obiettivo di ottimizzazione RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023320 ENI del rendimento pur garantendo la massima tutela del capitale e la sua immediata liquidabilità nell’ambito dei limiti assegnati. L’attività di gestione della liquidità strategica comporta per Eni l’assunzione di rischio mercato riconducibile all’attività di asset management realiz- zata tramite operazioni in conto proprio in ottica di ottimizzazione finanziaria del rendimento, pur nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, e con gli obiettivi di tutela del capitale e disponibilità im- mediata della liquidità. Le quattro tipologie di rischio di mercato, le cui politiche di gestione e di controllo sono state sopra sintetizzate, presentano le caratteristiche di seguito specificate. Rischio di mercato - tasso di cambio L’esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio deriva dall’o- peratività dell’impresa in valute diverse dall’euro (principalmente il dollaro USA) e determina i seguenti impatti: sul risultato economico per effetto della differente significatività di costi e ricavi denominati in valuta rispetto al momento in cui sono state definite le condizio- ni di prezzo (rischio economico) e per effetto della conversione di crediti/debiti commerciali o finanziari denominati in valuta (rischio transattivo); sul bilancio il risultato economico e patrimonio netto per effetto della conversione di attività e passività di aziende che redigo- no il bilancio con moneta funzionale diversa dall’euro. In generale, un apprezzamento del dollaro USA rispetto all’euro ha un effetto posi- tivo sull’utile operativo di Eni e viceversa. L’obiettivo di risk manage- ment Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di cambio transat- tivo e l’ottimizzazione del rischio di cambio economico connesso al rischio prezzo commodity; il rischio derivante dalla maturazione del reddito d’esercizio in divisa oppure dalla conversione delle attività e passività di aziende che redigono il bilancio con moneta funzionale diversa dall’euro non è di norma oggetto di copertura, salvo diversa valutazione specifica. Eni centralizza la gestione del rischio di tasso di cambio, compen- sando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle diverse atti- vità di business coinvolte e coprendo con il mercato l’esposizio- ne residua, massimizzando i benefici derivanti dal netting. Al fine di gestire l’esposizione residua, le “Linee di indirizzo” ammettono l’utilizzo di differenti tipologie di strumenti derivati (in particolare swap e forward, nonché opzioni su valute). Per quanto attiene la valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di cam- bio, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione stan- dard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante dall’accentramento sulle Strutture di Finanza Operativa di posizioni a rischio tasso di cambio di Eni viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l’approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di 20 giorni. Rischio di mercato - tasso d’interesse Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di merca- to delle attività e passività finanziarie dell’impresa e sul livello degli oneri finanziari netti. L’obiettivo di risk management Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttura finanziaria definiti e approvati nel “Piano Finanziario”. Le Strutture di Finanza Operativa, in funzione del modello di finanza accentrata, raccolgono i fabbisogni finanziari Eni e gestiscono le posizioni rive- nienti, ivi incluse le operazioni di carattere strutturale, in coerenza con gli obiettivi del “Piano Finanziario” e garantendo il mantenimento del profilo di rischio entro i limiti definiti. Eni utilizza contratti derivati su tasso di interesse, in particolare Interest Rate Swap, per gestire il bilanciamento tra indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile. Per quanto attiene alla valorizzazione al fair value de- gli strumenti derivati su tassi di interesse, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/ contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante da posizioni a rischio tasso di interesse viene calco- lato con frequenza giornaliera secondo l’approccio parametrico (va- rianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di 20 giorni. Rischio di mercato - commodity Il rischio di prezzo delle commodity è identificato come la possibi- lità che fluttuazioni del prezzo delle materie prime e dei prodotti di base producano significative variazioni dei margini operativi di Eni, determinando un impatto sul risultato economico, tale da compro- mettere gli obiettivi definiti nel piano quadriennale e nel budget. Il rischio di prezzo delle commodity è riconducibile alle seguenti ca- tegorie di esposizione: (i) esposizione strategica: esposizioni identi- ficate direttamente dal Consiglio di Amministrazione in quanto frut- to di scelte strategiche di investimento o al di fuori dell’orizzonte di pianificazione del rischio. Includono, ad esempio, le esposizioni as- sociate al programma di produzione delle riserve, i contratti a lungo termine di approvvigionamento gas per la parte non bilanciata da contratti di vendita (già stipulati o previsti), il margine derivante dal processo di trasformazione della chimica, il margine di raffinazio- ne e gli stoccaggi di lungo periodo funzionali alle connesse attività logistico-industriali; (ii) esposizione commerciale: tale tipologia di esposizioni è costituita dalle componenti contrattualizzate colle- gate alle attività commerciali/industriali (esposizioni contracted) di norma afferenti l’orizzonte temporale del piano quadriennale e del budget, le componenti non ancora contrattualizzate ma che lo saranno con ragionevole certezza (esposizione committed) e le relative eventuali operazioni di gestione del rischio. Le esposizioni commerciali sono connotate dalla presenza di attività di gestione sistematica del rischio svolte sulla base di logiche rischio/rendi- mento tramite l’implementazione di una o più strategie e sono sog- gette a limiti di rischio specifici (VaR, Soglie di revisione strategia e Stop Loss). All’interno delle esposizioni commerciali sono ricom- prese, in particolare, le esposizioni oggetto di asset backed hed- ging, derivanti dalla flessibilità/opzionalità degli asset; (iii) esposi- zione di trading proprietario: operazioni attuate in conto proprio in ottica opportunistica nel breve termine e normalmente non finaliz- 321ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE zate alla delivery con l’intenzione di sfruttare movimenti favorevoli di prezzi, spread e/o volatilità attuate in conto proprio ed effettuate a prescindere dalle esposizioni del portafoglio commerciale, dagli asset fisici e contrattuali, nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati (VaR, Stop Loss). Il rischio strategico non è oggetto di sistematica attività di gestione/copertura, che è eventualmente effettuata solo in particolari condizioni aziendali o di mercato. Lo svolgimento di attività di hedging del rischio strategico, dato il ca- rattere di straordinarietà, è demandato al top management previa autorizzazione da parte del Consiglio di Amministrazione. Sempre previa autorizzazione da parte del Consiglio di Amministrazione, le esposizioni collegate al rischio strategico possono essere impiega- te in combinazione ad altre esposizioni di natura commerciale al fine di sfruttare opportunità di naturale compensazione tra i rischi (Natural Hedge) e ridurre conseguentemente il ricorso agli stru- menti derivati (attivando pertanto logiche di mercato interno). Per quanto riguarda le esposizioni di natura commerciale, l’obiettivo di risk management Eni è l’ottimizzazione delle attività “core” e pre- servare i risultati economici/finanziari. Per la gestione del rischio prezzo delle commodity derivante dall’esposizione commerciale, Eni, per mezzo delle unità di Trading (Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA) per la gestione del rischio commodity e delle competenti funzioni di finanza operativa per la gestione del collegato rischio cambio, utilizza strumenti derivati negoziati nei mercati regolati, MTF, OTF e strumenti derivati negoziati sui circuiti Over the Counter (in particolare contratti swap, forward, Contracts for Differences e opzioni su commodity) con sottostante greggio, gas, prodotti petroliferi, energia elettrica e certificati di emissione. Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su commodity, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici o da operato- ri specifici del settore. Il VaR derivante dalle posizioni delle Linee di Business esposte a rischio commodity viene calcolato con fre- quenza giornaliera secondo l’approccio della simulazione storica ponderata, adottando un livello di confidenza pari al 95% e un hol- ding period di un giorno. Rischio di mercato - liquidità strategica Il rischio di mercato riveniente dall’attività di gestione della porzio- ne di riserva di liquidità denominata “liquidità strategica” è identifi- cato come la possibilità che fluttuazioni del prezzo degli strumenti investiti (obbligazioni, strumenti di money market e fondi comuni di investimento) influiscano sul valore degli stessi in fase di alie- nazione o quando sono valutati in bilancio al fair value. La costi- tuzione e il mantenimento della riserva di liquidità si propongono principalmente di garantire la flessibilità finanziaria necessaria per far fronte a eventuali fabbisogni straordinari (es. difficoltà di accesso al credito, shock esogeni, quadro macroeconomico e ope- razioni straordinarie) ed è dimensionata in modo da assicurare la copertura del debito a breve termine e del debito a medio-lungo termine in scadenza in un orizzonte temporale di 24 mesi. Al fine di regolare l’attività di investimento della liquidità strategica, Eni ha definito una politica di investimento con specifici obiettivi e vincoli, articolati in termini di tipologia di strumenti finanziari che possono essere oggetto di investimento, nonché limiti operativi, quantitativi e di durata; ha individuato altresì un insieme di principi di governan- ce cui attenersi e introdotto un appropriato sistema di controllo. Più in particolare, l’attività di gestione della liquidità strategica è sottoposta a una struttura di limiti in termini di VaR (calcolato con metodologia parametrica con holding period 1 giorno e intervallo di confidenza pari al 99 percentile), Stop Loss e altri limiti operativi in termini di concentrazione, per emittente, comparto di attività e Paese di emissione, duration, classe di rating e tipologia degli stru- menti di investimento da inserire nel portafoglio, volti a minimizza- re sia il rischio di mercato che quello di liquidità. In nessun caso è permesso il ricorso alla leva finanziaria né la vendita allo scoperto. Al 31 dicembre 2023 il rating del portafoglio complessivo di Liqui- dità Strategica è pari a A/A-, in linea rispetto a quello di fine 2022\. Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2023 in termini di VaR (raffrontati con quelli dell’esercizio 2022) per quanto attiene ai rischi tasso di interesse e di cambio, nella prima parte, nonché al rischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di esposi- zione); relativamente alla liquidità strategica è riportata la sensitivity a variazioni dei tassi di interesse. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023322 ENI (Value at Risk - approccio parametrico varianze/covarianze; holding period: 20 giorni; intervallo di confidenza: 99%) | 2023 | 2022 ---|---|--- | | | | Fine | | | | Fine (€ milioni) | Massimo | Minimo | Media | esercizio | Massimo | Minimo | Media | esercizio Tasso di interesse (a) | 7,26 | 0,90 | 2,30 | 1,32 | 9,05 | 2,61 | 5,19 | 3,22 Tasso di cambio (a) | 0,62 | 0,04 | 0,21 | 0,33 | 0,95 | 0,09 | 0,29 | 0,34 (a) I valori relativi al VaR di Tasso di interesse e di cambio comprendono le seguenti strutture di Finanza operativa: Finanza Operativa Eni Corporate, Eni Finance International SA (incorporata in Eni SpA a dicembre 2023) e Banque Eni SA. (Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%) | | 2023 | | | 2022 | ---|---|---|---|---|---|--- | | | | Fine | | | | Fine (€ milioni) | Massimo | Minimo | Media | esercizio | Massimo | Minimo | Media | esercizio Portfolio Management Esposizioni Commerciali (a) | 257,89 | 6,38 | 55,35 | 6,71 | 800,39 | 30,65 | 261,41 | 30,65 Trading (b) | 1,53 | 0,05 | 0,43 | 0,21 | 1,63 | 0,01 | 0,36 | 0,04 (a) Il perimetro consiste nell’area di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing, EE-REVT, Plenitude, Eni Trading & Biofuels, Eni Global Energy Markets (portafogli commerciali). Il VaR è calcolato sulla cosid- detta vista Statutory, con orizzonte temporale coincidente con l’anno di Bilancio, includendo tutti i volumi con consegna nell’anno e tutti i derivati finanziari di copertura di competenza. Di conseguenza l’andamento del VaR di GGP, Power G&M, EE-REVT e di Plenitude nel corso dell’anno risulta decrescente per il graduale consuntivarsi delle posizioni all’interno dell’orizzonte annuo fissato. (b) L’attività di trading proprietario cross‐commodity, mediante strumenti finanziari, fa capo a Eni Trading & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA (Londra‐Bruxelles‐Singapore) e a Eni Trading & Shipping Inc (Houston). (Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP) | | 2023 | | | 2022 | ---|---|---|---|---|---|--- | | | | Fine | | | | Fine (€ milioni) | Massimo | Minimo | Media | esercizio | Massimo | Minimo | Media | esercizio Liquidità strategica Portafoglio euro (a) | 0,22 | 0,13 | 0,18 | 0,19 | 0,30 | 0,16 | 0,23 | 0,16 (a) L’operatività della gestione del portafoglio di liquidità strategica è iniziata nel luglio 2013. (Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP) | 2023 | 2022 ---|---|--- | | | | Fine | | | | Fine ($ milioni) | Massimo | Minimo | Media | esercizio | Massimo | Minimo | Media | esercizio Liquidità strategica Portafoglio dollaro USA (a) | 0,12 | 0,04 | 0,08 | 0,11 | 0,13 | 0,04 | 0,08 | 0,04 (a) L’operatività della gestione del portafoglio di liquidità strategica in dollari USA è iniziata nell’agosto 2017. 323ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Rischio di credito Il rischio di credito rappresenta l’esposizione dell’impresa a poten- ziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalla controparte. Eni ha definito policy di gestione del ri- schio di credito coerenti con la natura e con le caratteristiche delle controparti delle transazioni commerciali e finanziarie nell’ambito del modello di finanza accentrata prescelto. Eni ha adottato un modello per la quantificazione e il controllo del rischio di credito basato sulla valutazione dell’Expected Credit Loss. L’Expected Credit Loss costi- tuisce il valore della perdita attesa a fronte di un credito vantato nei confronti di una controparte, per la quale si stima una Probabilità di Default e una capacità di recupero sul credito passato in default attraverso la cosiddetta Loss Given Default. All’interno del modello di gestione e controllo del rischio di credito, le esposizioni creditizie sono distinte in base alla loro natura in esposizioni di natura com- merciale, sostanzialmente relative ai contratti di vendita delle com- modity oggetto dei business di Eni ed esposizioni di natura finan- ziaria relative agli strumenti finanziari utilizzati da Eni, quali depositi, derivati e investimenti in titoli mobiliari. Rischio di credito per esposizioni di natura commerciale Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura commer- ciale, la gestione del credito è affidata alle unità di business e alle funzioni specialistiche corporate di finanza e amministrazione dedi- cate, ed è operata sulla base di procedure formalizzate per la valu- tazione e l’affidamento delle controparti commerciali, per il monito- raggio delle esposizioni creditizie, per le attività di recupero crediti e per l’eventuale gestione del contenzioso. A livello corporate vengono definiti gli indirizzi generali e le metodologie per la quantificazione e il controllo della rischiosità del cliente, in particolare la rischiosità delle controparti commerciali è valutata attraverso un modello di rating in- terno che combina i diversi fattori predittivi del default derivanti dalle variabili di contesto economico, dagli indicatori finanziari, dalle espe- rienze di pagamento e dalle informazioni dei principali info provider specialistici. Per le controparti rappresentate da Entità Statali o ad esse strettamente correlate (es. National Oil Company) la Probabilità di Default, essenzialmente la probabilità di un ritardato pagamento, è determinata utilizzando, quale dato di input, i Country Risk Premium adottati ai fini della determinazione dei WACC per l’impairment degli asset non finanziari. Infine, per le posizioni retail, in assenza di rating specifici, la rischiosità è determinata differenziando la clientela per cluster omogenei di rischio sulla base delle serie storiche dei dati relativi agli incassi, periodicamente aggiornate. Rischio di credito per esposizioni di natura finanziaria Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura finanzia- ria derivante essenzialmente dall’impiego della liquidità corrente e strategica, dalle posizioni in contratti derivati e da transazioni con sottostante fisico con controparti finanziarie valutate al fair value, le policy interne prevedono il controllo dell’esposizione e della con- centrazione attraverso limiti di rischio credito espressi in termini di massimo affidamento e corrispondenti a diverse classi di contro- parti finanziarie, definite a livello di Consiglio di Amministrazione e basate sul rating fornito dalle principali agenzie. Il rischio è gestito dalle funzioni di finanza operativa, da Eni Global Energy Markets SpA, da Eni Trade & Biofuels SpA e da Eni Trading & Shipping Inc per l’attività in derivati su commodity nonché dalle società e aree di business limitatamente alle operazioni su fisico con controparti fi- nanziarie, in coerenza con il modello di finanza accentrata. Nell’am- bito dei massimali definiti per classe di rating, sono individuati per ciascuna struttura operativa gli elenchi nominativi delle controparti abilitate, assegnando a ciascuna un limite massimo di affidamento per la singola entità legale e complessivamente per il gruppo di ap- partenenza, che viene monitorato e controllato attraverso la valuta- zione giornaliera dell’utilizzo degli affidamenti e l’analisi periodica di Expected Credit Loss e concentrazione. Rischio di liquidità Il rischio liquidità è il rischio che l’impresa non sia in grado di rispet- tare gli impegni di pagamento a causa della difficoltà di reperire fondi (funding liquidity risk) o di liquidare attività sul mercato (asset liquidity risk). La conseguenza del verificarsi di detto evento è un impatto negativo sul risultato economico nel caso in cui l’impresa sia costretta a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o, come estrema conseguenza, una situazione di insolvi- bilità che pone a rischio la continuità aziendale. Tra gli obiettivi di risk management di Eni vi è il mantenimento di un ammontare ade- guato di risorse finanziarie prontamente disponibili per far fronte a shock esogeni (drastici mutamenti di scenario, restrizioni nell’ac- cesso al mercato dei capitali) ovvero per assicurare un adeguato livello di elasticità operativa ai progetti di sviluppo dell’azienda. A tal fine Eni mantiene una riserva di liquidità strategica costituita prevalentemente da strumenti finanziari a breve termine e ad alta liquidabilità, privilegiando un profilo di rischio molto contenuto. Allo stato attuale, la Società ritiene di disporre di fonti di finanziamento più che adeguate a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie, attraverso la disponibilità di attivi finanziari e di linee di credito non- ché l’accesso, tramite il sistema creditizio e i mercati dei capitali, a un’ampia gamma di tipologie di finanziamento. A fronte del per- durare della volatilità dei mercati delle commodity e del connesso impegno finanziario legato alla marginazione dei derivati in com- modity, Eni ha consolidato la maggiore flessibilità finanziaria rag- giunta lo scorso esercizio, tramite l’attivazione di liquidity swap in aggiunta alle nuove linee di credito acquisite. Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali fino a €20 miliardi; al 31 dicem- bre 2023 il programma risulta utilizzato per €16,8 miliardi. Standard & Poor’s assegna ad Eni il rating A- con outlook Stabile per il debito RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023324 ENI a lungo termine e A-2 per il debito a breve; Moody’s assegna ad Eni il rating Baa1 con outlook Stabile per il debito a lungo e P-2 per il debito a breve; Fitch assegna ad Eni il rating A- con outlook Stabi- le per il debito a lungo termine e F1 per il debito a breve. Il rating Eni è legato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al rating sovrano dell’Italia. A tale proposito, sulla base delle meto- dologie utilizzate dalle agenzie di rating, un downgrade del rating sovrano italiano può ripercuotersi sul rating delle società emittenti italiane, tra cui Eni. Nel corso del 2023 Moody’s ha rivisto l’outlook di Eni da Negativo a Stabile in virtù del miglioramento dell’outlook italiano. Nel corso del 2023 Eni ha rinegoziato ed ampliato il proprio portafoglio di linee di credito committed tramite la stipulazione di una linea di credito sustainability-linked sindacata con un pool di banche per un ammontare di €3,0 miliardi. Al 31 dicembre 2023 il valore complessivo delle linee di credito committed disponibili è pari a €9,1 miliardi. PAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI PASSIVITÀ FINANZIARIE, DEBITI COMMERCIALI E ALTRI DEBITI Nella tabella che segue sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari e alle passività per beni in leasing compresi i pagamenti per interessi, alle passività per strumenti finanziari derivati. | | | Anni di scadenza | | ---|---|---|---|---|--- (€ milioni) | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | Oltre | Totale 31.12.2023 | | | | | | | Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve | 3.340 | 2.689 | 3.219 | 2.611 | 5.520 | 7.780 | 25.159 Passività finanziarie a breve termine | 4.092 | | | | | | 4.092 Passività per beni in leasing | 1.120 | 691 | 476 | 399 | 364 | 2.270 | 5.320 Passività per strumenti finanziari derivati | 2.414 | 21 | 40 | 5 | 37 | 50 | 2.567 | 10.966 | 3.401 | 3.735 | 3.015 | 5.921 | 10.100 | 37.138 Interessi su debiti finanziari | 738 | 676 | 572 | 496 | 389 | 804 | 3.675 Interessi su passività per beni in leasing | 269 | 221 | 188 | 167 | 148 | 668 | 1.661 | 1.007 | 897 | 760 | 663 | 537 | 1.472 | 5.336 Garanzie finanziarie | 1.114 | | | | | | 1.114 | | | Anni di scadenza | | ---|---|---|---|---|--- | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | Oltre | Totale 31.12.2022 | | | | | | | Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve | 2.883 | 2.339 | 2.640 | 3.298 | 1.927 | 9.246 | 22.333 Passività finanziarie a breve termine | 4.446 | | | | | | 4.446 Passività per beni in leasing | 851 | 584 | 445 | 365 | 347 | 2.312 | 4.904 Passività per strumenti finanziari derivati | 9.042 | 1 | 51 | 54 | | 180 | 9.328 | 17.222 | 2.924 | 3.136 | 3.717 | 2.274 | 11.738 | 41.011 Interessi su debiti finanziari | 590 | 494 | 459 | 365 | 284 | 716 | 2.908 Interessi su passività per beni in leasing | 235 | 209 | 184 | 165 | 147 | 685 | 1.625 | 825 | 703 | 643 | 530 | 431 | 1.401 | 4.533 Garanzie finanziarie | 1.668 | | | | | | 1.668 Le passività per beni in leasing comprensive della quota interessi sono riferibili per €741 milioni (€760 milioni al 31 dicembre2022) alla quota di competenza dei partner delle joint operation non incorporate operate da Eni che sarà recuperata attraverso il mec- canismo di riaddebito delle cash call. 325ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Nella tabella che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e altri debiti. | | Anni di scadenza | ---|---|---|--- (€ milioni) | 2024 | 2025-2028 | Oltre | Totale 31.12.2023 | | | | Debiti commerciali | 14.231 | | | 14.231 Altri debiti e anticipi | 6.423 | 50 | 104 | 6.577 | 20.654 | 50 | 104 | 20.808 | | Anni di scadenza | ---|---|---|--- | 2023 | 2024-2027 | Oltre | Totale 31.12.2022 | | | | Debiti commerciali | 19.527 | | | 19.527 Altri debiti e anticipi | 6.182 | 77 | 110 | 6.369 | 25.709 | 77 | 110 | 25.896 PAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI OBBLIGAZIONI CONTRATTUALI 30 In aggiunta ai debiti finanziari, alle passività per beni in leasing e ai debiti commerciali e altri debiti rappresentati nello stato patrimonia- le, Eni ha in essere obbligazioni contrattuali non annullabili o il cui annullamento comporta il pagamento di una penale, il cui adem- pimento comporterà esborsi negli esercizi futuri. Tali obbligazioni sono valorizzate in base al costo netto per l’impresa di terminazione del contratto, costituito dall’importo minimo tra i costi di adempi- mento dell’obbligazione contrattuale e l’ammontare dei risarcimen- ti/penalità contrattuali connesse al mancato adempimento. Le principali obbligazioni contrattuali sono relative ai contratti take-or-pay in base ai quali Eni ha l’obbligo di ritirare volumi minimi di gas o di pagare un ammontare equivalente di denaro con la possibilità di ritirare i volumi sottostanti negli esercizi successivi. Gli ammontari dovuti sono stati calcolati sulla base delle assunzioni di prezzo di acquisto del gas e dei servizi formulate nel piano industriale quadriennale approvato dalla Direzione Aziendale e per gli esercizi successivi sulla base delle assunzioni di lungo termine del management. Nella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti non attua- lizzati dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle principali ob- bligazioni contrattuali in essere. Gli importi che dovrebbero essere pagati nel 2024 per lo smantellamento degli asset Oil & Gas e per il risanamento ambientale si basano sulle stime della direzione e non rappresentano obblighi finanziari alla data di chiusura. | | | Anni di scadenza | | ---|---|---|---|---|--- (€ milioni) | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | Oltre | Totale Costi di abbandono e ripristino siti (a) | 679 | 497 | 468 | 482 | 968 | 10.912 | 14.006 Costi relativi a fondi ambientali | 646 | 495 | 399 | 368 | 305 | 1.406 | 3.619 Impegni di acquisto (b) | 21.032 | 18.024 | 17.887 | 14.800 | 12.519 | 66.415 | 150.677 \- Gas | | | | | | | Take-or-pay | 17.904 | 17.286 | 17.358 | 14.463 | 12.330 | 65.919 | 145.260 Ship-or-pay | 750 | 540 | 475 | 327 | 186 | 469 | 2.747 \- Altri impegni di acquisto | 2.378 | 198 | 54 | 10 | 3 | 27 | 2.670 Altri Impegni | 4 | 14 | 2 | | | | 20 \- Memorandum di Intenti Val d'Agri | 4 | 14 | 2 | | | | 20 Totale (c) | 22.361 | 19.030 | 18.756 | 15.650 | 13.792 | 78.733 | 168.322 (a) Il fondo abbandono e ripristino siti accoglie principalmente i costi che si presume di sostenere al termine dell’attività di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti. (b) Riguardano impegni di acquisto di beni e servizi che l’impresa è obbligata ad adempiere in quanto vincolanti in base a contratto. Per i contratti take-or-pay con Gazprom si rinvia alla sezione “Altri impegni e rischi”. (c) Il totale dei pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali comprende le obbligazioni relative ai costi di abbandono e ripristino siti direttamente associabili ad attività destinate alla vendita per €552 milioni. (30) I pagamenti relativi ai benefici per i dipendenti sono indicati alla nota n. 22 - Fondi per benefici ai dipendenti. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023326 ENI IMPEGNI PER INVESTIMENTI Nel prossimo quadriennio Eni prevede di eseguire un programma d’investimenti tecnici e in partecipazioni di circa €35 miliardi. Nella tabella che segue sono rappresentati con riferimento alla data di bi- lancio gli investimenti a vita intera relativi ai progetti committed. Un progetto è considerato committed quando ha ottenuto le necessarie approvazioni da parte del management e per il quale normalmente sono stati già collocati o sono in fase di finalizzazione i contratti di procurement. Gli ammontari indicati comprendono impegni per progetti di investi- menti ambientali. | | | Anni di scadenza | | ---|---|---|---|---|--- (€ milioni) | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | Oltre | Totale Impegni per investimenti committed | 7.655 | 7.023 | 3.562 | 2.075 | 7.048 | 27.363 ALTRE INFORMAZIONI SUGLI STRUMENTI FINANZIARI | | 2023 | | | 2022 | ---|---|---|---|---|---|--- | | Proventi (oneri) rilevati a | | Proventi (oneri) rilevati a | | | Altre | | | Altre | | | componenti | Valore | | componenti | Valore di | Conto | dell’utile | di | Conto | dell’utile (€ milioni) | iscrizione | economico | complessivo | iscrizione | economico | complessivo Strumenti finanziari valutati al fair value con effetti a conto economico: | | | | | | \- Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (a) | 6.782 | 284 | | 8.251 | (55) | \- Strumenti derivati non di copertura e di trading (b) | 837 | 417 | | 2.006 | (1.723) | Partecipazioni minoritarie valutate al fair value (c) | 1.256 | 255 | 45 | 1.202 | 351 | 56 Crediti e debiti e altre attività/passività valutate al costo ammortizzato: | | | | | | \- Crediti commerciali e altri crediti (d) | 17.054 | (285) | | 21.396 | 31 | \- Crediti finanziari (e) | 3.136 | 141 | | 3.415 | (16) | \- Titoli (a) | 61 | 1 | | 56 | | \- Debiti commerciali e altri debiti (a) | 20.808 | 69 | | 25.897 | 53 | \- Debiti finanziari (f) | 28.729 | (734) | | 26.917 | (692) | Attività (passività) nette per contratti derivati di copertura (g) | (35) | (442) | 541 | (129) | (4.677) | 794 (a) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei “Proventi (oneri) finanziari”. (b) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli “Altri proventi (oneri) operativi” per €478 milioni di proventi (oneri per €1.736 milioni nel 2022) e nei “Proventi (oneri) finanziari” per €61 milioni di oneri (proventi per €13 milioni nel 2022). (c) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei “Proventi (oneri) su partecipazioni - Dividendi”. (d) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nelle “Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti” per €249 milioni di svalutazioni nette (€47 milioni di riprese di valore nette nel 2022) e nei “Proventi (oneri) finanziari” per €36 milioni di oneri (oneri per €16 milioni nel 2022), comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso d’interesse effettivo per €15 milioni (stesso ammontare di interessi attivi nel 2022). (e) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei “Proventi (oneri) finanziari”, comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso di interesse effettivo per €144 milioni (€86 milioni nel 2022) e svalutazioni nette per €6 milioni (€111 milioni di svalutazioni nette nel 2022). (f) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei “Proventi (oneri) finanziari”, comprensivi di interessi passivi calcolati in base al tasso di interesse effettivo per €743 milioni (€568 milioni nel 2022). (g) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei “Ricavi della gestione caratteristica” e negli “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi”. 327 ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE INFORMAZIONI SULLA COMPENSAZIONE DI STRUMENTI FINANZIARI | Ammontare lordo | Ammontare lordo | Ammontare netto delle attività ---|---|---|--- | delle attività | delle attività e passività | e passività finanziarie rilevate (€ milioni) | e passività finanziarie | finanziarie compensate | nello schema di stato patrimoniale 31.12.2023 | | | Attività finanziarie | | | Crediti commerciali e altri crediti | 19.936 | 3.385 | 16.551 Altre attività correnti | 8.525 | 2.888 | 5.637 Altre attività non correnti | 3.400 | 7 | 3.393 Passività finanziarie | | | Debiti commerciali e altri debiti | 24.039 | 3.385 | 20.654 Altre passività correnti | 8.467 | 2.888 | 5.579 Altre passività non correnti | 4.103 | 7 | 4.096 31.12.2022 | | | Attività finanziarie | | | Crediti commerciali e altri crediti | 23.546 | 2.706 | 20.840 Altre attività correnti | 18.684 | 5.863 | 12.821 Altre attività non correnti | 2.236 | | 2.236 Passività finanziarie | | | Debiti commerciali e altri debiti | 28.415 | 2.706 | 25.709 Altre passività correnti | 18.336 | 5.863 | 12.473 Altre passività non correnti | 3.234 | | 3.234 La compensazione di attività e passività finanziarie riguarda: (i) crediti e debiti verso enti di Stato del settore Exploration & Production per €3.385 milioni (€2.651 milioni al 31 dicembre 2022) e crediti e debiti commer- ciali di Eni Trading & Shipping Inc per €55 milioni al 31 dicembre 2022; (ii) altre attività e passività correnti e non correnti relative a strumenti fi- nanziari derivati per €2.895 milioni (€5.863 milioni al 31 dicembre 2022). RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023328 ENI Contenziosi Eni SpA è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azio- ni legali collegati al normale svolgimento delle sue attività. Sulla base delle informazioni attualmente disponibili, tenuto conto dei fondi stanziati e rappresentando che in alcuni casi non è possibile una stima attendibile dell’onere eventuale, Eni ritiene che verosi- milmente da tali procedimenti ed azioni non deriveranno effetti negativi rilevanti. Oltre a quanto indicato nella nota n. 21 - Fondi per rischi e oneri, di seguito sono sintetizzati i procedimenti più significativi per i quali, generalmente e salvo diversa indicazione, non è stato effettuato uno stanziamento al fondo rischi in quanto un esito sfavorevole è giudicato improbabile o l’entità dello stan- ziamento non è stimabile in modo attendibile. 1\. Procedimenti in materia di salute, sicurezza e ambiente 1.1 Procedimenti in materia di salute, sicurezza e ambiente di natura penale i) Eni Rewind SpA – Crotone Omessa Bonifica. Nell’aprile del 2017 la Procura di Crotone ha avviato un procedimento penale sulle attività di bonifica del sito di Crotone nel suo complesso. Nel frattempo il nuovo progetto di bonifica pre- sentato dalla Società POB fase 2 è stato approvato da parte del Ministero dell’Ambiente. Con ordinanza del 10 genna- io 2022 il GIP di Crotone ha disposto l’esecuzione da parte della Procura di una CTU integrativa all’esito della quale è stato accertato come Eni Rewind abbia eseguito le attività ambientali nelle aree di sua proprietà in coerenza con i de- creti autorizzativi delle medesime. Si rimane in attesa della determinazione del Pubblico Ministero conseguente al de- posito di questa consulenza integrativa. ii) Eni Rewind SpA – Discarica di Minciaredda, sito di Porto Torres. Nel 2015 la Procura di Sassari ha avviato un proce- dimento penale per presunti reati di gestione di discarica non autorizzata e disastro ambientale, avente a oggetto l’area di discarica interna allo stabilimento di Porto Torres denominata “Minciaredda”, gestita da Eni Rewind SpA, alla quale è stato contestato il corrispondente illecito ammini- strativo ai sensi del D.lgs. 231/01. Con riferimento all’iter di bonifica dell’area Minciaredda, nel luglio 2018 è stato decre- tato il progetto di bonifica dei suoli e delle falde cd. Nuraghe Fase 1. All’esito delle indagini preliminari è stata presentata richiesta di rinvio a giudizio. In udienza preliminare gli enti territoriali e alcune associazioni ambientaliste si sono costi- tuite parte civile. Sono state ammesse la Regione Sardegna, il Comune di Sassari, il Comune di Porto Torres, il WWF e l’Ente Parco Asinara. Il Giudice ha autorizzato la citazione del responsabile civile Eni Rewind SpA. All’esito dell’udienza preliminare il GUP ha disposto il rinvio a giudizio degli im- putati e della Società davanti al Tribunale di Sassari ammet- tendo la costituzione di parte civile del MITE, della Regione Sardegna e di altri enti e soggetti privati. Successivamente Eni Rewind è stata prosciolta per improcedibilità dell’azione ai sensi del D.lgs. 231/01 nei suoi confronti e definitivamen- te estromessa dal processo penale. Nell’ambito del proce- dimento penale a carico dei dirigenti di Eni Rewind, invece, in data 13 novembre 2022, il Tribunale di Sassari ha pronun- ciato sentenza di assoluzione per insussistenza del fatto. Il PM e le parti civili hanno depositato atto di appello avverso la sentenza di primo grado; si resta in attesa di fissazione del giudizio di appello. iii) Raffineria di Gela SpA – Eni Mediterranea Idrocarburi (Eni- Med) SpA – Disastro innominato. Procedimento penale pendente a carico di dirigenti della Raffineria di Gela e della EniMed per i reati di disastro innominato, gestione illecita di rifiuti e scarico di acque reflue industriali senza autorizza- zione. Alla Raffineria di Gela è contestato l’illecito ammini- strativo da reato ai sensi del D.lgs. 231/01. Questo procedi- mento penale aveva inizialmente ad oggetto l’accertamento del presunto inquinamento del sottosuolo derivante da per- dite di prodotto da 14 serbatoi di stoccaggio della Raffineria di Gela non ancora dotati di doppio fondo, nonché fenomeni di contaminazione nelle aree marine costiere adiacenti lo stabilimento in ragione della mancata tenuta del sistema di barrieramento realizzato nell’ambito del procedimento di bonifica del sito. In occasione della chiusura delle indagi- ni preliminari, il Giudice ha riunito in questo procedimento altre indagini aventi ad oggetto episodi inquinanti collega- ti all’esercizio di altri impianti della Raffineria di Gela e ad alcuni fenomeni di perdita di idrocarburi dalle condotte di pertinenza della società EniMed. Il procedimento è tuttora in corso nella fase dibattimentale. iv) Eni SpA – Indagine Val d’Agri. A valle delle indagini con- dotte per accertare la sussistenza di un traffico illecito di rifiuti prodotti dal Centro Olio Val d’Agri (COVA) di Viggiano e smaltiti in impianti di depurazione su territorio nazionale, nel marzo 2016 la Procura di Potenza ha disposto gli arresti do- miciliari per cinque dipendenti Eni e posto sotto sequestro alcuni impianti funzionali all’attività produttiva in Val d’Agri, che conseguentemente è stata interrotta. La difesa ha con- dotto degli accertamenti tecnici indipendenti avvalendosi di esperti di livello internazionale, i quali hanno accertato la rispondenza dell’impianto alle Best Available Technolo- gies e alle Best Practice internazionali. Parallelamente, la Società ha individuato una soluzione tecnica consistente in 329ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE modifiche non sostanziali all’impianto, per il convogliamen- to delle acque risultanti dal processo di trattamento delle linee gas, con la finalità di eliminare l’azione di “miscelazio- ne” nei termini contestati. Tale soluzione è stata approvata dalla Procura, consentendo a Eni di riavviare la produzio- ne e la reiniezione in giacimento nel pozzo Costa Molina 2 nell’agosto 2016\. Su richiesta della Regione è stato aperto l’iter amministrativo di riesame dell’AIA. Nell’ambito del pro- cedimento penale, la Procura ha richiesto il rinvio a giudizio per tutti gli imputati per le ipotesi di traffico illecito di rifiuti, violazione del divieto di miscelazione di rifiuti, gestione non autorizzata di rifiuti e falso ideologico in atto pubblico, e la persona giuridica Eni ai sensi del D.lgs. 231/2001. A seguito dell’udienza preliminare, il processo si è aperto nel novem- bre 2017. All’esito dell’istruttoria dibattimentale, il Tribunale di Potenza, in data 10 marzo 2021, ha emesso il dispositivo di sentenza con cui, in relazione alla contestazione di falso ideologico in atto pubblico, ha assolto tutti gli imputati; in re- lazione alle contravvenzioni in contestazione, ha dichiarato non doversi procedere per intervenuta prescrizione; infine, in relazione all’ipotesi di traffico illecito di rifiuti, ha assolto due ex dipendenti del Distretto Meridionale per non avere commesso il fatto, ha condannato sei ex funzionari del me- desimo Distretto con sospensione della pena ed ha corre- lativamente condannato Eni ai sensi del D.lgs. 231/01 alla sanzione di €700.000, disponendo la confisca di una som- ma quantificata in €44.248.071 ritenuta costituire l’ingiusto profitto conseguito dal reato, da cui detrarre l’ammontare dei costi sostenuti da Eni per le modifiche all’impianto ese- guite nel 2016. A seguito del deposito delle motivazioni da parte del Tribunale, è stato prontamente formulato ricorso in Appello avverso tutti i profili di condanna. Il giudizio di appello è in corso di svolgimento. v) Eni SpA – Procedimento penale Val d’Agri – Spill Serba- toio. Nel febbraio 2017, a seguito dell’individuazione di una perdita di petrolio da parte di uno dei serbatoi del Centro Olio Val d’Agri (COVA), era stata aperta un’indagine penale per i presunti reati di disastro ambientale nei confronti dei precedenti Responsabili del COVA, degli Operation Mana- ger in carica dal 2011 e del Responsabile HSE in carica al momento del fatto nonché nei confronti di Eni ai sensi del D.lgs. 231/01. Nell’aprile 2017 Eni ha, di propria iniziativa, sospeso l’attività industriale presso il COVA, anticipando quanto disposto dalla Delibera della Giunta Regionale. Nel luglio 2017 Eni ha riavviato l’attività petrolifera avendo rice- vuto le necessarie autorizzazioni da parte della Regione una volta completati gli accertamenti e le verifiche, che hanno confermato l’integrità dell’impianto e la presenza delle con- dizioni di sicurezza. Nello stesso anno, Eni ha proceduto in maniera tempestiva a dotare tutti i serbatoi del COVA del doppio fondo, ha dato esecuzione a tutte le prescrizioni de- gli enti eseguendo tutte le attività di bonifica e messa in sicurezza necessarie per il regolare svolgimento dell’attivi- tà petrolifera e ha provveduto a risarcire i danni ai privati proprietari delle aree limitrofe al COVA e impattate dall’e- vento. A conclusione delle indagini preliminari, la Procura della Repubblica ha chiesto il rinvio a giudizio nei confronti dei dipendenti e di Eni quale ente responsabile ai sensi del D.lgs. 231/2001. All’esito della conseguente udienza preli- minare il GUP, con riferimento all’imputazione ad Eni ex D.l- gs. 231/01 per i fatti sino al 2015, ha emesso sentenza di non luogo a procedere perché il fatto non è previsto dalla legge come reato presupposto dalla responsabilità ammi- nistrativa, mentre con riferimento all’imputazione ad Eni per i fatti successivi al 2015, ha accolto l’eccezione difensiva di nullità assoluta della richiesta di rinvio a giudizio, con re- stituzione degli atti alla Procura della Repubblica. Infine, il GUP ha disposto il rinvio a giudizio dei due dipendenti Eni davanti al Tribunale di Potenza, qualificando l’imputazione nei loro confronti nella fattispecie di reato di disastro inno- minato, non aderendo alla qualificazione giuridica richie- sta dal Pubblico Ministero ai sensi della nuova fattispecie di disastro ambientale. Nel prosieguo, nell’ambito di detto procedimento, numerose parti hanno presentato istan- za di costituzione di parte civile e, nelle more, di valutare le richieste di esclusione presentate dalle difese rispetto a quest’ultime, il Tribunale ha emesso Decreto di citazione di Eni, quale responsabile civile ed Eni si è ritualmente rico- stituita. I due procedimenti a carico delle persone fisiche – ovvero il rito ordinario ed il rito immediato – sono stati poi riuniti dal Tribunale in un unico processo, attualmente pendente in fase di dibattimento. Per quanto concerne Eni SpA quale ente ex D.lgs. 231/01, la difesa di Eni SpA, con- siderata che è stata nuovamente respinta un’altra richiesta di citazione a giudizio avanzata dal Pubblico Ministero, ha depositato richiesta di archiviazione della contestazione. Il Pubblico Ministero, tuttavia, ha emesso una nuova richie- sta di rinvio a giudizio ed è stata fissata udienza preliminare per il prossimo maggio 2024. vi) Raffineria di Gela SpA/Eni Mediterranea Idrocarburi (Eni- Med) SpA – Gestione rifiuti discarica CAMASTRA. Nel giugno 2018 la Procura di Palermo ha avviato nei confronti delle società Eni Raffineria di Gela e EniMed un procedimen- to penale che riguarda un presunto traffico illecito di rifiuti industriali provenienti da operazioni di bonifica di terreni, smaltiti presso una discarica di proprietà di una società ter- za. La Procura ha contestato tale reato agli Amministratori Delegati pro tempore delle due società Eni; alle società è RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023330 ENI contestato l’illecito amministrativo da reato di cui al D.lgs. 231/01. La condotta illecita deriverebbe dalla fraudolenta certificazione dei rifiuti ai fini della ricezione in discarica. A seguito delle attività difensive espletate, la posizione dell’AD della Raffineria di Gela SpA e della medesima società sono state oggetto di richiesta e decreto di archiviazione, mentre per la posizione dell’AD di EniMed e della società è stato chiesto e ottenuto il rinvio a giudizio. Il procedimento è in corso dinanzi al Tribunale di Agrigento al quale è stato tra- sferito per competenza territoriale. vii) Versalis SpA – Sequestro Preventivo presso lo stabili- mento di Priolo Gargallo. Nel febbraio 2019 il Tribunale di Siracusa, su richiesta della Procura, nell’ambito di un’in- dagine riguardante i reati di getto pericoloso di cose e di inquinamento ambientale, a carico dell’ex direttore dello stabilimento di Priolo, nonché di Versalis ai sensi del D.lgs. 231/2001 e delle altre industrie del Polo Industriale, rela- tiva alle emissioni prodotte dal complesso industriale di Priolo Gargallo ha disposto il sequestro preventivo, con- sentendo la facoltà d’uso, degli impianti di Versalis che, sulla base dei rilievi tecnici formulati dai consulenti tecnici nominati dalla Procura, presentano punti di emissioni con- vogliate e diffuse non conformi alle Best Available Tech- niques (BAT). Il Tribunale del Riesame, valutati i migliora- menti impiantistici realizzati da Versalis prima ancora del sequestro nel marzo 2019 ha disposto l’annullamento del provvedimento. Nel marzo 2021 quindi è stato notificato avviso di conclusione delle indagini preliminari, con la for- mulazione da parte della Procura delle ipotesi di reato già ipotizzate in precedenza. viii) Versalis SpA. Sequestro dell’impianto di depurazione ge- stito da IAS SpA - Priolo Gargallo. Nel febbraio 2022 la Procura della Repubblica di Siracusa ha avviato un procedi- mento per presunti reati di disastro ambientale (452 quater c.p.) e di violazione della normativa in materia di scarichi reflui industriali dell’impianto Versalis nel depuratore di Priolo gestito da IAS SpA a carico di due ex direttori dello stabilimento Versalis di Priolo, nonché di un dipendente di Versalis, avente allora un ruolo dirigenziale in Priolo Servizi. Contestazioni analoghe venivano ipotizzate a carico di altri dipendenti delle società coinsediate nel sito industriale di Priolo Gargallo nonché di IAS SpA, mentre le persone giu- ridiche Versalis, Priolo Servizi e le altre società coinsediate risultavano Enti indagati ai sensi del D.lgs. 231/01. In data 15 giugno 2022 il GIP del Tribunale di Siracusa disponeva il sequestro dell’impianto di depurazione e delle quote socie- tarie di IAS SpA, con la nomina di un amministratore giudi- ziario dei beni sottoposti a sequestro. Successivamente, le indagini sono state estese anche all’attuale Direttore dello Stabilimento Versalis e all’AD di Priolo Servizi, dipendente di Versalis SpA. Parallelamente, Versalis SpA ha impugnato dinanzi al TAR di Catania l’AIA rilasciata a IAS solo per la parte in cui il provvedimento venga interpretato nel senso di imporre nuovi e diversi limiti allo scarico rispetto a quelli contenuti nelle autorizzazioni in capo alla società. Nel frat- tempo, è stata sospesa dalla Regione Sicilia l’AIA rilasciata per la gestione, da parte di IAS, del depuratore. Versalis ha, quindi, impugnato davanti al TAR il provvedimento di avvio di riesame della sua AIA e, con separato ricorso, il provvedi- mento di sospensione dell’AIA di IAS da parte della Regione Sicilia. Al contempo, il GIP di Siracusa ha sollevato questio- ne di legittimità alla Corte costituzionale dell’art. 104 bis Disp. att. c.p.p. con riferimento al decreto interministeriale del 12 settembre 2023 – ovverosia al c.d. decreto “Salva ISAB”, volto alla salvaguardia della continuità dell’attività produttiva dei soci industriali del petrolchimico. Versalis si è, quindi, costituita in giudizio davanti alla Corte costitu- zionale, che ha fissato la relativa udienza a maggio 2024. Nel frattempo, il procedimento penale, è tuttora pendente in fase di indagini. ix) Eni SpA – Incidente mortale Piattaforma offshore Ancona. Il 5 marzo 2019 sulla piattaforma Barbara F al largo di Anco- na si è verificato un incidente mortale che ha provocato il de- cesso di un dipendente Eni e il ferimento di due contrattisti. Questi ultimi e la famiglia del dipendente Eni sono stati tutti interamente risarciti. Nell’evoluzione delle indagini, il Pubbli- co Ministero di Ancona ha disposto accertamenti tecnici ir- ripetibili, nell’ambito dei quali è emerso che il procedimento ha visto l’iscrizione quali soggetti indagati di due dipendenti Eni nonché di Eni stessa quale persona giuridica ai sensi del D.lgs. 231/2001 e di due dipendenti della società contrattista impegnata nei lavori. All’esito dell’udienza preliminare, il Giu- dice, su richiesta del PM, ha disposto il rinvio a giudizio per tutti gli imputati ed Eni. Attualmente il procedimento pende in fase di istruttoria dibattimentale. x) Raffineria di Gela SpA e Eni Rewind SpA – Indagine inqui- namento falda e iter di bonifica del sito di Gela. A seguito di denunce effettuate da ex lavoratori dell’indotto, la Procu- ra della Repubblica di Gela ha avviato un procedimento pe- nale per presunti reati di inquinamento ambientale, omessa bonifica, lesioni personali colpose e gestione illecita di rifiuti nell’area della raffineria di Gela. I reati sono contestati in relazione alla gestione delle attività di bonifica dell’area oggi in capo a Eni Rewind SpA, anche per conto delle società Raf- fineria di Gela, Isaf e Versalis, ove sono ubicate le vecchie discariche, alle attività di decommissioning dell’impianto 331ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE acido fosforico di proprietà della Isaf gestite sulla base di un contratto di mandato dalla Eni Rewind SpA, nonché alla gestione delle attività in corso di bonifica della falda (effi- cacia ed efficienza del sistema di barrieramento). L’Autorità giudiziaria ha eseguito vari accertamenti ed ispezioni e ha successivamente proceduto al sequestro preventivo degli impianti asserviti alla bonifica della falda del sito gestiti oggi da Eni Rewind, nonché alle aree di stabilimento desti- nate alla attuazione del progetto di bonifica delle acque di falda, nominando un Amministratore Giudiziario incaricato della relativa gestione. L’Amministratore Giudiziario ha de- positato una prima relazione tecnica nella quale conferma che le attività di bonifica stanno proseguendo nel rispetto della normativa di riferimento e con una serie di migliora- menti di implementazione da parte della Società di concer- to con gli enti pubblici preposti. Da ultimo, la Procura della Repubblica di Gela ha emesso il decreto di citazione a giudi- zio ed il procedimento pende ora nella fase dibattimentale. xi) Eni Rewind SpA e Versalis SpA – Mantova. Procedimen- to penale in materia di reati ambientali. Con riguardo al sito di Mantova, ove la Società sta procedendo con tutte le opportune attività ambientali la Procura della Repubbli- ca di Mantova ha notificato in agosto e in settembre 2020 avviso di conclusione delle indagini preliminari relativo al procedimento penale 778/18 RGNR in cui sono stati riuniti diversi fascicoli di indagine. Nell’atto di chiusura delle inda- gini preliminari emerge l’iscrizione nel registro degli indaga- ti di dipendenti di Versalis SpA, Eni Rewind SpA ed Edison SpA nonché delle predette società (Versalis, Eni Rewind ed Edison) ai sensi del D.lgs. 231/2001. La Procura della Re- pubblica ipotizza, con riferimento ad alcune specifiche aree del SIN di Mantova, i reati di gestione di rifiuti non autoriz- zata, danneggiamento/inquinamento ambientale, omessa comunicazione agli Enti di contaminazione ambientale ed omessa bonifica. A seguito del deposito di memorie difen- sive indirizzate all’autorità inquirente, alcune posizioni sog- gettive sono state stralciate dal procedimento ed archiviate. Per le restanti posizioni, la Procura della Repubblica ha in seguito formulato richiesta di rinvio a giudizio, in cui sono state sostanzialmente confermate le ipotesi di reato di cui all’atto di chiusura delle indagini. In fase di instaurazione dell’udienza preliminare si sono costituiti quali parti civili il MITE, la Provincia di Mantova, il Comune di Mantova e il Parco Regionale del Mincio e le società Eni Rewind, Versalis ed Edison sono invece state citate in giudizio quali respon- sabili civili e si sono perciò costituite in giudizio. La fase dell’udienza preliminare si è chiusa con il provvedimento del GUP di Mantova che ha disposto il rinvio a giudizio di tutti gli imputati e delle società Versalis, Eni Rewind ed Edison, ad eccezione di un ex dipendente di Versalis e di due dipen- denti di Edison. Il procedimento è attualmente pendente in fase dibattimentale. xii) Eni SpA R&M Deposito di Civitavecchia – Procedimento penale inquinamento falda. Nel periodo in cui ha gestito il Deposito di Civitavecchia (2008-2018) Eni ha provveduto, in attesa dell’approvazione del piano di caratterizzazione, ad adottare misure di messa in sicurezza delle acque sotterra- nee, in coordinamento con gli enti pubblici di controllo e a proseguire l’iter di bonifica fino a quando ha avuto la dispo- nibilità del sito. La Procura di Civitavecchia contesta, tra gli altri, all’ex capo deposito carburanti Eni di Civitavecchia, l’ipo- tesi di reato di inquinamento ambientale. Eni risulta indagata ai sensi del D.lgs. 231/2001. Il procedimento a carico delle persone fisiche è pendente in fase di instaurazione del giudi- zio di primo grado. xiii) Eni SpA R&M Raffineria di Livorno – Procedimento pe- nale infortunio sul lavoro. In data 20 ottobre 2020 è stato notificato presso la Raffineria di Livorno un avviso per Eni quale ente sottoposto ad indagini preliminari nell’ambito di un procedimento penale pendente innanzi alla Procura del- la Repubblica presso il Tribunale di Livorno in relazione ad un infortunio sul lavoro occorso nell’estate del 2019 presso una cabina elettrica della Raffineria ed in seguito al quale due dipendenti hanno riportato ustioni di secondo e terzo grado. La Società ha provveduto al risarcimento del dipen- dente che ha subito le conseguenze dell’infortunio. Il reato presupposto per cui è stato aperto il procedimento è quello di lesioni personali aggravate mentre alla Società viene con- testato l’illecito amministrativo da reato ai sensi del D.lgs 231/2001. Nel settembre 2021 la Procura della Repubblica ha emesso avviso di conclusione delle indagini preliminari. In seguito, è stato notificato il decreto di citazione a giudi- zio. All’esito del primo grado di giudizio, in data 12 marzo 2024 il Tribunale ha emesso sentenza di assoluzione del- le persone fisiche imputate e di Eni SpA ai sensi del D.lgs. 231/2001. Si è in attesa del deposito delle motivazioni della sentenza. xiv) Eni SpA R&M Deposito di Genova Pegli – Procedimento penale sversamento greggio – settembre 2022. A seguito di una fuoriuscita di greggio verificatasi presso il deposito di Genova Pegli in data 27 settembre 2022, la Procura della Repubblica di Genova ha instaurato un procedimento penale per presunto reato di disastro ambientale colposo, contesta- to a carico di quattro dipendenti Eni mentre alla Società è contestato l’illecito amministrativo ex D.lgs 231/01. Il proce- dimento pende nella fase delle indagini preliminari. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023332 ENI xv) Raffineria di Sannazzaro – Procedimento penale scarichi e inquinamento ambientale – Procura di Pavia. È in corso un procedimento penale che vede indagati alcuni direttori pro tempore della Raffineria di Sannazzaro de’ Burgondi per ipo- tesi di reati di inquinamento ambientale ed omessa bonifica nonché Eni SpA quale ente indagato ex D.lgs. n.231/2001, in relazione al reato presupposto di inquinamento ambientale, con sequestro probatorio dell’impianto di depurazione (TAE) della Raffineria e possibile allargamento dell’area interessata al possibile inquinamento oltre le barriere idrauliche del sito. Il 28 novembre 2023 l’impianto TAE è stato dissequestrato. Il procedimento, allo stato, pende in indagini preliminari, con tre accertamenti tecnici irripetibili in corso di svolgimento. xvi) Eni SpA – Deposito di Pomezia – Inquinamento ambientale colposo. È in corso un procedimento penale avente ad og- getto un presunto reato di inquinamento colposo della falda idrica sottostante il deposito di carburanti di Pomezia, imputa- bile secondo l’impianto accusatorio a perdite di prodotto dai serbatoi. La Procura della Repubblica procedente ha incarica- to dei propri consulenti di eseguire gli accertamenti tecnici in sito al fine di verificare lo stato di contaminazione delle matrici ambientali in corrispondenza dei serbatoi. A esito di tali verifi- che sono stati iscritti nel registro degli indagati due dipendenti Eni per il reato contestato, nonché Eni per l’illecito amministra- tivo ai sensi del D.lgs. n. 231/01. Successivamente, il Pubblico Ministero ha emesso richiesta di rinvio a giudizio e il procedi- mento pende in fase di udienza preliminare. 1.2 Procedimenti in materia di salute, sicurezza e ambiente di natura civile o amministrativa Contenziosi in Kazakhstan. Eni, congiuntamente ai suoi co-venturers è attualmente parte in numerose controversie con la Repubblica del Kazakhstan, che riguardano questioni ambientali, in relazione all’esito di un’ispezione sui permessi di emissione di zolfo, alcune pretese in relazione al recupero dei costi nell’ambito dei contratti di production sharing in essere e altre vertenze. Nel marzo 2023, la Repubblica del Kazakhstan ha nominato il proprio arbitro in ciascuna delle controversie, avviando formalmente il processo arbitrale. All’inizio di aprile 2024 la Repubblica del Kazakhstan ha depositato le proprie richieste di risarcimento. Eni sta valutando la fondatezza di tali pretese e pertanto, al momento, non è possibile stimare in modo attendibile l’esito. i) Eni Rewind SpA – Versalis SpA – Eni SpA (R&M) – Rada di Augusta. Il vasto contenzioso amministrativo prende le mosse nel settembre 2017 dall’atto di diffida e messa in mora da par- te del Ministero dell’ambiente rivolto alle società facenti parte del polo petrolchimico di Priolo, comprese Eni Rewind, Polime- ri Europa (ora Versalis) ed Eni (R&M), ad effettuare interventi di messa in sicurezza di emergenza con rimozione dei sedimenti della Rada di Augusta, sulla base di un asserito accertamento della responsabilità, sulla scorta della sentenza del TAR Cata- nia del 2012\. Il Ministero in varie occasioni ha ribadito la tesi degli Enti sulla responsabilità delle aziende coinsediate per la contaminazione della Rada e ha diffidato le stesse dall’ese- guire attività di bonifica non concordate. Nel settembre 2020 Enirewind ha preso parte alla CdS Istruttoria con il MATTM e gli enti competenti ed ha esposto approfondimenti sullo stato ambientale della Rada che confermano la storicità della con- taminazione e la sua non diffusione nell’ambiente circostante. Il TAR di Catania tra fine 2023 e inizio 2024 ha emesso sen- tenza su tutti i ricorsi presentati dagli operatori giudicandoli inammissibili in ragione della natura endoprocedimentale del- la diffida non quale atto idoneo a incidere - in via immediata e diretta - nella sfera giuridica dei ricorrenti. Il TAR non ha preso posizione sull’esistenza o meno di un giudicato della respon- sabilità circa la contaminazione della Rada, limitandosi ad evidenziare il fatto che l’amministrazione procedente la ritiene, invece, sussistente. ii) Eni SpA – Eni Rewind SpA – Priolo – Cause civili malfor- mazioni. A febbraio 2022 Eni Rewind è stata citata innanzi al Tribunale di Siracusa per risarcimento danni (€800.000 per ciascuno degli attori) da parte di due cittadini di Augusta (SR), i quali, espongono di essere nati con gravi malformazioni a causa di sversamenti di mercurio dall’impianto cloro-soda a celle di mercurio dello stabilimento di Priolo. Eni Rewind si è costituita in giudizio svolgendo domanda di chiamata in causa e manleva nei confronti di Edison, tenuto conto che l’impianto cloro-soda è pervenuto al gruppo Eni nell’ambito dell’operazio- ne Enimont, dunque in epoca successiva alla asserita esposi- zione al mercurio da parte degli attori, avvenuta necessaria- mente tra gli anni di nascita 1972 e 1975 . A seguito della costituzione di Edison SpA e della celebrazione delle rispettive udienze di comparizione, i due giudizi pendono attualmente in fase istruttoria. iii) Eni SpA – Eni Rewind SpA – Raffineria di Gela SpA – Ricor- so per accertamento tecnico preventivo e giudizi di merito. Nel febbraio 2012 è stato notificato a Raffineria di Gela, Eni Rewind SpA ed Eni un ricorso per accertamento tecnico pre- ventivo (“ATP”) da parte di genitori di bambini nati malformati a Gela tra il 1992 e il 2007, volto alla verifica dell’esistenza di un nesso di causalità tra le patologie malformative e lo stato di inquinamento delle matrici ambientali del sito di Gela (in- quinamento che sarebbe derivato dalla presenza e operatività 333ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE degli impianti industriali della Raffineria di Gela e di Eni Rewind SpA), nonché alla quantificazione dei danni asseritamente su- biti e all’eventuale composizione conciliativa della lite. Il me- desimo tema, peraltro, era stato oggetto di precedenti istrut- torie, nell’ambito di differenti procedimenti penali, di cui una conclusasi senza accertamento di responsabilità a carico di Eni o sue controllate e una seconda tuttora pendente in fase di indagini preliminari. Dal dicembre 2015 sono stati notificati alle tre società interessate atti di citazione aventi ad oggetto complessivamente 30 casi di risarcimento danni in sede civile. Nel maggio 2018 è stata emessa la prima sentenza di primo grado avente ad oggetto un solo caso. Il Giudice ha rigettato la domanda risarcitoria, riconoscendo la bontà e fondatezza delle argomentazioni difensive delle società convenute in or- dine alla insussistenza di prove circa l’esistenza di un nesso di causa tra la patologia e il presunto inquinamento di origi- ne industriale. La sentenza di primo grado è stata impugnata dalla controparte innanzi alla Corte d’Appello di Caltanissetta. Nel giugno 2021 il Tribunale civile di Gela ha emesso una se- conda sentenza di merito con la quale ha rigettato la domanda risarcitoria, riconoscendo la bontà e la fondatezza delle argo- mentazioni difensive delle società convenute in ordine alla insussistenza di prove circa l’esistenza di un nesso di causa tra la patologia ed il presunto inquinamento di origine indu- striale. Le controparti soccombenti hanno presentato appello. In relazione al primo appello promosso contro la prima sen- tenza di merito del Tribunale civile di Gela. La Corte d’appello di Caltanissetta ha rigettato l’appello proposto e accolto l’ap- pello proposto in via incidentale dalle società del Gruppo Eni, concernente la regolamentazione delle spese di lite afferenti al giudizio di primo grado e la denunciata erroneità della com- pensazione ivi operata non ricorrendone i presupposti di legge. La controparte ha proposto ricorso per Cassazione. iv) Val d’Agri – Eni/Vibac. A settembre 2019 è stato notificato un atto di citazione dinanzi al Tribunale di Potenza. Gli attori sono 80 persone, residenti in diversi comuni della Val d’Agri, i quali lamentano danni patrimoniali, non patrimoniali, danni biologi- ci e morali, tutti derivanti dalla presenza di Eni sul territorio. Al Giudice adito si chiede di dichiarare la responsabilità di Eni per aver causato emissioni in atmosfera di sostanze inquinanti; si chiede altresì di ordinare l’interruzione delle attività inquinanti e subordinare la ripresa delle medesime all’avvenuta realizzazio- ne di tutti gli interventi necessari ad eliminare le asserite situazio- ni di pericolo; infine, di condannare Eni al risarcimento dei danni. A esito della fase dibattimentale, il Giudice ha trasmesso alle parti proposta di definizione conciliativa ponendo un termine alle parti per valutare la stessa e per presentare ulteriori propo- ste in merito. Le parti non hanno aderito alla proposta concilia- tiva. il giudizio è in corso. v) Eni SpA Eni Oil & Gas Inc. – Climate change. Tra il 2017 e il 2018, presso le Corti dello Stato della California sono stati promossi, da parte di autorità governative locali e un’asso- ciazione di pescatori, sette contenziosi nei confronti di Eni SpA, di una controllata (Eni Oil & Gas Inc) e diverse altre compagnie, finalizzati all’ottenimento del risarcimento dei danni riconducibili all’incremento del livello e della tempe- ratura del mare nonché al dissesto del ciclo idrogeologico. Detti procedimenti, inizialmente promossi di fronte alle Cor- ti Statali, sono stati successivamente trasferiti alle Corti Federali su impulso dei convenuti, i quali hanno depositato un’apposita istanza rilevando la carenza di giurisdizione del- le Corti Statali. Nel 2019, la Corte Federale ha rinviato i casi alle Corti Statali. I convenuti hanno quindi presentato appel- lo alla Ninth Circuit Court of Appeals (“Ninth Circuit Court”), impugnando il provvedimento di rinvio. Tutti i procedimenti sono stati sospesi nelle more del giudizio d’appello davan- ti alla Ninth Circuit Court. A fronte di un articolato e lungo iter processuale, nel corso dell’estate 2023, i procedimenti sono stati assegnati definitivamente alle corti statali della California. A giugno 2023 Eni SpA e Eni Oil & Gas Inc han- no presentato assieme alle altre società convenute senza sede legale in California una motion to quash comune per contestare la giurisdizione della California, sul presupposto di non aver mai avuto contatti rilevanti con tale Stato e che pertanto vi sia una carenza di c.d. personal jurisdiction. A Novembre 2023, gli attori hanno presentato una petition for coordination finalizzata a riunire le fasi pregiudiziali dei pro- cedimenti di fronte a un’unica corte statale. Il 14 dicembre 2023 l’associazione di pescatori che aveva promosso uno dei contenziosi ha rinunciato volontariamente alla causa. In data 25 gennaio 2024 il giudice competente ha accolto la petition for coordination e ha raccomandato come corte statale decisoria quella di San Francisco. Il 4 aprile 2024 si terrà una prima “Case Management Conference”. vi) Eni Rewind/Provincia di Vicenza – Procedimento bonifica sito Trissino. Il 7 maggio 2019 la Provincia di Vicenza ha imposto (con diffida) ad alcune persone fisiche e società (MITENI in fallimento, Mitsubishi e ICI) di provvedere alla bonifica del sito di Trissino ove ha svolto la propria atti- vità industriale la società MITENI attiva nel settore della Chimica. In tale sito, l’ARPA del Veneto ha rinvenuto, nel 2018, nelle acque sotterranee interne e circostanti al sito, la presenza in concentrazioni significative di sostanze chi- miche, considerate altamente tossico-nocive e canceroge- ne. Le analisi svolte dalla Provincia di Vicenza con il diretto coinvolgimento dell’Istituto Superiore di Sanità hanno rive- lato la presenza di tali agenti nel sangue di circa 53.000 persone dell’area. Tra i responsabili del potenziale inquina- RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023334 ENI mento, la Provincia ha individuato anche un ex dipendente di Enichem Synthesis che ha ricoperto l’incarico di AD di MITENI tra il 1988 e il 1996, periodo in cui Enichem Syn- thesis (poi divenuta Syndial/Eni Rewind) ha detenuto il 51% del capitale sociale di MITENI (il restante 49% era detenuto da Mitsubishi che ha rilevato il resto delle quote nel 1996, con l’uscita di Enichem dalla società). Dall’azione della Pro- vincia sono scaturiti vari ricorsi al TAR nei quali Eni Rewind è stata chiamata in causa quale “successore” di Enichem per il periodo di gestione del sito quale socio di maggio- ranza di MITENI, nonché quale ulteriore responsabile della potenziale contaminazione dello stabilimento di Trissino (insieme ad altri soggetti). Avverso tali atti della Provincia Eni Rewind ha infatti proposto ricorso al TAR Veneto. Eni Rewind sta svolgendo gli interventi ambientali e si è resa disponibile a eseguire – nell’ambito del progetto di MISO approvato – ulteriori interventi antinquinamento su base volontaria e senza prestare alcuna acquiescenza rispetto agli addebiti di responsabilità per l’inquinamento da agenti chimici. Il giudizio prosegue. vii) Eni SpA/Greenpeace Onlus, ReCommon APS e altri – Con- tenzioso climatico. Il 9 maggio 2023, le ONG Greenpeace Onlus e ReCommon APS, insieme a 12 privati cittadini, hanno notificato un atto di citazione contro Eni, il Ministe- ro dell’Economia e delle Finanze e Cassa Depositi e Prestiti innanzi al Tribunale Civile di Roma. Gli attori contestano la responsabilità di Eni per il cambiamento climatico, lamenta- no danni patrimoniali e non patrimoniali e chiedono a Eni l’a- deguamento della strategia di decarbonizzazione (riduzione emissioni del 45% entro il 2030 rispetto al 2020, o altre mi- sure adeguate al rispetto dell’Accordo di Parigi) nonché la cessazione delle condotte dannose. In data 21 settembre 2023 Eni ha depositato in giudizio la propria comparsa di costituzione e risposta, corredata da una relazione tecni- ca, eccependo l’inammissibilità, l’improponibilità e la totale infondatezza delle domande degli attori. Nelle successive scadenze processuali del 5 e 26 gennaio e del 6 febbraio 2024, le Parti hanno depositato ulteriori memorie e docu- menti, prendendo posizione sulle difese avversarie. La pri- ma udienza della causa (in forma cartolare, come richiesto dal Giudice) si è tenuta il 16 febbraio 2024\. Il giudice si è riservato sulle istanze proposte dalle Parti. Si resta in attesa del provvedimento. viii) Eni SpA – NAOC / Associazione Egbema Voice of Freedom – Richiesta risarcimento danni. Il 30 novembre 2023 è sta- to notificato ad Eni SpA un atto di citazione relativo ad una pretesa avanzata dal Pastore Nicholas Evaristus Ukaonu, dall’associazione Advocates for Community Alternatives e dall’associazione Egbema Voice of Freedom, per asseriti danni derivanti da manufatti realizzati da NAOC in Nigeria nel territorio dove le comunità rappresentate dalle asso- ciazioni risiedono. Il Pastore e le associazioni chiedono un risarcimento in solido ad Eni e NAOC per circa €48 milioni oltre all’esecuzione di opere che, secondo parte attrice, sa- rebbero necessarie per evitare e contenere allegamenti cau- sati da manufatti realizzati da NAOC. La domanda presen- tata ripropone lamentele avanzate negli anni passati, anche nel 2017 di fronte al Punto di Contatto Nazionale previsto dalle Linee Guida OCSE indirizzate alle Multinazionali, ove fu iniziato un procedimento di conciliazione ad hoc conclusosi con un accordo tra le parti. 2\. Procedimenti in materia di responsabilità penale/amministrativa di impresa i) OPL 245 Nigeria. In relazione alla stipula tra Eni, il Governo della Repubblica Federale della Nigeria “FGN” e un’altra com- pagnia petrolifera internazionale del Resolution Agreement del 29 aprile 2011 relativo alla “Oil Prospecting Licence” del giacimento offshore individuato nel blocco 245, erano stati aperti diversi filoni d’indagine da parte delle autorità giudi- ziarie di Italia, UK e Nigeria aventi a oggetto presunti illeciti nell’assegnazione del blocco, compreso il reato di corruzio- ne internazionale. Le indagini erano a carico di alcuni top manager dell’Eni e dell’Ente medesimo ai sensi del D. Lgs. 231/01. Eni – anche sulla base delle risultanze delle verifi- che interne effettuate da uno studio legale statunitense in- dipendente incaricato da Collegio Sindacale e Organismo di Vigilanza - riteneva infondate le accuse. Anche il Dipar- timento di Giustizia americano (DoJ) ha condotto proprie indagini ai sensi della normativa anticorruzione USA (FCPA), disponendo la chiusura del procedimento nel 2019 senza addebiti. La magistratura UK ha rinunciato all’azione per mancanza di competenza giurisdizionale. Il procedimento in Italia condotto dalla Procura di Milano, che aveva chiesto il rinvio a giudizio dei manager Eni coinvolti e dell’Ente, si è risolto in maniera totalmente favorevole per Eni, conclusosi con sentenza di assoluzione perché il fatto non sussiste per tutti gli imputati. Il giudizio di appello, promosso dai Pub- blici Ministeri del primo grado e dal governo federale della Nigeria “FGN” in qualità di parte civile, si è concluso nel cor- so del 2022 confermando la sentenza di assoluzione primo grado che pertanto è diventata definitiva. Infine, “FGN” che nel 2023 aveva promosso ricorso per Cassazione avverso la sentenza della Corte d’Appello di Milano, chiedendone l’annullamento con rinvio al giudice civile competente ai soli fini delle statuizioni civili, rinunciava all’adire alla Cassazio- 335ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE ne, come si evince dalla lettera a firma dell’Attorney General trasmessa dopo due udienze a Londra dell’arbitrato ICSID. Tale arbitrato era stato promosso dall’Eni dopo la sentenza di assoluzione per tutelare l’investimento, chiedendo la con- versione forzata in licenza estrattiva (OML) di quella esplo- rativa (OPL 245) oltre a 700 milioni di dollari di danno per il mero ritardo (oltre alla riserva per eventuali danni). Il 20 gennaio 2020 alla consociata Eni in Nigeria (NAE) è stato notificato l’avvio di un procedimento penale avanti la Federal High Court di Abuja. Il procedimento, prevalentemente in- centrato sulle accuse a persone fisiche nigeriane (tra le quali il Ministro della Giustizia in carica nel 2011 all’epoca dei fatti contestati), coinvolge NAE e SNEPCO in quanto contitolari della licenza OPL 245, alla cui attribuzione nel 2011, nell’ipo- tesi accusatoria, sarebbero stati associati atti illeciti anche di natura corruttiva compiuti da dette persone fisiche, che NAE e SNEPCO avrebbero illecitamente favorito agevolando lo schema criminoso. L’inizio del processo, inizialmente pre- visto per fine marzo 2020, è slittato per la chiusura degli uffi- ci giudiziari in Nigeria a causa dell’emergenza COVID-19 ed è ripreso all’inizio del 2021\. Nel corso del procedimento sono stati ascoltati diversi testimoni convocati principalmente sulla richiesta della “Economic and Financial Crimes Com- mission” (“EFCC”). Alla luce della debolezza delle evidenze prodotte dall’EFCC, le parti convenute hanno presentato alla corte una richiesta di dichiarazione di non luogo a procedere alla quale l’EFCC non si è opposta, quantomeno per la parte relativa alle accuse mosse verso NAE, SNEPCO e il Ministro della Giustizia. Il giudizio prosegue. 3\. Altri procedimenti in materia penale i) Eni SpA (R&M) – Raffineria di Taranto – Procedimento pe- nale per violazione accertamento accise. Il procedimento è relativo alla presunta sottrazione all’accertamento fiscale di prodotto energetico movimentato, in regime di sospen- sione di accisa, da un serbatoio della raffineria di Taranto. All’esito della fase delle indagini preliminari, risultano in- dagati, in concorso, l’allora responsabile della raffineria e altri tre dipendenti per una presunta continuata ipotesi di sottrazione all’accertamento delle accise, in ragione di plu- rime movimentazioni avvenute nel periodo dal 30 giugno al 9 settembre 2021, dal serbatoio oggetto di indagine, il cui misuratore dal 13 ottobre 2021 è posto sotto sequestro. Il giudizio è in corso. ii) EniMed SpA – Procedimento penale per ipotesi di sottra- zione al pagamento dell’accisa di prodotto flussante. Il pro- cedimento penale origina da un’indagine della GdF di Ragu- sa che ha portato all’accertamento nel maggio 2020 di una serie di episodi di furto di flussante – prodotto energetico utilizzato in sospensione di accisa – sottratto direttamente dalle condotte di EniMed ad opera di soggetti terzi arrestati in flagranza di reato. A seguito di tali fatti, la medesima GdF ha avviato una verifica sulle modalità di contabilizzazione del flussante da parte della Società nel periodo 2018-2020 all’esito della quale sono state contestate alla Società ipote- si di irregolarità nella gestione del gasolio flussante con ipo- tizzate sottrazioni di imposte indirette (accise ed IVA) pari a circa €50 milioni. La Procura competente (Gela) dal can- to suo ha promosso a carico dell’ex AD di EniMed (per gli anni 2018-2020) un procedimento per ipotesi di reato di cui all’art. 40 Testo Unico delle Accise. Il procedimento penale è stato esteso ad altri due dipendenti di EniMed sempre per la stessa ipotesi di reato. Nell’ambito dello stesso procedi- mento i soggetti terzi sono a giudizio per furto di flussante, ipotesi che invece vede EniMed identificata quale persona offesa. Il giudizio prosegue. 4. Contenziosi fiscali i) Contestazione per omesso pagamento dell’imposta muni- cipale unica (IMU) relativamente ad alcune piattaforme pe- trolifere localizzate nelle acque territoriali. Sono in essere contenziosi fiscali con alcuni enti locali italiani la cui materia del contendere è l’assoggettabilità ad IMU delle piattafor- me petrolifere localizzate nel mare territoriale nel periodo 2016-2019. Dal 2016 il quadro normativo di tale imposta è stato modificato per effetto della Legge n. 208/2015 che ha escluso dalla base imponibile dell’imposta gli impianti fun- zionali allo specifico processo produttivo, mentre con suc- cessiva risoluzione n. 3 del 1° giugno 2016 il Dipartimento delle Finanze ha riconosciuto alle piattaforme petrolifere la qualificazione di impianti e conseguentemente l’esclusione dalla base imponibile disposta dalla legge predetta. Sulla base di tale interpretazione Eni non ha versato alcuna IMU per gli anni 2016-2019. Tuttavia, la pronuncia del Diparti- mento delle Finanze non è vincolante per gli enti locali cui compete il potere impositivo riconosciuto dalla stessa Cor- te di Cassazione e alcuni di questi hanno notificato avvisi di accertamento per le annualità 2016-2019. Contro tali avvisi la Società ha presentato ricorso. Nonostante Eni ritenga che le piattaforme petrolifere ubicate nel mare territoriale debba- no essere escluse dalla base imponibile dell’IMU in base z della legge alla luce della risoluzione del Dipartimento del- le Finanze, valutati i rischi di soccombenza nei contenziosi pendenti è stato deciso di eseguire un accantonamento al fondo rischi, il cui ammontare esclude l’importo delle san- RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023336 ENI zioni poiché l’operato di Eni ha fatto affidamento sulla riso- luzione amministrativa, nonché ha tenuto conto dell’abbat- timento della base imponibile che esclude la “componente impiantistica” come previsto dal dettato della norma. Il con- tenzioso prosegue. Il D.lgs. 124/2019 (convertito con Legge 157/2019) ha istituito, a decorrere dal 2020, l’imposta im- mobiliare sulle piattaforme marine (IMPi) in sostituzione di ogni altra imposizione immobiliare locale ordinaria gli stessi manufatti. Tale norma ha quindi sancito, a partire dal 2020, la sussistenza del presupposto impositivo su tali manufatti. 5\. Procedimenti chiusi i) Eni Rewind SpA (quale società incorporante Enichem Agricol- tura SpA – Agricoltura SpA in liquidazione – Enichem Augusta Industriale Srl – Fosfotec Srl) – Sito di Crotone (Discarica di Farina Trappeto). La Procura di Crotone aveva avviato nel 2010 un procedimento penale per disastro ambientale, avvelenamen- to di sostanze destinate all’alimentazione ed omessa bonifica in relazione all’attività della discarica ex Montedison “Farina Trap- peto”, divenuta di proprietà del Gruppo Eni nel 1991\. Il procedi- mento a carico di alcuni dirigenti della società Eni Rewind si è concluso con sentenze di assoluzione per alcuni per non aver commesso il fatto e per altri per intervenuta prescrizione. In re- lazione ai suddetti casi di intervenuta prescrizione la Società ha ritenuto di promuovere appello avverso la sentenza del GUP al fine di ottenere un’assoluzione nel merito. Dal momento che la sentenza del GUP non è stata impugnata anche dalla Pubblica Accusa, la stessa non potrà che essere riformata in senso più favorevole agli appellanti. ii) Eni Rewind SpA – Risarcimento del danno ambientale (sito di Cengio). Il complesso procedimento amministrativo aven- te a oggetto il risarcimento del danno ambientale di Cengio promosso dal Ministero dell’Ambiente protrattosi per circa se- dici anni (la prima causa fu avviata nel 2008) si è concluso in modo favorevole per la società Eni coinvolta, Eni Rewind. Il Tribunale di Genova ha dapprima accolto la tesi difensiva per cui ha escluso che Eni Rewind possa essere individuata qua- le successore a titolo universale di Enimont, alla cui gestione è imputabile la contaminazione del sito. Successivamente, la società Eni e il Ministero hanno definito un accordo transat- tivo che prevede il riconoscimento da parte di Eni Rewind di misure per un valore di circa €8 milioni e il riconoscimento da parte del Ministero dell’adeguatezza delle opere già realizzate dall’azienda al conseguimento del pieno ripristino ambientale e al completo ristoro di qualsiasi danno ambientale. L’accordo è stato registrato presso la Corte dei Conti e la Corte d’Appello di Genova ha disposto l’estinzione del giudizio. iii) Eni SpA – Tribunale di Milano – Proc. Pen. 4659/2023. Nel febbraio 2018 la Procura di Milano ha avviato un proce- dimento penale per presunti reati associativi finalizzati alla calunnia ed alle false informazioni rese al Pubblico Ministero, con l’intento tra l’altro di intralciare l’attività giudiziaria nei pro - cedimenti penali di Milano che vedevano coinvolta, tra gli altri, Eni ed alcuni dei suoi amministratori e dirigenti. Risultavano indagati, tra gli altri, un ex legale esterno dell’Eni e un ex diri - gente di Eni, all’epoca dei fatti contestati dirigente strategico in diversi ruoli aziendali. La Procura ha a più riprese acquisito documentazione da Eni e gli organi di controllo Eni hanno svol - to proprie verifiche interne indipendenti della vicenda avvalen- dosi di consulenti esterni. Nel maggio e giugno 2019, sempre nell’ambito del medesimo procedimento, la Procura di Milano ha notificato ad Eni ed a tre società controllate (ETS SpA, Ver - salis SpA, Ecofuel SpA) diverse richieste di documentazione. Contestualmente nel maggio del 2019 è stata notificata ad Eni un’informazione di garanzia con riferimento al reato 25 decies D.lgs. 231/2001 per il reato di cui all’art. 377 bis c.p. (induzione a non rendere dichiarazioni o a rendere dichiarazioni mendaci all’Autorità giudiziaria). Nel corso del 2020 è stato notificato un decreto di perquisizione, con contestuale informazione di garanzia, al Chief Services & Stakeholder Relations Officer, al Senior Vice President Security e ad un dirigente dell’ufficio le - gale. Successivamente la Società è stata informata della noti- fica al CEO di Eni di un avviso di accertamenti tecnici irripetibili, con contestuale informazione di garanzia finalizzata a consen - tire la partecipazione, tramite proprio consulente tecnico, alle operazioni tecniche programmate di analisi del contenuto di un dispositivo telefonico sequestrato ad un ex dipendente di Eni. A esito della conclusione della complessa fase d’indagine, Eni SpA, l’Amministratore Delegato, il Director Human Capital & Procurement Coordination ed il Responsabile della Securi - ty di Eni SpA sono risultati estranei alle contestazioni. È sta- ta, quindi, disposta l’archiviazione delle posizioni di Eni SpA, dell’Amministratore Delegato, del Director Human Capital & Procurement Coordination e del Responsabile della Security di Eni SpA. Il GIP ha, altresì, disposto l’archiviazione in relazione alle contestazioni per corruzione tra privati relative agli espo - nenti Eni e ad alcuni legali esterni. Nel decreto di archiviazio- ne si dà atto che l’ipotizzata induzione a rendere dichiarazioni mendaci di Vincenzo Armanna nell’ambito del procedimento penale “OPL 245” si fondasse unicamente sulle dichiarazioni di soggetti (Amara - Armanna \- Calafiore) che non presentavano il requisito dell’indipendenza e non hanno trovato il conforto dei riscontri cercati durante l’attività investigativa. In virtù di quanto precede, il narrato è stato ritenuto calunnioso, portan - do all’imputazione di Amara, Armanna e Calafiore per le dichia- razioni rese nei confronti dell’Amministratore Delegato e del Di- rector Human Capital & Procurement Coordination di Eni SpA. 337ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE In esito all’udienza preliminare Eni trading & Shipping in liqui- dazione ha perfezionato con la Procura l’accordo sull’appli- cazione della sanzione amministrativa (cd. patteggiamento) per l’illecito di cui agli art. 5, comma 1), lett a) 25 octies d.lgs. 231/2001. Il procedimento penale è attualmente nella fase del dibatti- mento di primo grado. Eni, l’Amministratore Delegato, il Direc- tor Human Capital & Procurement Coordination ed altri due manager di Eni sono parti civili per i reati di calunnia commes- si nei loro confronti. Eni è, altresì, responsabile civile per due capi di imputazione. iv) Eni SpA (R&M) – Procedimenti penali accise sui carburanti. Si è concluso il procedimento penale avviato dalla Procura di Roma nel 2014, avente ad oggetto la presunta evasione di accisa nell’ambito dell’attività di commercializzazione dei carburanti nel mercato della rete. Il procedimento, nel quale Eni compariva come parte offesa, riuniva tre distinti filoni di indagine: (i) un primo procedimento avviato dalla Procura di Frosinone nei confronti di una società terza (Turriziani Petro- li) acquirente di carburanti da Eni, esteso poi a Eni; (ii) un se- condo procedimento derivante da un filone di indagine pres- so la Procura di Prato riguardante il deposito di Calenzano per sottrazione di carburante attraverso una manipolazione degli erogatori, successivamente esteso anche alla raffineria di Stagno (Livorno); (iii) un terzo procedimento avviato dalla Procura di Roma avente ad oggetto la presunta sottrazione di prodotto al pagamento delle accise. La Procura di Roma ha condotto un’articolata attività di indagine ipotizzando la sussistenza di un’associazione a delinquere finalizzata alla sottrazione sistematica di prodotti petroliferi presso tutte le 22 basi di carico di Eni dislocate sul territorio nazionale; adottando provvedimenti di sequestro di apparecchiature che hanno interferito con l’attività operativa. Eni ha sempre fornito la massima collaborazione all’Autorità giudiziaria ot- tenendo grazie agli impegni i dissequestri ed evitando fermi produttivi. A conclusione delle indagini preliminari la Procura di Roma ha chiesto il rinvio a giudizio nei confronti di numero- si indagati, tra cui oltre 40 posizioni Eni (dipendenti in servizio ed ex). Il processo per il presunto reato associativo, oggetto di stralcio da quello principale, si è concluso nel 2019 con sentenza di non luogo a procedere. Il processo penale princi- pale per il presunto reato in materia di evasione di accise si è concluso a inizio 2023 con l’assoluzione di tutti i dipendenti ed ex dipendenti di Eni con sentenza di non luogo a procede- re o proscioglimento per intervenuta prescrizione. Nel corso del 2019 in relazione alle pendenze fiscali si era addivenuti ad una definizione ed Eni aveva effettuato i pagamenti per le maggiori accise ed altre imposte per cui non era stato possi- bile ricostruire la relativa giustificazione. v) Eni SpA – Indagine sanitaria attività del COVA. A valle del procedimento penale per traffico illecito di rifiuti, gli aspetti sanitari sono stati oggetto di stralcio in altro procedimento penale avente a oggetto fattispecie contravvenzionali relative a presunte violazioni nella redazione del Documento di Valu- tazione dei Rischi occupazionali delle attività del Centro Olio Val d’Agri (COVA) e con l’iscrizione di 9 imputati. Gli accerta- menti tecnici condotti su incarico di Eni da esperti interna- zionali hanno accertato l’assenza di alcun rischio derivante dall’attività del COVA per la popolazione del territorio e per i propri dipendenti. Il procedimento è stato, da ultimo, archivia- to dal giudice per le indagini preliminari, conformemente alla richiesta presentata dal Pubblico Ministero procedente. vi) Eni Rewind SpA – Palte fosfatiche, sito di Porto Torres. Nel 2015 la Procura di Sassari aveva avviato un procedimento pe- nale, per presunti reati di disastro ambientale, gestione non au- torizzata di discarica di rifiuti pericolosi e altri reati ambientali nell’area denominata “palte fosfatiche” all’interno dello stabili- mento di Porto Torres. In seguito Eni Rewind SpA con, le dovu- te autorizzazioni, ha proceduto a eseguire interventi di miglio- ramento ambientale. La società Eni Rewind è stata indagata ai sensi del D.lgs. 231/01. Dopo una prima sentenza di non luogo a procedere per i reati di gestione non autorizzata di discari- ca e getto pericoloso di cose, il procedimento si è concluso il 7 luglio 2023 con una sentenza di non luogo a procedere nei confronti dei tre dirigenti di Eni Rewind in relazione al reato di disastro ambientale e della Società in qualità di responsabile civile per decorso del termine di prescrizione. La sentenza di proscioglimento è passata in giudicato. vii) Eni Rewind SpA e Versalis SpA – Darsena Porto Torres. Nel 2012 la Procura di Sassari ha promosso un procedimento pe- nale per presunto reato di disastro ambientale in relazione al non corretto funzionamento della barriera idraulica del sito di Porto Torres (gestito da Eni Rewind SpA). Sono stati indagati gli amministratori delegati di Eni Rewind e Versalis, oltre ad alcuni altri manager delle due società, per i quali la Procura aveva richiesto il rinvio a giudizio. Il Tribunale ha autorizzato la citazione dei responsabili civili Eni Rewind e Versalis. Le parti civili costituite hanno chiesto la liquidazione del danno ambientale: il Ministero e la Regione Sardegna per oltre €1,5 miliardi, mentre le altre parti civili si sono rimesse alla valu- tazione equitativa del Giudice. Il Tribunale, nel luglio 2016 ha assolto gli indagati Eni Rewind e Versalis per il reato di disastro ambientale e deturpamento di bellezze naturali (golfo dell’Asi- nara), condannando 3 dirigenti Eni Rewind SpA ad un anno, con pena sospesa per il reato di disastro ambientale colposo limitatamente al periodo agosto 2010-gennaio 2011. I suc- cessivi gradi di giudizio si sono conclusi con l’udienza del 16 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023338 ENI marzo 2023 innanzi alla Corte di Cassazione che ha rigettato i ricorsi difensivi ed ha confermato la sentenza di condanna alla pena di un anno di reclusione – con beneficio di sospensione condizionale – nei confronti di un ex dirigente e due ex dipen- denti di Eni Rewind in relazione ai reati contestati. La Corte di Cassazione ha altresì confermato la condanna generica dei tre imputati al risarcimento del danno patito dalle parti civili, da liquidarsi in separato giudizio civile, accordando alle parti civili – Ministero per l’Ambiente, enti locali e associazioni non governative – provvisionali per un ammontare simbolico. Attività in concessione Eni opera in regime di concessione prevalentemente nel settore Explo- ration & Production e nella linea di business Enilive e Refining. Nel set- tore Exploration & Production le clausole contrattuali che regolano le concessioni minerarie, le licenze e i permessi esplorativi disciplinano l’accesso di Eni alle riserve di idrocarburi e differiscono da Paese a Pa- ese. Le concessioni minerarie, le licenze e i permessi sono assegnati dal titolare del diritto di proprietà, generalmente Enti pubblici, compa- gnie petrolifere di Stato e, in alcuni contesti giuridici, anche privati. In forza dell’assegnazione della concessione mineraria, Eni sostiene i ri- schi e i costi connessi all’attività di esplorazione, sviluppo e i costi ope- rativi e ha diritto alle produzioni realizzate. A fronte delle concessioni minerarie ricevute Eni, in funzione della legislazione fiscale vigente nel Paese, corrisponde delle royalties ed è tenuta al pagamento delle imposte sul reddito derivante dallo sfruttamento della concessione. Nei Production Sharing Agreement e nei contratti di service il diritto sulle produzioni realizzate è determinato dagli accordi contrattuali con le compagnie petrolifere di Stato concessionarie, che stabiliscono le modalità di rimborso sotto forma di diritto sulle produzioni, dei costi sostenuti per le attività di esplorazione, sviluppo e dei costi operativi (cost oil) e la quota di spettanza a titolo di remunerazione (profit oil). Nella linea di business Enilive e Refining alcune stazioni di servizio e altri beni accessori al servizio di vendita insistono su aree autostradali concesse a seguito di una gara pubblica in sub-concessione dalle so- cietà concessionarie autostradali per l’erogazione del servizio di distri- buzione di prodotti petroliferi e lo svolgimento delle attività accessorie. A fronte dell’affidamento dei servizi sopra indicati, Eni corrisponde alle società autostradali royalties fisse e variabili calcolate in funzione dei quantitativi venduti. Al termine delle concessioni è generalmente previ- sta la devoluzione gratuita dei beni immobili non rimovibili. Regolamentazione in materia ambientale I rischi connessi all’impatto delle attività Eni sull’ambiente, sul- la salute e sulla sicurezza sono descritti nei Fattori di rischio e di incertezza - Rischio operation e connessi rischi in materia di HS&E della Relazione sulla gestione. In futuro, Eni sosterrà costi di ammontare significativo per adempiere gli obblighi previsti dal- le norme in materia di salute, sicurezza e ambiente, nonché per il ripristino ambientale, la bonifica e messa in sicurezza di aree in precedenza adibite a produzioni industriali e siti dismessi. In par- ticolare, per quanto riguarda il rischio ambientale, Eni attualmente non ritiene che vi saranno effetti negativi sul bilancio consolidato in aggiunta ai fondi stanziati e tenuto conto degli interventi già effettuati e delle polizze assicurative stipulate. Tuttavia, non può essere escluso con certezza il rischio che Eni possa incorrere in ulteriori costi o responsabilità anche di proporzioni rilevanti per- ché, allo stato attuale delle conoscenze, è impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto, tra l’altro, dei seguenti aspetti: (i) la possibilità che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli al- tri possibili effetti derivanti dall’applicazione del D.lgs. 152/2006; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tute- la dell’ambiente (es. Legge 68/2015 sugli Ecoreati e Direttiva UE 2015/2193 sugli impianti di combustione medi); (iv) gli effetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilità di controversie e la difficoltà di determinare le eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilità di altri soggetti e ai possibili indennizzi. Emission trading A partire dal 2021, in Europa ha preso il via la quarta fase del si- stema di scambio di quote (EU-ETS), durante la quale l’assegna- zione gratuita dei permessi di emissione avviene utilizzando fattori di emissione definiti a livello europeo e specifici per ogni settore industriale (cd. benchmark), a eccezione della produzione di ener- gia elettrica, per la quale non sono previste assegnazioni gratuite. Tale contesto regolatorio determina per gli impianti Eni soggetti ad Emissions Trading l’assegnazione di un quantitativo di permessi di emissione generalmente inferiore rispetto alle emissioni registra- te nell’anno di riferimento, con la necessità di acquistare le quote necessarie ai fini di compliance tramite l’approvvigionamento sul mercato delle emissioni. Nell’esercizio 2023, le emissioni di ani- dride carbonica delle installazioni Eni sono risultate, complessiva- mente, superiori rispetto ai permessi assegnati. A fronte di 16,03 milioni di tonnellate di anidride carbonica emessa in atmosfera sono stati assegnati 4,48 milioni di tonnellate di permessi di emis- sione, facendo registrare un deficit di 11,50 milioni di tonnellate. L’intero deficit è stato compensato tramite l’approvvigionamento dei permessi mancanti sul mercato delle emissioni. 339ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 29 Ricavi RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA | Exploration & | Global Gas & | Enilive, Refining | Plenitude & | Corporate e | ---|---|---|---|---|---|--- (€ milioni) | Production | LNG Portfolio | e Chimica | Power | Altre attività | Totale 2023 | | | | | | Ricavi della gestione caratteristica | 10.843 | 16.910 | 52.165 | 13.598 | 201 | 93.717 Ricavi per prodotti e servizi venduti: | | | | | | Ricavi per: | | | | | | \- Vendita di greggi | 3.632 | | 22.053 | | | 25.685 \- Vendita di prodotti petroliferi | 1.081 | | 24.427 | | | 25.508 \- Vendita di gas naturale e GNL | 5.858 | 16.638 | 23 | 4.431 | | 26.950 \- Vendita di prodotti petrolchimici | | | 4.385 | | | 4.385 \- Vendita di energia elettrica | | | | 7.252 | | 7.252 \- Vendita di altri prodotti | 44 | 23 | 333 | 106 | 3 | 509 \- Servizi | 228 | 249 | 944 | 1.809 | 198 | 3.428 | 10.843 | 16.910 | 52.165 | 13.598 | 201 | 93.717 Tempistiche di trasferimento beni/servizi: | | | | | | Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento | 10.526 | 16.825 | 51.892 | 13.598 | 64 | 92.905 Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale | 317 | 85 | 273 | | 137 | 812 2022 | | | | | | Ricavi della gestione caratteristica | 12.889 | 41.230 | 58.470 | 19.726 | 197 | 132.512 Ricavi per prodotti e servizi venduti: | | | | | | Ricavi per: | | | | | | \- Vendita greggi | 5.438 | | 20.839 | | | 26.277 \- Vendita prodotti petroliferi | 1.070 | | 29.700 | | | 30.770 \- Vendita gas naturale e GNL | 6.108 | 40.840 | 65 | 5.571 | | 52.584 \- Vendita prodotti petrolchimici | | | 6.241 | | 3 | 6.244 \- Vendita di energia elettrica | | | | 12.448 | | 12.448 \- Vendita altri prodotti | 68 | | 411 | 223 | 2 | 704 \- Servizi | 205 | 390 | 1.214 | 1.484 | 192 | 3.485 | 12.889 | 41.230 | 58.470 | 19.726 | 197 | 132.512 Tempistiche di trasferimento beni/servizi: | | | | | | Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento | 12.585 | 41.047 | 58.145 | 19.599 | 65 | 131.441 Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale | 304 | 183 | 325 | 127 | 132 | 1.071 2021 | | | | | | Ricavi della gestione caratteristica | 8.846 | 16.973 | 40.051 | 10.517 | 188 | 76.575 Ricavi per prodotti e servizi venduti: | | | | | | Ricavi per: | | | | | | \- Vendita greggi | 3.573 | | 14.710 | | | 18.283 \- Vendita prodotti petroliferi | 885 | | 18.739 | | | 19.624 \- Vendita gas naturale e GNL | 4.122 | 16.608 | 34 | 3.245 | | 24.009 \- Vendita prodotti petrolchimici | | | 5.652 | | 7 | 5.659 \- Vendita di energia elettrica | | | | 5.104 | | 5.104 \- Vendita altri prodotti | 40 | 6 | 132 | 212 | 1 | 391 \- Servizi | 226 | 359 | 784 | 1.956 | 180 | 3.505 | 8.846 | 16.973 | 40.051 | 10.517 | 188 | 76.575 Tempistiche di trasferimento beni/servizi: | | | | | | Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento | 8.506 | 16.823 | 39.836 | 10.517 | 72 | 75.754 Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale | 340 | 150 | 215 | | 116 | 821 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023340 ENI (€ milioni) | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|--- Ricavi rilevati a fronte di passività con la clientela esistenti all'inizio dell'esercizio | 642 | 157 | 658 Ricavi rilevati a fronte di performance obbligation soddisfatte o parzialmente soddisfatte in esercizi precedenti | 1.087 | 1 | 30 I ricavi della gestione caratteristica sono analizzati per settore di attività e per area geografica di destinazione alla nota n. 35 \- Informazioni per settore di attività e per area geografica. I ricavi della gestione caratteristica verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate. ALTRI RICAVI E PROVENTI (€ milioni) | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|--- Plusvalenze da vendite di attività materiali, immateriali e rami d'azienda | 27 | 48 | 107 Altri proventi | 1.072 | 1.127 | 1.089 | 1.099 | 1.175 | 1.196 Gli altri proventi comprendono €121 milioni (€204 milioni e €281 milioni rispettivamente nel 2022 e nel 2021) relativi al recupero della quota dei costi del diritto di utilizzo dei beni in leasing di competenza dei partner delle joint operation non incorporate operate da Eni. Gli altri ricavi e proventi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate. 30 Costi ACQUISTI, PRESTAZIONI DI SERVIZI E COSTI DIVERSI (€ milioni) | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|--- Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | 58.170 | 85.139 | 41.174 Costi per servizi | 11.512 | 10.303 | 10.646 Costi per godimento di beni di terzi | 1.432 | 2.301 | 1.233 Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | 1.369 | 2.985 | 707 Altri oneri | 1.746 | 2.069 | 1.983 | 74.229 | 102.797 | 55.743 a dedurre: | | | \- incrementi per lavori interni - attività materiali | (367) | (246) | (185) \- incrementi per lavori interni - attività immateriali | (26) | (22) | (9) | 73.836 | 102.529 | 55.549 Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi comprendono co- sti di prospezioni, studi geologici e geofisici dell’attività esplorativa che ammontano a €205 milioni (€220 milioni e €194 milioni rispet- tivamente nel 2022 e nel 2021). I costi di ricerca e sviluppo privi dei requisiti per la rilevazione nell’attivo patrimoniale ammontano a €166 milioni (€164 milioni e €177 milioni rispettivamente nel 2022 e nel 2021). I costi per godimento di beni di terzi comprendono royalties su di- ritti di estrazione di idrocarburi per €1.138 milioni (€1.570 milioni e €946 milioni rispettivamente nel 2022 e nel 2021). Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto dei rilasci per esuberanza riguardano l’accantonamento netto al fondo rischi am- bientali di €559 milioni (accantonamento netto di €1.700 milioni e di €279 milioni rispettivamente nel 2022 e nel 2021) e il rilascio net- to del fondo rischi per contenziosi di €87 milioni (accantonamenti netti di €501 milioni e di €162 milioni rispettivamente nel 2022 e nel 2021). Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 21 \- Fondi per rischi e oneri. Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto dei rilasci per esuberanza sono analizzati per settore di atti- vità alla nota n. 35 \- Informazioni per settore di attività e per area geografica. Le informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 13 - Di- ritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing. 341ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE COSTO LAVORO (€ milioni) | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|--- Salari e stipendi | 2.427 | 2.311 | 2.182 Oneri sociali | 497 | 465 | 455 Oneri per programmi a benefici ai dipendenti | 156 | 174 | 165 Altri costi | 196 | 194 | 204 | 3.276 | 3.144 | 3.006 a dedurre: | | | \- incrementi per lavori interni - attività materiali | (131) | (120) | (111) \- incrementi per lavori interni - attività immateriali | (9) | (9) | (7) | 3.136 | 3.015 | 2.888 Gli altri costi comprendono oneri per esodi agevolati per €56 milioni (€78 milioni e €94 milioni rispettivamente nel 2022 e nel 2021) e one- ri per programmi a contributi definiti per €102 milioni (€103 milioni e €97 milioni rispettivamente nel 2022 e nel 2021). Gli oneri per programmi a benefici ai dipendenti sono analizzati alla nota n. 22 - Fondi per benefici ai dipendenti. I costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 \- Rapporti con parti correlate. NUMERO MEDIO DEI DIPENDENTI Il numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell’area di consolidamento ripartito per categoria è il seguente: | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|--- (numero) | Controllate | Joint operation | Controllate | Joint operation | Controllate | Joint operation Dirigenti | 944 | 19 | 957 | 19 | 966 | 18 Quadri | 9.157 | 84 | 9.084 | 80 | 9.143 | 78 Impiegati | 15.810 | 420 | 15.517 | 420 | 15.747 | 380 Operai | 5.937 | 294 | 6.074 | 288 | 5.476 | 284 | 31.848 | 817 | 31.632 | 807 | 31.332 | 760 Il numero medio dei dipendenti è calcolato come semisomma dei dipendenti all’inizio e alla fine dell’esercizio. Il numero medio dei dirigenti comprende i manager assunti e operanti all’estero la cui posizione organizzativa è assimilabile alla qualifica di dirigente. PIANI DI INCENTIVAZIONE DEI DIRIGENTI CON AZIONI ENI Di seguito sono indicati i principali termini dei piani di incentivazione dei dirigenti con azioni Eni le cui assegnazioni sono in essere alla chiusura dell’esercizio 2023. In particolare, l’Assemblea nelle sedute del 13 maggio 2020 e del 10 maggio 2023 ha approvato rispettivamente i Piani di Incentivazione di Lungo Termine 2020-2022 e 2023-2025, conferendo al Consiglio di Amministrazione ogni potere necessario per l’attuazione dei Piani e autorizzando lo stesso a disporre fino a un massimo di 20 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2020-2022 e di 16 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2023-2025 (autorizzando anche la disposizione delle azioni proprie originariamente destinate al Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2020-2022, per la parte relativa alle azioni non utilizzate, pari a circa 6,7 milioni di azioni). I Piani di Incentivazione di Lungo Termine prevedono tre attribuzioni di azioni ordinarie ciascuno (rispettivamente negli anni 2020, 2021 e 2022 e negli anni 2023, 2024, 2025) e sono destinati all’Amministratore Delegato di Eni e ai dirigenti di Eni e delle sue società controllate rien- tranti nell’ambito delle “risorse manageriali critiche per il business”, individuate tra coloro che occupano le posizioni più direttamente re- sponsabili dei risultati aziendali o che sono di interesse strategico, RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023342 ENI compresi i dirigenti con responsabilità strategiche. I Piani prevedono l’assegnazione di azioni Eni a titolo gratuito ai beneficiari al termine di un periodo di vesting triennale a condizione che gli stessi siano rimasti in servizio. Coerentemente alla natura sostanziale di retribu- zione, ai sensi delle disposizioni dei principi contabili internazionali, il costo dei Piani è determinato con riferimento al fair value degli stru- menti attribuiti e alla previsione del numero di azioni da assegnare al termine del vesting period; il costo è rilevato pro rata temporis lungo il vesting period. Con riferimento al Piano 2020-2022, il numero di azioni che verrà as- segnato a scadenza dipende: (i) per il 25%, da un obiettivo di mercato di tipo relativo connesso al Total Shareholder Return (TSR) triennale misurato dalla differenza, nel triennio, tra il TSR del Titolo Eni e il TSR dell’indice FTSE Mib di Borsa Italiana, corretto per l’indice di corre- lazione di Eni, confrontata con le analoghe differenze registrate per ciascuna società di un gruppo di competitors di Eni (“Peer Group”); (ii) per il 20% da un obiettivo industriale di tipo relativo misurato in termini di valore unitario annuale ($/boe) del Net Present Value del- le riserve certe (NPV), confrontato con gli analoghi valori registrati per le società del Peer Group, con risultato finale pari alla media dei risultati annuali nel triennio; (iii) per il 20% da un obiettivo economi- co/finanziario di tipo assoluto misurato dal Free Cash Flow organico (FCF) cumulato nel triennio di riferimento, consuntivato rispetto all’o- mologo valore cumulato previsto nei primi 3 anni del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell’anno di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance. La consuntivazione del FCF viene effettuata al netto degli effetti delle variabili esogene, in applicazione di una metodologia di analisi degli scostamenti pre- determinata e approvata dal Comitato Remunerazione, allo scopo di valorizzare l’effettiva performance aziendale derivante dall’azione del management; (iv) per la restante parte (35%) da un obiettivo di so- stenibilità ambientale e transizione energetica articolato in tre obiettivi triennali di tipo assoluto e precisamente: (a) per il 15% da un obiettivo di decarbonizzazione misurato dal valore consuntivato a fine triennio dell’Intensità delle Emissioni di GHG upstream equity (tCO 2 eq./kboe), rispetto all’omologo valore previsto al 3° anno del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell’anno di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance; (b) per il 10% da un obiettivo di transizione energetica misurato a fine triennio in termi- ni di Megawatt di capacità installata di generazione elettrica da fonti rinnovabili rispetto all’omologo valore previsto al 3° anno del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell’anno di at- tribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance; (c) per il 10% da un obiettivo di economia circolare misurato in termini di stato avanzamento a fine triennio di tre progetti rilevanti rispetto allo stato avanzamento previsto al 3° anno del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell’anno di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance. Con riferimento al Piano 2023-2025, il numero di azioni che verrà as- segnato a scadenza dipende: (i) per il 25%, da un obiettivo di mercato di tipo relativo collegato al Total Shareholder Return (TSR) misurato dalla differenza, nel periodo di performance triennale, tra il TSR del Titolo Eni e il TSR dell’indice FTSE Mib di Borsa Italiana, corretto per l’indice di correlazione di Eni, confrontata con le analoghe differenze registrate per ciascuna società del Peer Group; (ii) per il 40% da un obiettivo economico/finanziario di tipo assoluto misurato come valore cumulato del Free Cash Flow organico (FCF) nel periodo triennale di riferimento, rispetto all’omologo valore cumulato previsto nei primi 3 anni del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell’anno di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di perfor- mance; (iii) per la restante parte (35%) da un obiettivo di sostenibilità ambientale e transizione energetica articolato in tre obiettivi triennali di tipo assoluto e precisamente: (a) per il 10% da un obiettivo di decar- bonizzazione misurato in termini di emissioni nette di GHG upstream Scope 1 e Scope 2 equity (tCO 2 eq.) al termine del triennio di riferimen- to rispetto all’omologo valore previsto al 3° anno del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell’anno di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance; (b) per il 15% da un obiettivo di transizione energetica calcolato come capacità di genera- zione elettrica installata da fonti rinnovabili in termini di megawatt e capacità di produzione di biojet fuel in termini di kton, entrambi valutati rispetto agli omologhi valori previsti al termine del 3° anno del Piano Strategico approvato dal Consiglio si Amministrazione nell’anno di at- tribuzione e mantenuti invariati nel periodo di performance; (c) per il 10% da un obiettivo di economia circolare misurato in termini di valore percentuale di integrazione verticale di Agribusiness per la produzione di biocarburanti al termine del triennio di riferimento rispetto a quan- to previsto al 3° anno del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell’anno di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance. In base all’andamento dei parametri di performance sopra indicati, il numero di azioni che saranno offerte a titolo gratuito dopo tre anni dall’attribuzione potrà essere compreso tra lo 0% e il 180% del nume- ro delle azioni attribuite inizialmente. Il 50% delle azioni che saranno effettivamente assegnate a ciascun beneficiario in servizio sarà sot- toposto ad una clausola di lock-up che ne impedisce il trasferimento per 1 anno dalla data di assegnazione per il Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2020-2022, mentre per 2 anni dalla data di asse- gnazione per il Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2023-2025. Alla grant date sono state attribuite complessivamente da parte di Eni: (i) nel 2023, n. 1.909.849 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla medesima data è pari a 10,82 per azione; (ii) nel 2022, n. 2.069.685 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla me- desima data è pari a 9,20 euro per azione; (iii) nel 2021, n. 2.365.581 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla medesima data è pari a 8,15 euro per azione. La determinazione del fair value è stata operata adottando appro- priate tecniche di valutazione avuto riguardo ai differenti parametri di performance previsti dai piani (metodo stocastico con riferimen- to ad entrambi i Piani di Incentivazione di Lungo Termine in essere) tenendo conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni alla data di attribuzione (€15,482 e €15,068 a seconda della grant date per l’at- 343ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE tribuzione 2023; €12,918 e €14,324 a seconda della grant date per l’attribuzione 2022; €12,164 e €11,642 a seconda della grant date per l’attribuzione 2021), ridotto dei dividendi attesi nel vesting period (6,6% e 6,8% per l’attribuzione 2023, 6,8% e 6,1% per l’attribuzione 2022 e 7,1% e 7,4% per l’attribuzione 2021 del prezzo dell’azione alla data di attribuzione), considerando la volatilità del titolo (28,2% e 28,4% per l’attribuzione 2023; 30% e 31% per l’attribuzione 2022; 44% e 45% per l’attribuzione 2021), le previsioni relative all’andamento dei parametri di performance, nonché il minor valore attribuibile alle azioni caratterizzate dal vincolo di cedibilità al termine del vesting period (cd. lock-up period). I costi relativi ai Piani di Incentivazione di Lungo Termine, rilevati come componente del costo lavoro in quanto afferenti a dipendenti della società, ammontano a €20 milioni (€18 milioni e €16 milioni rispettivamente nel 2022 e 2021) con contropartita alle riserve di pa- trimonio netto. COMPENSI SPETTANTI AL KEY MANAGEMENT PERSONNEL I compensi, incluso i contributi e gli oneri accessori, spettanti ai soggetti che hanno il potere e la responsabilità della pianificazione, direzione e controllo della Società e quindi gli amministratori esecutivi e non, i dirigenti con responsabilità strategica (cd. key management personnel) in carica nel corso dell’esercizio si analizzano come segue: (€ milioni) | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|--- Salari e stipendi | 35 | 37 | 29 Benefici successivi al rapporto di lavoro | 3 | 3 | 3 Altri benefici a lungo termine | 19 | 17 | 15 Indennità per cessazione del rapporto di lavoro | | 9 | | 57 | 66 | 47 COMPENSI SPETTANTI AGLI AMMINISTRATORI E AI SINDACI DI ENI SPA I compensi spettanti agli amministratori ammontano a €13,9 milioni, €11,12 milioni e €10,13 milioni rispettivamente per gli esercizi 2023, 2022 e 2021\. I compensi spettanti ai sindaci ammontano a €0,580 milioni, €0,589 milioni e €0,550 milioni, rispettivamente per gli esercizi 2023, 2022 e 2021. I compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra somma avente na- tura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuti per lo svolgimento della funzione di amministratore o di sindaco in Eni SpA e in altre imprese incluse nell’area di consolidamento, che abbiano costituito un costo per Eni, anche se non soggetti all’imposta sul reddito delle persone fisiche. 31 Proventi (oneri) finanziari (€ milioni) | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|--- Proventi (oneri) finanziari | | | Proventi finanziari | 7.417 | 8.450 | 3.723 Oneri finanziari | (8.113) | (9.333) | (4.216) Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetto a conto economico | 284 | (55) | 11 Strumenti finanziari derivati | (61) | 13 | (306) | (473) | (925) | (788) RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023344 ENI I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue: (€ milioni) | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|--- Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto | | | \- Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari | (667) | (507) | (475) \- Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading | 250 | (53) | 11 \- Proventi (oneri) netti su altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | 34 | (2) | \- Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori | (207) | (128) | (94) \- Interessi passivi su passività per beni in leasing | (267) | (315) | (304) \- Interessi attivi verso banche | 356 | 57 | 4 \- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa | 14 | 9 | 9 | (487) | (939) | (849) Differenze attive (passive) di cambio | 255 | 238 | 476 Strumenti finanziari derivati | (61) | 13 | (306) Altri proventi (oneri) finanziari | | | \- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa | 153 | 128 | 67 \- Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | 94 | 38 | 68 \- Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (a) | (341) | (199) | (144) \- Altri proventi (oneri) finanziari | (86) | (204) | (100) | (180) | (237) | (109) | (473) | (925) | (788) (a) La voce riguarda l’incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio. Le informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 13 \- Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing. Gli strumenti finanziari derivati sono analizzati alla nota n. 24 \- Strumenti finanziari derivati e hedge accounting. I proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate. 32 Proventi (oneri) su partecipazioni EFFETTO VALUTAZIONE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO L’analisi delle plusvalenze e minusvalenze delle partecipazioni valu- tate con il metodo del patrimonio netto è indicata alla nota n. 16 \- Partecipazioni. L’effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto è analizzato per settore di attività alla nota n. 35 - Informazioni per settore di atti- vità e per area geografica. ALTRI PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI (€ milioni) | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|--- Dividendi | 255 | 351 | 230 Plusvalenze (minusvalenze) nette da vendita | 430 | 483 | 1 Altri proventi (oneri) netti | 423 | 2.789 | (8) | 1.108 | 3.623 | 223 345ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE I dividendi si riferiscono essenzialmente alla Nigeria LNG Ltd per €179 milioni e alla Saudi European Petrochemical Co “IBN ZAHR” per €55 milioni (rispettivamente €247 milioni e €77 milioni nel 2022 e €144 milioni e €54 milioni nel 2021). Le plusvalenze da vendite si riferiscono per €420 milioni alla plusva- lenza realizzata dalla cessione a Snam del 49,9% del capitale della SeaCorridor Srl e comprende il realizzo di differenze attive di cambio da conversione per €7 milioni. Gli altri proventi netti si riferiscono per €414 milioni alla plusvalenza da valutazione al fair value della quota restante del 50,1% del capitale della SeaCorridor Srl. Le plusvalenze da vendite del 2022 si riferivano per €448 milioni alle plusvalenze realizzate a seguito della quotazione, attraverso una IPO presso la borsa di Oslo, della partecipata Vår Energi ASA e alle suc- cessive vendite effettuate sul mercato. Gli altri proventi netti del 2022 si riferivano per €2.542 milioni alla plusvalenza da valutazione al fair value della business combination tra Eni e bp con la costituzione della joint venture Azule Energy Hol- dings Ltd e comprendevano il realizzo di differenze attive di cambio da conversione per €764 milioni. 33 Imposte sul reddito (€ milioni) | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|--- Imposte correnti: | | | \- imprese italiane | 97 | 1.920 | 439 \- imprese estere operanti nel settore Exploration & Production | 5.349 | 7.027 | 3.609 \- altre imprese estere | 185 | 944 | 157 | 5.631 | 9.891 | 4.205 Imposte differite e anticipate nette: | | | \- imprese italiane | (137) | (2.191) | (45) \- imprese estere operanti nel settore Exploration & Production | (22) | 713 | 552 \- altre imprese estere | (104) | (325) | 133 | (263) | (1.803) | 640 | 5.368 | 8.088 | 4.845 Le imposte correnti relative alle imprese italiane comprendono impo- ste estere per €242 milioni. Le imposte sul reddito del 2022 comprendevano l’imposta straordi- naria di solidarietà per l’anno 2022 (€1.036 milioni) introdotta in Italia dalla Legge n. 51/2022, nonché un’addizionale d’imposta sui profitti energetici nel Regno Unito. Il totale delle imposte sul reddito 2022 comprendeva il contributivo straordi- nario previsto dalla Legge n. 197/2022 (finanziaria 2023) calcolato sul reddito imponibile 2022 al lordo della distribuzione di riserve di rivalutazione. La riconciliazione tra l’onere fiscale teorico determinato applicando l’aliquota fiscale Ires vigente in Italia del 24% (stesso valore nel 2022 e nel 2021) e l’onere fiscale effettivo è il seguente: (€ milioni) | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|--- Utile (perdita) ante imposte | 10.228 | 22.049 | 10.685 Aliquota fiscale teorica (Ires) (%) | 24,0 | 24,0 | 24,0 Imposte teoriche | 2.455 | 5.292 | 2.564 Variazioni in aumento (diminuzione): | | | \- effetto maggiore tassazione delle imprese estere | 3.036 | 3.388 | 2.301 \- effetto contributi solidaristici straordinari per le imprese italiane del settore energetico | | 1.971 | \- effetto imposte estere di società italiane | | 66 | 108 \- effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | (26) | 50 | 180 \- effetto tassazione dividendi infragruppo | 7 | 11 | 54 \- effetto Irap delle società italiane | 91 | (18) | 140 \- effetti fiscali relativi ad esercizi precedenti | 48 | (19) | 52 \- effetto plusvalenze da conferimento | (96) | (241) | \- effetto delle svalutazioni (riprese di valore) delle attività per imposte anticipate | (221) | (2.087) | (666) \- altre motivazioni | 74 | (325) | 112 | 2.913 | 2.796 | 2.281 Imposte effettive | 5.368 | 8.088 | 4.845 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023346 ENI La maggiore tassazione delle imprese estere riguarda il setto- re Exploration & Production per €3.026 milioni (rispettivamente, €2.940 milioni e €2.040 milioni nel 2022 e 2021). Il tax rate effettivo del 2023 è pari al 52,5% in incremento rispet- to ai corrispondenti periodi posti a confronto (rispettivamente, 36,7% e 45,3% per il 2022 e 2021), per effetto della windfall tax sugli utili delle società del settore energia del Regno Unito in vigo- re dal terzo trimestre 2022 e per l’impatto di oneri non deducibili del settore Exploration & Production, in particolare radiazioni di costi esplorativi. 34 Utile (perdita) per azione L’utile (perdita) per azione semplice è determinato dividendo l’uti- le (perdita) dell’esercizio di competenza Eni per il numero medio ponderato delle azioni Eni SpA in circolazione nell’anno, escluse le azioni proprie. L’utile (perdita) per azione diluito è determinato dividendo l’utile (per- dita) dell’esercizio di competenza Eni per il numero medio ponde- rato delle azioni Eni SpA in circolazione nell’anno, escluse le azioni proprie, incrementate del numero delle azioni che potenzialmente potrebbero essere emesse. Al 31 dicembre 2023 le azioni che po- tenzialmente potrebbero essere messe in circolazione riguardano le azioni assegnate a fronte dei piani ILT azionario 2020-2022 e 2023- 2025 e le azioni collegate al prestito obbligazionario convertibile emesso nel 2023. Ai fini della determinazione dell’utile per azione semplice e diluito, l’utile netto dell’anno di competenza Eni è rettificato per tener conto della remunerazione delle obbligazioni subordinate perpetue e del prestito obbligazionario convertibile, al netto del relativo effetto fi- scale, determinata sulla base del costo ammortizzato. La determinazione dell’utile (perdita) per azione semplice e diluito è di seguito indicata: | | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|---|--- Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile (perdita) semplice | | 3.303.766.512 | 3.483.633.816 | 3.565.973.883 Numero di azioni potenziali a fronte dei piani ILT azionario | | 6.352.583 | 6.319.989 | 7.598.593 Numero di azioni potenziali a fronte del prestito obbligazionario convertibile | | 17.014.702 | | Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile (perdita) diluito | | 3.327.133.797 | 3.489.953.805 | 3.573.572.476 Utile (perdita) netto di competenza Eni | (€ milioni) | 4.771 | 13.887 | 5.821 Remunerazione di obbligazioni subordinate perpetue, al netto dell'effetto fiscale | (€ milioni) | (109) | (109) | (95) Remunerazione del prestito obbligazionario convertibile, al netto dell'effetto fiscale | (€ milioni) | 9 | | Utile (perdita) netto di competenza Eni per utile semplice e diluito | (€ milioni) | 4.671 | 13.778 | 5.726 Utile (perdita) per azione semplice | (ammontari in € per azione) | 1,41 | 3,96 | 1,61 Utile (perdita) per azione diluito | (ammontari in € per azione) | 1,40 | 3,95 | 1,60 347ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 35 Informazione per settore di attività e per area geografica INFORMAZIONE PER SETTORE DI ATTIVITÀ La segment information di Eni è determinata sulla base dei segmenti operativi i cui risultati sono rivisti periodicamente dal Chief Operating Decision Maker (il CEO) per la valutazione delle performance e le deci- sioni di allocazione delle risorse. La struttura organizzativa è imperniata su due Direzioni Generali: • la Direzione Generale Natural Resources con il compito di valo- rizzare il portafoglio upstream Oil & Gas riducendone l’impronta carbonica attraverso una forte azione di efficienza energetica e l’e- spansione della componente gas con la responsabilità della com- mercializzazione all’ingrosso. Inoltre, comprende lo sviluppo dei progetti di cattura/trasporto/stoccaggio/riutilizzo e compensazio- ne delle emissioni di CO 2 , nonché il business Agri con la respon- sabilità di sviluppare filiere di approvvigionamento di feedstock rinnovabili per la bioraffinazione Eni. Nella Direzione confluiscono le attività di esplorazione, sviluppo e produzione Oil & Gas, la com- mercializzazione del gas all’ingrosso via gasdotto e GNL, i citati progetti CCUS (e trasporto), offset della CO 2 detti anche progetti di conservazione delle foreste (REDD+) e l’agribusiness. • la Direzione Generale Energy Evolution con il compito di promuo- vere l’evoluzione dei business di generazione, trasformazione e vendita di prodotti da fossili a bio e blue. Le responsabilità della Direzione comprendono le azioni di crescita della generazione elettrica rinnovabile e del biometano, il coordinamento dell’evolu- zione bio e circolare del sistema di raffinazione e della chimica e lo sviluppo del portafoglio retail di Eni fornendo prodotti sempre più decarbonizzati per la mobilità, il consumo domestico e delle piccole imprese. Nella Direzione confluiscono i business della ge- nerazione di energia elettrica da gas e da fonti rinnovabili, della Raffinazione tradizionale e della Bioraffinazione, della Chimica, del Retail Gas & Power e del Marketing per la mobilità. Le società Versalis (Chimica), Enilive (bioraffinazione e mobilità sostenibile), Eni Plenitude, Enipower ed Eni Rewind rientrano nel perimetro della Direzione. Dal punto di vista delle informazioni finanziarie per settore di attività “segment information”, coerentemente con le previsioni dei principi contabili applicabili, il management ha considerato che i processi de- cisionali di allocazione delle risorse e la valutazione delle performan- ce finanziarie/industriali da parte del CEO sono svolte ad un livello di maggiore disaggregazione rispetto alle DG, avuto riguardo cioè alle linee di business che confluiscono nelle due DG. Pertanto, nel rispetto delle disposizioni del principio contabile IFRS 8 che regola l’informati- va per settore di attività, la segment information di Eni al 31 dicembre 2023 è articolata nei seguenti reportable segment: Exploration & Production: attività di ricerca, sviluppo e produzione di petrolio, condensati e gas naturale. Global Gas & LNG Portfolio (GGP): attività di approvvigionamento e vendita di gas naturale all’ingrosso via gasdotto, trasporto internazio- nale, acquisto e commercializzazione di GNL. Comprende le attività di trading gas per finalità sia di copertura e stabilizzazione dei margini commerciali, sia di ottimizzazione del portafoglio di asset gas. Enilive, Refining e Chimica: attività di supply e lavorazione di petrolio per la produzione di carburanti tradizionali svolta dal segmento ope- rativo “Refining”. Enilive, per effetto del conferimento operato con effi- cacia 1° gennaio 2023, gestisce le attività di mobilità sostenibile e di bioraffinazione, che comprendono la produzione di biocarburanti e la commercializzazione al dettaglio di tutti i vettori energetici per la mobi- lità, tra cui i carburanti fossili e di natura biologica, le ricariche elettriche nelle stazioni di servizio, nonché l’offerta dei servizi come il car sharing Enjoy, la ristorazione e in generale i servizi presenti nei punti vendita. Svolge inoltre attività di vendita all’ingrosso di carburanti, bitumi e lu- brificanti. I segmenti operativi Refining ed Enilive sono stati aggrega- ti in un unico reportable segment perché il Chief Operating Decision Maker valuta il margine integrato raffinazione-commercializzazione. Inoltre, sono inseriti in questo reportable segment anche i risultati del business Chimica che presenta ritorni economici simili e comunanze nella struttura dei processi industriali con le attività di raffinazione tra- dizionale. Infine comprende le attività di trading oil e prodotti con fina- lità di eseguire sul mercato le transazioni di bilanciamento del supply e di stabilizzazione/copertura dei margini commerciali. Plenitude & Power: attività di vendita al dettaglio di gas, elettricità e servizi connessi e attività di produzione e vendita all’ingrosso di energia elettrica da impianti termoelettrici e rinnovabili, attività di servizio alla mobilità elettrica (installazione di colonnine di ricarica). Comprende le attività di trading di certificati di emissione di CO 2 e di vendita a termine dell’energia elettrica nell’ottica di copertura/otti- mizzazione dei margini. Corporate e Altre attività: comprende le principali funzioni di sup- porto al business, in particolare le attività di holding, tesoreria accen- trata, IT, risorse umane, servizi immobiliari, attività assicurative capti- ve, ricerca e sviluppo, nuove tecnologie, digitalizzazione del business e l’attività di bonifica ambientale svolta dalla controllata Eni Rewind. Comprende, inoltre, le attività relative ai progetti CCUS, agri-business e conservazione delle foreste (REDD+), in fase di sviluppo, che pre- cedentemente erano esposti nel reportable segment Exploration & Production. Tale risegmentazione: (i) riflette la circostanza che gli economics 2023 dei business interessati (CCUS, agri-business e conservazione delle foreste) allo stato sono poco significativi, senza tra l’altro la generazione di ricavi; (ii) è funzionale a consentire una maggiore comparabilità dei dati del segment E&P con quelli dei pe- ers e tener conto della presenza di fattori di rischio e ritorni nonché di processi produttivi differenti tra le attività Exploration & Production e quelle associate a CCUS, Agri e conservazione delle foreste. I com- parative period sono stati riesposti coerentemente a tale riclassifica. Le principali informazioni finanziarie dei segmenti operativi oggetto di reporting al CEO (cioè il Chief Operating Decision Maker, ex IFRS 8) sono: i ricavi, l’utile operativo e le attività e passività direttamente attribuibili. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023348 ENI Le informazioni per settore di attività sono le seguenti: | | Global | Enilive, | | Corporate | Rettifiche | ---|---|---|---|---|---|---|--- | Exploration & | Gas & LNG | Refining | Plenitude | e Altre | per utili | (€ milioni) | Production | Portfolio | e Chimica | & Power | attività | interni | Totale 2023 | | | | | | | Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore | 23.903 | 20.139 | 52.558 | 14.256 | 1.972 | | a dedurre: ricavi infrasettori | (13.060) | (3.229) | (393) | (658) | (1.771) | | Ricavi da terzi | 10.843 | 16.910 | 52.165 | 13.598 | 201 | | 93.717 Risultato operativo | 8.549 | 2.431 | (1.397) | (464) | (943) | 81 | 8.257 Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | (347) | (205) | (392) | (74) | (339) | (12) | (1.369) Ammortamenti | (6.148) | (233) | (524) | (466) | (142) | 34 | (7.479) Svalutazioni di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | (1.413) | (3) | (770) | (18) | (58) | | (2.262) Riprese di valore di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | 376 | 4 | 6 | 48 | 26 | | 460 Radiazioni | (531) | | | (5) | 1 | | (535) Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | 1.009 | 49 | 343 | (55) | (10) | | 1.336 Attività direttamente attribuibili (a) | 62.180 | 6.381 | 15.530 | 13.999 | 1.952 | (378) | 99.664 Attività non direttamente attribuibili (b) | | | | | | | 42.942 Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 6.773 | 531 | 3.582 | 667 | 1.077 | | 12.630 Passività direttamente attribuibili (a) | 18.020 | 5.997 | 10.200 | 6.076 | 4.629 | (56) | 44.866 Passività non direttamente attribuibili (b) | | | | | | | 44.096 Investimenti in attività materiali e immateriali | 7.133 | 16 | 982 | 740 | 363 | (19) | 9.215 2022 | | | | | | | Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore | 31.194 | 48.586 | 59.178 | 20.883 | 1.886 | | a dedurre: ricavi infrasettori | (18.305) | (7.356) | (708) | (1.157) | (1.689) | | Ricavi da terzi | 12.889 | 41.230 | 58.470 | 19.726 | 197 | | 132.512 Risultato operativo | 15.963 | 3.730 | 460 | (825) | (1.956) | 138 | 17.510 Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | (147) | (393) | (1.110) | (14) | (1.340) | 19 | (2.985) Ammortamenti | (6.017) | (217) | (506) | (358) | (140) | 33 | (7.205) Svalutazioni di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | (613) | (6) | (752) | (125) | (71) | | (1.567) Riprese di valore di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | 181 | 18 | 35 | 162 | 31 | | 427 Radiazioni | (596) | (1) | (2) | | | | (599) Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | 1.526 | 4 | 446 | (20) | (115) | | 1.841 Attività direttamente attribuibili (a) | 60.298 | 12.282 | 14.925 | 11.987 | 1.666 | (472) | 100.686 Attività non direttamente attribuibili (b) | | | | | | | 51.444 Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 7.314 | 1 | 3.084 | 663 | 1.030 | | 12.092 Passività direttamente attribuibili (a) | 17.339 | 12.572 | 9.011 | 4.787 | 4.462 | (68) | 48.103 Passività non direttamente attribuibili (b) | | | | | | | 48.797 Investimenti in attività materiali e immateriali | 6.252 | 23 | 878 | 631 | 276 | (4) | 8.056 2021 | | | | | | | Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore | 21.742 | 20.843 | 40.374 | 11.187 | 1.698 | | a dedurre: ricavi infrasettori | (12.896) | (3.870) | (323) | (670) | (1.510) | | Ricavi da terzi | 8.846 | 16.973 | 40.051 | 10.517 | 188 | | 76.575 Risultato operativo | 10.113 | 899 | 45 | 2.355 | (863) | (208) | 12.341 Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | (221) | (139) | (137) | (1) | (186) | (23) | (707) Ammortamenti | (5.976) | (174) | (512) | (286) | (148) | 33 | (7.063) Svalutazioni di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | (194) | (28) | (1.342) | (132) | (27) | | (1.723) Riprese di valore di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing | 1.438 | 2 | | 112 | 4 | | 1.556 Radiazioni | (375) | | (2) | (1) | (9) | | (387) Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | 8 | | (333) | | (766) | | (1.091) Attività direttamente attribuibili (a) | 61.699 | 10.022 | 13.326 | 8.343 | 1.493 | (591) | 94.292 Attività non direttamente attribuibili (b) | | | | | | | 43.473 Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 2.639 | 17 | 2.366 | 667 | 198 | | 5.887 Passività direttamente attribuibili (a) | 17.024 | 10.072 | 6.796 | 3.786 | 3.360 | (49) | 40.989 Passività non direttamente attribuibili (b) | | | | | | | 52.257 Investimenti in attività materiali e immateriali | 3.824 | 19 | 728 | 443 | 224 | (4) | 5.234 (a) Comprendono le attività/passività connesse al risultato operativo. (b) Comprendono le attività/passività non connesse al risultato operativo. 349ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE INFORMAZIONE PER AREA GEOGRAFICA Attività direttamente attribuibili e investimenti per area geografica di localizzazione. | | Resto | | | | | | ---|---|---|---|---|---|---|---|--- | | dell'Unione | Resto | | | | | (€ milioni) | Italia | Europea | dell'Europa | Americhe | Asia | Africa | Altre aree | Totale 2023 | | | | | | | | Attività direttamente attribuibili (a) | 30.026 | 6.962 | 5.124 | 7.658 | 17.855 | 30.928 | 1.111 | 99.664 Investimenti in attività materiali e immateriali | 2.006 | 485 | 235 | 609 | 1.471 | 4.105 | 304 | 9.215 2022 | | | | | | | | Attività direttamente attribuibili (a) | 29.195 | 7.689 | 6.564 | 8.892 | 18.653 | 28.167 | 1.526 | 100.686 Investimenti in attività materiali e immateriali | 1.475 | 415 | 205 | 1.266 | 1.390 | 3.163 | 142 | 8.056 2021 | | | | | | | | Attività direttamente attribuibili (a) | 23.718 | 6.902 | 6.114 | 5.718 | 17.483 | 33.499 | 858 | 94.292 Investimenti in attività materiali e immateriali | 1.333 | 199 | 202 | 659 | 1.203 | 1.604 | 34 | 5.234 (a) Comprendono le attività connesse al risultato operativo. Ricavi della gestione caratteristica per area geografica di destinazione. (€ milioni) | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|--- Italia | 33.450 | 60.090 | 29.968 Resto dell'Unione Europea | 18.271 | 25.413 | 14.671 Resto dell'Europa | 18.476 | 21.748 | 12.470 Americhe | 7.004 | 6.929 | 4.420 Asia | 7.404 | 9.062 | 7.891 Africa | 9.057 | 9.191 | 7.040 Altre aree | 55 | 79 | 115 | 93.717 | 132.512 | 76.575 36 Rapporti con parti correlate Le operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano principalmente: a) lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l’im- piego di mezzi finanziari con le joint venture, con le imprese collegate e altre società controllate escluse dall’area di conso- lidamento; b) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre società controllate dallo Stato italiano; c) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con società corre- late a Eni SpA per il tramite di alcuni componenti del Consiglio di Amministrazione. La maggior parte di tali operazioni sono esenti dall’applicazione della normativa interna Eni “Operazioni con interessi degli amministratori e sindaci e Operazioni con Parti Correlate”, emanata in attuazione della regolamentazione Consob, poiché si tratta di operazioni ordinarie concluse a con- dizioni di mercato o standard, ovvero poiché al di sotto della soglia di esiguità prevista dalla procedura stessa; d) i contributi a soggetti non aventi natura societaria, riferibili a Eni, che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico. In particolare con: (i) Eni Foundation, costituita, su iniziativa di Eni, senza scopo di lucro e con l’obiettivo di perse- guire esclusivamente finalità di solidarietà sociale e umanitaria nei settori dell’assistenza, della sanità, dell’educazione, della cultura e dell’ambiente, nonché della ricerca scientifica e tecno- logica; (ii) Fondazione Eni Enrico Mattei costituita, su iniziativa di Eni, con lo scopo di contribuire, attraverso studi, ricerche e RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023350 ENI iniziative di formazione e informazione, all’arricchimento delle conoscenze sulle problematiche riguardanti l’economia, l’ener- gia e l’ambiente su scala locale e globale. Tutte le operazioni sono state compiute nell’interesse della Società e, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseguono inizia- tive di carattere umanitario, culturale e scientifico, fanno parte della ordinaria gestione. Le joint venture, le imprese collegate e le imprese controllate esclu- se dall’area di consolidamento sono indicate nell’allegato “Parte- cipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2023” che si considera parte integrante delle presenti note. RAPPORTI COMMERCIALI E DIVERSI | | | 31.12.2023 | | | 2023 | ---|---|---|---|---|---|---|--- | | | | | | | Altri | | Crediti | Debiti | | | | proventi | | e altre | e altre | | | | (oneri) Denominazione | (€ milioni) | attività | passività | Garanzie | Ricavi | Costi | operativi Joint venture e imprese collegate | | | | | | | Agiba Petroleum Co | | 1 | 194 | | | 308 | Cardón IV SA | | 24 | 142 | | 4 | 1 | Coral FLNG SA | | 4 | | 1.327 | 6 | | Gruppo Azule | | 113 | 475 | 3.156 | 86 | 2.146 | Gruppo Saipem | | 5 | 235 | 9 | 6 | 768 | Gruppo SeaCorridor | | 29 | 29 | | 1 | 357 | Gruppo Vårgrønn | | | | 1.321 | | | Karachaganak Petroleum Operating BV | | 17 | 250 | | | 1.183 | Mellitah Oil & Gas BV | | 49 | 20 | | 16 | 517 | Petrobel Belayim Petroleum Co | | 58 | 885 | | | 870 | Società Oleodotti Meridionali SpA | | 11 | 473 | | 19 | 12 | Société Centrale Electrique du Congo SA | | 74 | | | 79 | | Vår Energi ASA | | 51 | 764 | 2.013 | 58 | 4.487 | (165) Altre (a) | | 62 | 73 | 19 | 83 | 203 | | | 498 | 3.540 | 7.845 | 358 | 10.852 | (165) Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | | | | | | | Eni BTC Ltd | | | | 183 | | | Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | | 152 | 4 | 1 | 12 | | Altre | | 13 | 10 | 12 | 13 | 30 | | | 165 | 14 | 196 | 25 | 30 | | | 663 | 3.554 | 8.041 | 383 | 10.882 | (165) Imprese controllate dallo Stato | | | | | | | Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | | 5 | 33 | | 2 | 69 | Gruppo Enel | | 95 | 168 | | 93 | 497 | (109) Gruppo Italgas | | 1 | 149 | | 8 | (20) | Gruppo Snam | | 245 | 352 | | 1.157 | 1.625 | Gruppo Terna | | 85 | 61 | | 400 | 317 | 8 GSE - Gestore Servizi Energetici | | 230 | 219 | | 2.104 | 1.875 | 283 ITA Airways ‐ Italia Trasporto Aereo SpA | | 5 | | | 238 | | Altre(a) | | 11 | 68 | | 52 | 38 | | | 677 | 1.050 | | 4.054 | 4.401 | 182 Altri soggetti correlati | | 1 | 2 | | 1 | 36 | Groupement Sonatrach - Eni “GSE” | | 222 | 212 | | 40 | 569 | Totale | | 1.563 | 4.818 | 8.041 | 4.478 | 15.888 | 17 (a) Per rapporti di ammontare inferiore a €50 milioni. 351ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE | | | 31.12.2022 | | | 2022 | ---|---|---|---|---|---|---|--- | | | | | | | Altri | | Crediti | Debiti | | | | proventi | | e altre | e altre | | | | (oneri) Denominazione | (€ milioni) | attività | passività | Garanzie | Ricavi | Costi | operativi Joint venture e imprese collegate | | | | | | | Agiba Petroleum Co | | 17 | 71 | | | 224 | Angola LNG Ltd | | | | | | 79 | Coral FLNG SA | | 10 | | 1.378 | 12 | | Gruppo Azule | | 320 | 517 | 3.268 | 46 | 1.152 | Gruppo Saipem | | 3 | 195 | 9 | 9 | 452 | Gruppo Vårgrønn | | | | 1.259 | | | Karachaganak Petroleum Operating BV | | 27 | 251 | | | 1.347 | Mellitah Oil & Gas BV | | 58 | 144 | | 9 | 234 | Petrobel Belayim Petroleum Co | | 33 | 595 | | | 944 | Société Centrale Electrique du Congo SA | | 47 | | | 74 | | Società Oleodotti Meridionali SpA | | 6 | 433 | | 16 | 14 | Vår Energi ASA | | 58 | 722 | 2.378 | 84 | 4.085 | (597) Altre (a) | | 127 | 76 | 9 | 167 | 338 | | | 706 | 3.004 | 8.301 | 417 | 8.869 | (597) Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | | | | | | | Eni BTC Ltd | | | | 190 | | | Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | | 139 | 4 | 1 | 15 | | Altre | | 8 | 10 | 11 | 7 | 15 | | | 147 | 14 | 202 | 22 | 15 | | | 853 | 3.018 | 8.503 | 439 | 8.884 | (597) Imprese controllate dallo Stato | | | | | | | Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | | 2 | 47 | | 3 | 86 | Gruppo Enel | | 438 | 264 | | 97 | 275 | 484 Gruppo Italgas | | 218 | 8 | | 84 | | Gruppo Snam | | 763 | 25 | | 1.767 | 873 | Gruppo Terna | | 119 | 159 | | 612 | 701 | (18) GSE - Gestore Servizi Energetici | | 207 | 225 | | 7.786 | 4.039 | 3.437 ITA Airways ‐ Italia Trasporto Aereo SpA | | 3 | | | 179 | | Altre | | 12 | 35 | | 27 | 33 | | | 1.762 | 763 | | 10.555 | 6.007 | 3.903 Altri soggetti correlati | | | 2 | | 1 | 39 | Groupement Sonatrach - Eni “GSE” | | 179 | 114 | | 33 | 417 | Totale | | 2.794 | 3.897 | 8.503 | 11.028 | 15.347 | 3.306 (a) Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023352 ENI | | | 31.12.2021 | | | 2021 | ---|---|---|---|---|---|---|--- | | | | | | | Altri | | Crediti | Debiti | | | | proventi | | e altre | e altre | | | | (oneri) Denominazione | (€ milioni) | attività | passività | Garanzie | Ricavi | Costi | operativi Joint venture e imprese collegate | | | | | | | Agiba Petroleum Co | | 13 | 57 | | | 189 | Angola LNG Ltd | | | | | | 73 | Angola LNG Supply Services Llc | | | | 179 | | | Coral FLNG SA | | 17 | | 1.260 | 43 | | Gruppo Saipem | | 4 | 134 | 9 | 28 | 174 | Karachaganak Petroleum Operating BV | | 24 | 213 | | | 989 | Mellitah Oil & Gas BV | | 65 | 290 | | 3 | 263 | Petrobel Belayim Petroleum Co | | 24 | 391 | | 2 | 651 | Société Centrale Electrique du Congo SA | | 50 | | | 66 | | Società Oleodotti Meridionali SpA | | 6 | 396 | | 18 | 12 | Vår Energi AS | | 62 | 526 | 495 | 104 | 2.224 | (409) Altre (a) | | 137 | 53 | 2 | 95 | 234 | | | 402 | 2.060 | 1.945 | 359 | 4.809 | (409) Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | | | | | | | Eni BTC Ltd | | | | 179 | | | Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | | 124 | 1 | 1 | 13 | | Altre | | 10 | 5 | 10 | 8 | 10 | | | 134 | 6 | 190 | 21 | 10 | | | 536 | 2.066 | 2.135 | 380 | 4.819 | (409) Imprese controllate dallo Stato | | | | | | | Gruppo Enel | | 583 | 461 | | 41 | 417 | 373 Gruppo Italgas | | 1 | 49 | | 3 | 560 | Gruppo Snam | | 160 | 152 | | 159 | 1.013 | 1 Gruppo Terna | | 51 | 85 | | 203 | 309 | 4 GSE - Gestore Servizi Energetici | | 311 | 125 | | 2.216 | 1.238 | 766 Altre (a) | | 10 | 33 | | 20 | 60 | | | 1.116 | 905 | | 2.642 | 3.597 | 1.144 Altri soggetti correlati | | | 2 | | | 33 | Groupement Sonatrach - Agip “GSA” e Organe Conjoint | | 170 | 79 | | 30 | 222 | des Opérations “OC SH/FCP” | Totale | | 1.822 | 3.052 | 2.135 | 3.052 | 8.671 | 735 (a) Per rapporti di ammontare inferiore a €50 milioni. 353ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e le controllate escluse dall’area di consolidamento riguardano: • la quota di competenza Eni dei costi sostenuti nello svilup- po di giacimenti petroliferi dalle società Agiba Petroleum Co, Karachaganak Petroleum Operating BV, Mellitah Oil & Gas BV, Petrobel Belayim Petroleum Co, Groupement Sonatrach \- Eni “GSE” e, limitatamente alla Karachaganak Petroleum Operating BV, l’acquisto di greggi da parte di Eni Trade & Biofuels SpA; i riaddebiti dalle collegate a Eni sono fatturati sulla base dei costi sostenuti; • Il debito residuo per il pagamento del corrispettivo per la ces- sione dei crediti di Cardón IV; • la fornitura di servizi specialistici upstream e la garanzia rila- sciata pro quota nell’interesse della società Coral FLNG SA a beneficio del Consorzio TJS a fronte degli obblighi contrattuali assunti con l’assegnazione del contratto EPCIC per la realizza- zione dell’impianto galleggiante di liquefazione del gas (mag- giori informazioni sono riportate alla nota n. 28 \- Garanzie, im- pegni e rischi); • l’acquisto di greggi e il rilascio di garanzie principalmente a fronte di contratti di leasing di navi FPSO dal gruppo Azule; • la fornitura di servizi di ingegneria, di costruzione e di perfora- zione da parte del gruppo Saipem prevalentemente al settore Exploration & Production; • l’acquisizione di servizi di trasporto verso il gruppo SeaCorridor; • le garanzie rilasciate al Gruppo Vårgrønn a fronte della parteci- pazione nel progetto eolico offshore Dogger Bank; • la vendita di gas alla Société Centrale Electrique du Congo SA; • gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Società Oleodotti Meri- dionali SpA per il potenziamento delle infrastrutture del sistema di trasporto del greggio alla Raffineria di Taranto; • le garanzie rilasciate per rispetto di accordi contrattuali nell’in- teresse di Vår Energi ASA, la fornitura di servizi specialistici upstream e di trasporto marittimo, l’acquisto di greggio, con- densati e gas e la parte realizzata dei contratti a termine di ac- quisto fisico di gas; • la garanzia rilasciata a favore della società Eni BTC Ltd a fronte della costruzione di un oleodotto; • la prestazione di servizi per risanamento ambientale alla società Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione). I rapporti più significativi con le società controllate dallo Stato ri- guardano: • le attività volte a garantire l’operatività, l’upgrading e l’efficienza degli impianti verso il gruppo Ansaldo di Cassa Depositi e Prestiti; • la vendita di carburanti e combustibili, la compravendita di gas, l’acquisizione di servizi di distribuzione di energia elettrica e gli strumenti finanziari derivati con il gruppo Enel; • l’acquisizione di servizi di distribuzione, trasporto e stoccaggio dal gruppo Italgas e dal gruppo Snam sulla base delle tariffe stabilite dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambien- te, comprensive delle agevolazioni tariffarie riconosciute alla clientela e rimborsate dai distributori, nonché, dal gruppo Snam, il credito per attività di disinvestimento relativo alla cessione del 49,9% del capitale della SeaCorridor Srl e la compravendita di gas per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di corrispet- tivi legati all’andamento dei principali prodotti energetici; • l’acquisizione di servizi di dispacciamento e la compravendita di energia elettrica per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di corrispettivi legati all’andamento dei principali pro- dotti energetici e la stipula di contratti derivati su commodity a copertura del rischio di volatilità del corrispettivo per l’asse- gnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto con il gruppo Terna; • la compravendita di energia elettrica, gas, titoli ambientali, gli strumenti finanziari derivati, la vendita di prodotti petroliferi e ca- pacità di stoccaggio a GSE - Gestore Servizi Energetici per la co- stituzione delle scorte specifiche tenute dall’Organismo Centrale di Stoccaggio Italiano (OCSIT) in accordo al Decreto Legislativo n. 249/2012, il contributo a copertura degli oneri derivanti dall’e- spletamento delle funzioni ed attività di OCSIT e il contributo cor- risposto a GSE per la promozione dell’uso del biometano e altri biocarburanti avanzati nel settore dei trasporti; • la vendita di jet fuel alla ITA Airways - Italia Trasporto Aereo SpA. I rapporti verso altri soggetti correlati riguardano: • costi per contributi versati ai fondi pensione gestiti da Eni per €27 milioni; • contributi erogati e prestazione di servizi alla Fondazione Eni Enrico Mattei e a Eni Foundation rispettivamente per €5 milioni e €4 milioni. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023354 ENI RAPPORTI DI NATURA FINANZIARIA | | | 31.12.2023 | | | 2023 | ---|---|---|---|---|---|---|--- | | Crediti e | | | Proventi | | | | disponibilità | | | Finanziari e | | Proventi | | liquide e | | | strumenti | Oneri | (oneri) su Denominazione | (€ milioni) | equivalenti | Debiti | Garanzie | derivati | Finanziari | partecipazioni Joint venture e imprese collegate | | | | | | | Coral FLNG SA | | 453 | | | 15 | | Coral South FLNG DMCC | | | | 1.448 | | | Gruppo Saipem | | | 56 | | | 8 | Mozambique Rovuma Venture SpA | | 1.339 | 170 | | 101 | | Altre | | 49 | 13 | 1 | 39 | 14 | 1 | | 1.841 | 239 | 1.449 | 155 | 22 | 1 Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | | | | | | Altre | | 7 | 38 | | 1 | 1 | | | 7 | 38 | | 1 | 1 | Imprese controllate dallo Stato | | | | | | | Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | | | 56 | | | 2 | Gruppo Snam | | | | | | | 443 Altre | | 14 | 2 | | | 3 | 1 | | 14 | 58 | | | 5 | 444 Totale | | 1.862 | 335 | 1.449 | 156 | 28 | 445 (a) Per rapporti di ammontare inferiore a €50 milioni. | | | 31.12.2022 | | | 2022 | ---|---|---|---|---|---|---|--- | | Crediti e | | | Proventi | | | | disponibilità | | | Finanziari e | | | | liquide e | | | strumenti | Oneri | Plusvalenze Denominazione | (€ milioni) | equivalenti | Debiti | Garanzie | derivati | Finanziari | da cessione Joint venture e imprese collegate | | | | | | | Coral FLNG SA | | 356 | | | | 140 | Coral South FLNG DMCC | | | | 1.499 | 1 | 1 | Mozambique Rovuma Venture SpA | | 1.187 | 57 | | 48 | 5 | Gruppo Saipem | | | 100 | | 16 | 3 | Altre (a) | | 96 | 28 | 2 | 91 | 10 | | | 1.639 | 185 | 1.501 | 156 | 159 | Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | | | | | | Altre | | 8 | 31 | | 5 | 4 | | | 8 | 31 | | 5 | 4 | Imprese controllate dallo Stato | | | | | | | Gruppo Enel | | | 176 | | | | Gruppo Italgas | | | | | | | 30 Altre | | 10 | 40 | | 1 | 1 | | | 10 | 216 | | 1 | 1 | 30 Totale | | 1.657 | 432 | 1.501 | 162 | 164 | 30 (a) Per rapporti di ammontare inferiore a €50 milioni. 355ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE | | | 31.12.2021 | | 2021 ---|---|---|---|---|--- | | Crediti e | | | | | | disponibilità | | | | | | liquide e | | | Proventi | Oneri Denominazione | (€ milioni) | equivalenti | Debiti | Garanzie | Finanziari | Finanziari Joint venture e imprese collegate | | | | | | Cardón IV SA | | 199 | 2 | | 37 | Coral FLNG SA | | 383 | | | 4 | 1 Coral South FLNG DMCC | | | | 1.413 | 2 | Mozambique Rovuma Venture SpA | | 1.008 | 72 | | | Altre (a) | | 70 | 43 | | 35 | 43 | | 1.660 | 117 | 1.413 | 78 | 44 Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | | | | | | Altre | | 38 | 34 | | 1 | 1 | | 38 | 34 | | 1 | 1 Imprese controllate dallo Stato | | | | | | Gruppo Enel | | | 109 | | | Altre | | 2 | 17 | | | 1 | | 2 | 126 | | | 1 Totale | | 1.700 | 277 | 1.413 | 79 | 46 (a) Per rapporti di ammontare inferiore a €50 milioni. I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e le controllate escluse dall’area di consolidamento riguardano: • il finanziamento concesso alla società Coral FLNG SA per la realizzazione dell’impianto galleggiante di liquefazione del gas nel permesso dell’area 4 in Mozambico; • la garanzia rilasciata nell’interesse della società Coral South FLNG DMCC per affidamenti bancari nell’ambito del project financing del progetto di sviluppo Coral FLNG (maggiori infor- mazioni sono riportati alla nota n. 28 \- Garanzie, impegni e rischi); • il finanziamento concesso alla Mozambique Rovuma Venture SpA per lo sviluppo delle riserve gas nell’offshore del Mozambico; • le passività per beni in leasing verso il gruppo Saipem riferite a contratti pluriennali per l’utilizzo di mezzi di perforazione. I rapporti più significativi con le società controllate dallo Stato riguardano: • i debiti finanziari per la realizzazione di infrastrutture di ricarica per veicoli elettrici verso il gruppo Cassa Depositi e Prestiti; • la plusvalenza da cessione al gruppo Snam del 49,9% del capitale della SeaCorridor Srl. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023356 ENI INCIDENZA DELLE OPERAZIONI O POSIZIONI CON PARTI CORRELATE SULLA SITUAZIONE PATRIMONIALE, SUL RISULTATO ECONOMICO E SUI FLUSSI FINANZIARI L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci dello stato patrimoniale è indicata nella seguente tabella di sintesi: | | 31.12.2023 | | | 31.12.2022 | ---|---|---|---|---|---|--- | | Entità | Incidenza | | Entità | Incidenza (€ milioni) | Totale | correlate | % | Totale | correlate | % Disponibilità liquide e equivalenti | 10.193 | 3 | 0,03 | 10.155 | 10 | 0,10 Altre attività finanziarie correnti | 896 | 19 | 2,12 | 1.504 | 16 | 1,06 Crediti commerciali e altri crediti | 16.551 | 1.363 | 8,24 | 20.840 | 2.427 | 11,65 Altre attività correnti | 5.637 | 32 | 0,57 | 12.821 | 341 | 2,66 Altre attività finanziarie non correnti | 2.301 | 1.840 | 79,97 | 1.967 | 1.631 | 82,92 Altre attività non correnti | 3.393 | 168 | 4,95 | 2.236 | 26 | 1,16 Passività finanziarie a breve termine | 4.092 | 222 | 5,43 | 4.446 | 307 | 6,91 Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine | 2.921 | 21 | 0,72 | 3.097 | 36 | 1,16 Quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine | 1.128 | 21 | 1,86 | 884 | 35 | 3,96 Debiti commerciali e altri debiti | 20.654 | 4.245 | 20,55 | 25.709 | 3.203 | 12,46 Altre passività correnti | 5.579 | 62 | 1,11 | 12.473 | 232 | 1,86 Passività finanziarie a lungo termine | 21.716 | 65 | 0,30 | 19.374 | 26 | 0,13 Passività per beni in leasing a lungo termine | 4.208 | 6 | 0,14 | 4.067 | 28 | 0,69 Altre passività non correnti | 4.096 | 511 | 12,48 | 3.234 | 462 | 14,29 L’incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi: | | 2023 | | | 2022 | | | 2021 | ---|---|---|---|---|---|---|---|---|--- | | Entità | Incidenza | | Entità | Incidenza | | Entità | Incidenza (€ milioni) | Totale | correlate | % | Totale | correlate | % | Totale | correlate | % Ricavi della gestione caratteristica | 93.717 | 4.322 | 4,61 | 132.512 | 10.872 | 8,20 | 76.575 | 3.000 | 3,92 Altri ricavi e proventi | 1.099 | 156 | 14,19 | 1.175 | 156 | 13,28 | 1.196 | 52 | 4,35 Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | (73.836) | (15.885) | 21,51 | (102.529) | (15.327) | 14,95 | (55.549) | (8.644) | 15,56 Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti | (249) | 5 | .. | 47 | (2) | .. | (279) | (6) | 2,15 commerciali e altri crediti Costo lavoro | (3.136) | (8) | 0,26 | (3.015) | (18) | 0,60 | (2.888) | (21) | 0,73 Altri proventi (oneri) operativi | 478 | 17 | 3,56 | (1.736) | 3.306 | .. | 903 | 735 | 81,40 Proventi finanziari | 7.417 | 155 | 2,09 | 8.450 | 160 | 1,89 | 3.723 | 79 | 2,12 Oneri finanziari | (8.113) | (28) | 0,35 | (9.333) | (164) | 1,76 | (4.216) | (46) | 1,09 Strumenti finanziari derivati | (61) | 1 | .. | 13 | 2 | 15,38 | (306) | | Altri proventi (oneri) su partecipazioni | 1.108 | 445 | 40,16 | 3.623 | 30 | 0,83 | 223 | | I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi: (€ milioni) | 2023 | 2022 | 2021 ---|---|---|--- Ricavi e proventi | 4.478 | 11.028 | 3.052 Costi e oneri | (13.539) | (13.749) | (7.814) Altri proventi (oneri) operativi | 17 | 3.306 | 735 Variazione crediti e debiti commerciali e diversi | 1.916 | (431) | (342) Interessi | 117 | 69 | 38 Flusso di cassa netto da attività operativa | (7.011) | 223 | (4.331) Investimenti in attività materiali e immateriali | (2.349) | (1.596) | (851) Disinvestimenti in partecipazioni | 440 | 165 | Variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento | 504 | 1.480 | (20) Variazione crediti finanziari | (290) | (81) | (105) Flusso di cassa netto da attività di investimento | (1.695) | (32) | (976) Variazione debiti finanziari e passività per beni in leasing | (162) | (88) | (13) Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | (162) | (88) | (13) Variazione disponibilità liquide e equivalenti | (7) | 8 | 2 Totale flussi finanziari verso entità correlate | (8.875) | 111 | (5.318) 357ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi: | | 2023 | | | 2022 | | | 2021 | ---|---|---|---|---|---|---|---|---|--- | | Entità | Incidenza | | Entità | Incidenza | | Entità | Incidenza (€ milioni) | Totale | correlate | % | Totale | correlate | % | Totale | correlate | % Flusso di cassa netto da attività operativa | 15.119 | (7.011) | .. | 17.460 | 223 | 1,28 | 12.861 | (4.331) | .. Flusso di cassa netto da attività di investimento | (9.365) | (1.695) | 18,10 | (7.018) | (32) | 0,46 | (12.022) | (976) | 8,12 Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | (5.668) | (162) | 2,86 | (8.542) | (88) | 1,03 | (2.039) | (13) | 0,64 37 Altre informazioni sulle partecipazioni INFORMAZIONI SULLE SOCIETÀ CONTROLLATE CONSOLIDATE CON SIGNIFICATIVE INTERESSENZE DI TERZI Di seguito sono riportati i dati economici, patrimoniali e finanziari, al lordo delle elisioni infragruppo, relativi al gruppo Enipower posseduto da Eni al 51%. La percentuale di possesso del non controlling interest corrisponde ai diritti di voto assembleare. (€ milioni) | 2023 | 2022 ---|---|--- | Gruppo Enipower | Gruppo Enipower Non controlling interest (%) | 49,00 | 49,00 Attività correnti | 374 | 547 Attività non correnti | 868 | 812 Passività correnti | 389 | 587 Passività non correnti | 46 | 34 Ricavi | 1.251 | 1.636 Utile netto dell'esercizio | 169 | 171 Totale utile complessivo dell'esercizio | 169 | 171 Flusso di cassa netto da attività operativa | 198 | 228 Flusso di cassa netto da attività di investimento | (126) | (52) Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | (3) | (11) Flusso di cassa netto dell'esercizio | (31) | (192) Utile (perdita) netto dell'esercizio di pertinenza delle interessenze di terzi azionisti | 86 | 54 Dividendi pagati alle interessenze di terzi azionisti | 36 | 59 Il patrimonio netto complessivo di pertinenza delle interessenze di terzi al 31 dicembre 2023 è di €460 milioni (€471 milioni al 31 di- cembre 2022). 31 (31) L’elenco delle partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto e collegate al 31 dicembre 2023 è indicato nell’allegato “Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2023” che costituisce parte integrante delle presenti note. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023358 ENI MODIFICHE DELL’INTERESSENZA PARTECIPATIVA SENZA PERDITA O ACQUISIZIONE DEL CONTROLLO Nel 2023 è stata acquistata la totalità delle interessenze di terzi (29,48%) della società Evolvere SpA Società Benefit per un corrispettivo di €60 milioni. Nel 2022 è stato ceduto il 49% del capitale della controllata Enipower SpA con un incasso di €542 milioni. PRINCIPALI ACCORDI A CONTROLLO CONGIUNTO E SOCIETÀ COLLEGATE AL 31 DICEMBRE 2023 | | | | % interessenza | % diritti ---|---|---|---|---|--- Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Settore di attività | partecipativa | di voto Joint venture | | | | | Azule Energy Holdings Ltd | Londra | Regno Unito | Exploration & Production | 50,00 | 50,00 (Regno Unito) Cardón IV SA | Caracas | Venezuela | Exploration & Production | 50,00 | 50,00 (Venezuela) Mozambique Rovuma Venture SpA | San Donato Milanese (MI) | Mozambico | Exploration & Production | 35,71 | 35,71 (Italia) Saipem SpA | Milano | Italia | Corporate e società finanziarie | 31,19 | 31,20 (Italia) SeaCorridor Srl | San Donato Milanese (MI) | Italia | Global Gas & LNG Portfolio | 50,10 | 50,10 (Italia) St. Bernard Renewables Llc | Wilmington | USA | Enilive e Refining | 50,00 | 50,00 (USA) Vårgrønn AS | Stavanger | Norvegia | Plenitude | 65,00 | 65,00 (Norvegia) Joint operation | | | | | Damietta LNG (DLNG) SAE | Damietta | Egitto | Global Gas & LNG Portfolio | 50,00 | 50,00 (Egitto) GreenStream BV | Amsterdam | Libia | Global Gas & LNG Portfolio | 50,00 | 50,00 (Paesi Bassi) Raffineria di Milazzo ScpA | Milazzo (ME) | Italia | Enilive e Refining | 50,00 | 50,00 (Italia) Collegate | | | | | ADNOC Global Trading Ltd | Abu Dhabi | Emirati Arabi Uniti | Enilive e Refining | 20,00 | 20,00 (Emirati Arabi Uniti) Abu Dhabi Oil Refining Company (Takreer) | Abu Dhabi | Emirati Arabi Uniti | Enilive e Refining | 20,00 | 20,00 (Emirati Arabi Uniti) Coral FLNG SA | Maputo | Mozambico | Exploration & Production | 25,00 | 25,00 (Mozambico) QatarEnergy LNG NFE (5) | Doha | Qatar | Exploration & Production | 25,00 | 25,00 (ex Qatar Liquefied Gas Company Limited (9)) | (Qatar) Vår Energi ASA | Sandnes | Norvegia | Exploration & Production | 63,04 | 63,04 (Norvegia) 359 ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE I dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in joint venture riferiti ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono di seguito riportati: | | | 2023 | | ---|---|---|---|---|--- | Azule Energy | St. Bernard | | | Altre (€ milioni) | Holdings Ltd | Renewables Llc | Saipem SpA | SeaCorridor Srl | partecipazioni Attività correnti | 3.554 | 317 | 8.104 | 165 | 1.701 \- di cui disponibilità liquide ed equivalenti | 546 | 65 | 2.136 | 104 | 551 Attività non correnti | 19.976 | 1.594 | 4.737 | 964 | 15.174 Totale attività | 23.530 | 1.911 | 12.841 | 1.129 | 16.875 Passività correnti | 2.360 | 134 | 6.857 | 55 | 2.242 \- di cui passività finanziarie correnti | | | 97 | | 85 Passività non correnti | 11.670 | 119 | 3.588 | 16 | 11.671 \- di cui passività finanziarie non correnti | 4.239 | 119 | 2.599 | 1 | 10.140 Totale passività | 14.030 | 253 | 10.445 | 71 | 13.913 Net equity | 9.500 | 1.658 | 2.396 | 1.058 | 2.962 Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % | 50,00 | 50,00 | 31,20 | 50,10 | Valore di iscrizione della partecipazione | 4.750 | 829 | 722 | 530 | 1.420 Ricavi e altri proventi | 5.125 | 591 | 11.898 | 456 | 2.500 Costi operativi | (814) | (598) | (10.967) | (42) | (1.445) Altri proventi (oneri) operativi | | (45) | (5) | | (2) Ammortamenti e svalutazioni | (2.560) | (28) | (489) | (43) | (556) Risultato operativo | 1.751 | (80) | 437 | 371 | 497 Proventi (oneri) finanziari | (373) | (4) | (167) | (3) | (356) Proventi (oneri) su partecipazioni | 332 | | 60 | 33 | (23) Risultato ante imposte | 1.710 | (84) | 330 | 401 | 118 Imposte sul reddito | (404) | | (145) | (303) | (122) Risultato netto | 1.306 | (84) | 185 | 98 | (4) Altre componenti dell'utile complessivo | (295) | (22) | 59 | (8) | (105) Totale utile (perdita) complessivo | 1.011 | (106) | 244 | 90 | (109) Utile (perdita) di competenza del Gruppo | 653 | (42) | 56 | 49 | (55) Dividendi percepiti dalla joint venture | 829 | | | 95 | 15 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023360 ENI | | 2022 | | ---|---|---|---|--- | Azule Energy | | | Altre (€ milioni) | Holdings Ltd | Saipem SpA | Cardón IV SA | partecipazioni Attività correnti | 3.869 | 7.627 | 425 | 741 \- di cui disponibilità liquide ed equivalenti | 966 | 2.052 | 7 | 219 Attività non correnti | 21.281 | 4.770 | 1.812 | 13.639 Totale attività | 25.150 | 12.397 | 2.237 | 14.380 Passività correnti | 2.635 | 6.932 | 431 | 1.764 \- di cui passività finanziarie correnti | 159 | 1.040 | 3 | 1.278 Passività non correnti | 12.369 | 3.352 | 940 | 10.740 \- di cui passività finanziarie non correnti | 4.403 | 1.993 | 43 | 10.146 Totale passività | 15.004 | 10.284 | 1.371 | 12.504 Net equity | 10.146 | 2.113 | 866 | 1.876 Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % | 50,00 | 31,20 | 50,00 | Valore di iscrizione della partecipazione | 5.073 | 645 | 433 | 915 Ricavi e altri proventi | 2.422 | 9.991 | 942 | 526 Costi operativi | (956) | (9.455) | (679) | (463) Altri proventi (oneri) operativi | | 7 | | 25 Ammortamenti e svalutazioni | (1.099) | (445) | (127) | (258) Risultato operativo | 367 | 98 | 136 | (170) Proventi (oneri) finanziari | (142) | (195) | | (167) Proventi (oneri) su partecipazioni | 718 | (65) | | (4) Risultato ante imposte | 943 | (162) | 136 | (341) Imposte sul reddito | (33) | (153) | (122) | 62 Utile relativo a discontinued operation | | 106 | | Risultato netto | 910 | (209) | 14 | (279) Altre componenti dell'utile complessivo | (516) | 24 | 30 | 119 Totale utile (perdita) complessivo | 394 | (185) | 44 | (160) Utile (perdita) di competenza del Gruppo | 455 | (82) | 7 | 7 Dividendi percepiti dalla joint venture | 475 | | | 8 I dati relativi al risultato dell’esercizio e all’utile complessivo delle joint venture rilevanti sono di seguito riportati: | | 2023 | ---|---|---|--- | Mozambique Rovuma | | (€ milioni) | Venture SpA | Cardón IV SA | Vårgrønn AS Risultato netto | 131 | (28) | (77) Altre componenti dell'utile complessivo | (35) | (30) | (39) Totale utile (perdita) complessivo | 96 | (58) | (116) | 2022 ---|--- | | Mozambique Rovuma (€ milioni) | Vårgrønn AS | Venture Spa Risultato netto | (17) | (202) Altre componenti dell'utile complessivo | (7) | 72 Totale utile (perdita) complessivo | (24) | (130) 361ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE I dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in società collegata riferiti ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono di seguito riportati: | | 2023 | ---|---|---|--- | Abu Dhabi Oil Refining | | | Altre (€ milioni) | Company (TAKREER) | Vår Energi ASA | QatarEnergy LNG NFE (5) | partecipazioni Attività correnti | 3.506 | 1.502 | | 6.209 \- di cui disponibilità liquide ed equivalenti | 196 | 665 | | 472 Attività non correnti | 17.036 | 15.784 | 1.884 | 13.791 Totale attività | 20.542 | 17.286 | 1.884 | 20.000 Passività correnti | 648 | 1.843 | 83 | 5.738 \- di cui passività finanziarie correnti | | | | 551 Passività non correnti | 7.722 | 14.734 | 44 | 9.860 \- di cui passività finanziarie non correnti | 4.972 | 3.586 | | 9.723 Totale passività | 8.370 | 16.577 | 127 | 15.598 Net equity | 12.172 | 709 | 1.757 | 4.402 Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % | 20,00 | 63,04 | 25,00 | Valore di iscrizione della partecipazione | 2.434 | 447 | 439 | 1.001 Ricavi e altri proventi | 29.259 | 6.335 | | 36.559 Costi operativi | (26.459) | (1.242) | (18) | (36.070) Altri proventi (oneri) operativi | (738) | | | (168) Ammortamenti e svalutazioni | (426) | (1.840) | | (73) Risultato operativo | 1.636 | 3.253 | (18) | 248 Proventi (oneri) finanziari | (154) | (148) | 3 | (111) Proventi (oneri) su partecipazioni | | | | 43 Risultato ante imposte | 1.482 | 3.105 | (15) | 180 Imposte sul reddito | | (2.541) | 4 | 13 Risultato netto | 1.482 | 564 | (11) | 193 Altre componenti dell'utile complessivo | (412) | (48) | (55) | (153) Totale utile (perdita) complessivo | 1.070 | 516 | (66) | 40 Utile (perdita) di competenza del Gruppo | 296 | 356 | (3) | 22 Dividendi percepiti dalla collegata | 277 | 640 | | 143 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023362 ENI | | 2022 | ---|---|---|--- (€ milioni) | Abu Dhabi Oil Refining | | | Altre | Company (TAKREER) | Vår Energi ASA | Coral FLNG SA | partecipazioni Attività correnti | 3.730 | 1.612 | 578 | 4.828 \- di cui disponibilità liquide ed equivalenti | 150 | 417 | 25 | 284 Attività non correnti | 17.896 | 15.821 | 7.386 | 8.830 Totale attività | 21.626 | 17.433 | 7.964 | 13.658 Passività correnti | 2.681 | 3.044 | 695 | 4.220 \- di cui passività finanziarie correnti | | 561 | 1 | 411 Passività non correnti | 6.458 | 13.179 | 5.949 | 4.220 \- di cui passività finanziarie non correnti | 5.366 | 2.404 | 5.926 | 4.056 Totale passività | 9.139 | 16.223 | 6.644 | 8.440 Net equity | 12.487 | 1.210 | 1.320 | 5.218 Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % | 20,00 | 63,08 | 25,00 | Valore di iscrizione della partecipazione | 2.497 | 763 | 330 | 1.381 Ricavi e altri proventi | 36.240 | 9.520 | 59 | 37.846 Costi operativi | (32.916) | (1.280) | (49) | (36.754) Altri proventi (oneri) operativi | (702) | | | (10) Ammortamenti e svalutazioni | (741) | (1.881) | (4) | (247) Risultato operativo | 1.881 | 6.359 | 6 | 835 Proventi (oneri) finanziari | (83) | (495) | 553 | (14) Proventi (oneri) su partecipazioni | | | | 3 Risultato ante imposte | 1.798 | 5.864 | 559 | 824 Imposte sul reddito | | (4.768) | 1 | (26) Risultato netto | 1.798 | 1.096 | 560 | 798 Altre componenti dell'utile complessivo | 646 | (144) | 29 | (81) Totale utile (perdita) complessivo | 2.444 | 952 | 589 | 717 Utile (perdita) di competenza del Gruppo | 360 | 691 | 140 | 411 Dividendi percepiti dalla collegata | 142 | 469 | | 97 I dati relativi al risultato dell’esercizio e all’utile complessivo delle collegate rilevanti sono di seguito riportati: | 2023 ---|--- (€ milioni) | ADNOC Global Trading Ltd | Coral FLNG SA Risultato netto | 602 | (161) Altre componenti dell'utile complessivo | (27) | (38) Totale utile (perdita) complessivo | 575 | (199) | | 2022 | ---|---|---|--- (€ milioni) | ADNOC Global Trading Ltd | Qatar Liquefied Gas Company Limited (9) | Novamont SpA Risultato netto | 849 | | (152) Altre componenti dell'utile complessivo | 5 | (16) | (107) Totale utile (perdita) complessivo | 854 | (16) | (259) 363ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 38 Erogazioni pubbliche \- Informativa ex art. 1, commi 125-129, Legge n. 124/2017 Ai sensi dell’art. 1, commi 125-bis e 126, della Legge n. 124/2017 e successive modificazioni, di seguito sono indicate le informazioni consolidate in merito: (i) alle erogazioni ricevute da Eni SpA e dalle società controllate consolidate integralmente e provenienti da en- tità ed enti pubblici italiani, ad esclusione delle società in controllo pubblico quotate e loro partecipate; (ii) alle erogazioni concesse da Eni SpA e dalle società controllate consolidate integralmente a imprese, persone ed enti pubblici e privati 32 . Al riguardo si segnala che quando Eni svolge il ruolo di operatore 33 di joint venture non incorporate 34 , costituite per la gestione di progetti petroliferi, cia- scuna erogazione effettuata direttamente da Eni è riportata nel suo ammontare pieno, indipendentemente dalla circostanza che Eni sia rimborsata proporzionalmente dai partner non operatori attraverso il meccanismo dell’addebito dei costi (cash-call). In particolare, non sono oggetto di presentazione: (i) le forme di incentivo/sovvenzione ricevute in applicazione di un regime ge- nerale di aiuto a tutti gli aventi diritto; (ii) i corrispettivi afferenti a prestazioni di opera/servizi, incluse le sponsorizzazioni, nonché i vantaggi economici aventi natura retributiva o risarcitoria; (iii) i rimborsi e le indennità corrisposti a soggetti impegnati in tirocini formativi e di orientamento; (iv) i contributi ricevuti per la forma- zione continua da parte di fondi interprofessionali costituiti nella forma giuridica di associazione; (v) i contributi associativi per l’a- desione ad associazioni di categoria e territoriali, nonché a favo- re di fondazioni o altre organizzazioni equivalenti, funzionali alle attività connesse con il business aziendale; (vi) i costi sostenuti a fronte di social project connessi con le attività di investimento operate. Le erogazioni sono individuate secondo il criterio di cassa 35 . L’informativa di seguito presentata include le erogazioni di impor- to pari o superiore a €10 mila effettuate da un medesimo sogget- to erogante nel corso del 2023, anche tramite una pluralità di atti. Ai sensi delle disposizioni dell’art. 1, comma 125-quinquies della Legge n. 124/2017, per le erogazioni ricevute si rinvia alle indica- zioni contenute nel Registro Nazionale degli Aiuti di Stato di cui all’articolo 52 della Legge 24 dicembre 2012, n. 234. Di seguito sono indicate le erogazioni concesse relative essenzial- mente a fondazioni, associazioni e altri enti per finalità reputazionali, di liberalità e di sostegno ad iniziative benefiche e di solidarietà: | Importo del vantaggio ---|--- | economico corrisposto Soggetto beneficiario | (importi in euro) Comune di Ravenna | 5.000.000 Fondazione Eni Enrico Mattei (FEEM) | 4.750.000 Eni Foundation | 4.455.000 Fondazione Teatro alla Scala | 3.202.994 Fondazione Banco dell'energia Ente Filantropico | 984.000 Ministero della Salute della Guinea-Bissau | 913.761 Fondazione CESVI | 530.000 Fondazione Giorgio Cini | 500.000 WEF - World Economic Forum | 313.120 Fondazione Fratelli tutti | 250.000 Fondazione L’Albero della Vita ETS | 225.000 Fabbrica di San Pietro | 177.676 Parrocchia di Santa Barbara – San Donato Milanese | 125.000 Fondazione Francesca Rava | 105.000 Farsi Prossimo ONLUS scs | 60.000 Extractive Industries Transparency Initiative (EITI) | 56.114 Fondazione Banco Alimentare Onlus | 55.000 Cotec - Fondazione per l'Innovazione Tecnologica | 50.000 Martinengo Società Cooperativa Sociale | 40.000 (32) Sono escluse le erogazioni operate da società estere del Gruppo a beneficiari esteri. (33) Nei progetti petroliferi, l’operatore è il soggetto che in forza degli accordi contrattuali gestisce le attività estrattive e in tale ruolo esegue i pagamenti dovuti. (34) Per joint venture non incorporate si intende un raggruppamento di imprese che opera congiuntamente all’interno del progetto in virtù di un contratto. (35) Nel caso di vantaggi economici di natura non monetaria, il criterio per cassa va inteso in senso sostanzialistico, facendo riferimento all’esercizio in cui il beneficio è stato fruito. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023364 ENI | Importo del vantaggio ---|--- | economico corrisposto Soggetto beneficiario | (importi in euro) Agenzia per la sicurezza territoriale e la protezione civile | 37.500 Pane Quotidiano ONLUS | 36.000 Aspen Institute Italia | 35.000 E4Impact Foundation | 35.000 Italiadecide | 35.000 Comunità Pastorale Madonna della Pentecoste in Rodano | 30.000 Associazione Pionieri e Veterani Eni | 29.000 FIDAS - ADAS | 25.000 GCNI - Fondazione Global Compact Network Italia | 25.000 Voluntary Principles Association (VPA) | 24.716 Fondazione Luigi Scotto ONLUS | 24.000 Associazione Cure Palliative Livorno | 23.000 Fondazione CARITAS Livorno | 23.000 Associazione Civita | 22.000 Associazione Amici della Luiss | 20.000 Centro Studi Americani | 20.000 Ara Pacis Initiative For Peace ONLUS | 20.000 Famiglie GNAO1 APS | 20.000 Fondazione Istituto di Promozione Umana Monsignor Francesco Di Vincenzo | 15.000 AIRC - Fondazione AIRC per la Ricerca sul Cancro | 12.000 Fondazione Milan | 12.000 Harvard University | 10.777 Fondazione il Talento all'opera Onlus | 10.000 Parks - Liberi e Uguali | 10.000 Istituto Comprensivo "Gela - Butera" | 10.000 Associazione Amici dell'Accademia dei Lincei | 10.000 ASD Canoa Club Livorno | 10.000 39 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti Nel 2023, 2022 e 2021 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti. 40 Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali Nel 2023, 2022 e 2021 non si segnalano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali. 41 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio Il 31 gennaio 2024 è stata finalizzata l’acquisizione del 100% del gruppo Neptune Energy, con sede nel Regno Unito, attivo nell’attività di ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi con asset prevalentemente a gas naturale, localizzati in Indonesia, Algeria e Regno Unito. L’o- perazione, che comporterà un esborso per Eni di circa €2 miliardi, è stata condotta d’intesa con la collegata Vår Energi ASA che ha rilevato gli asset norvegesi di Neptune. E’ in corso l’allocazione del prezzo alle attività nette acquisite. Nel marzo 2024 è stato finalizzato l’accordo tra Eni Plenitude SpA Società Benefit (Plenitude) ed Energy Infrastructure Partners (EIP) che ha consentito a EIP di entrare nel capitale sociale di Plenitude attraverso un aumento di capitale di €0,6 miliardi pari al 7,6% del capitale sociale della Società. 365ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Costi capitalizzati INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI SULL’ATTIVITÀ OIL & GAS PREVISTE DALLA SEC (NON SOTTOPOSTE A REVISIONE CONTABILE) Le seguenti informazioni, elaborate in base agli “International Financial Reporting Standards” (IFRS), sono presentate secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932). Gli ammontari relativi ai terzi azionisti non sono rilevanti. I costi capitalizzati rappresentano i costi complessivi delle attività relative a riserve certe, probabili e possibili, delle attrezzature di supporto e delle altre attività utilizzate nell’esplorazione e produzione, con indicazione del fondo ammortamento e svalutazione. I costi capitalizzati si analizzano per area geografica come segue: (€ milioni) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Egitto Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2023 Società consolidate Attività relative a riserve certe 19.073 6.802 17.812 22.617 30.058 13.360 13.048 19.106 1.608 143.484 Attività relative a riserve probabili e possibili 22 325 603 48 2.280 7 1.480 859 197 5.821 Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni 310 27 1.596 272 1.102 128 12 24 12 3.483 Immobilizzazioni in corso 1.006 354 1.319 827 2.510 1.062 1.834 511 83 9.506 Costi capitalizzati lordi 20.411 7.508 21.330 23.764 35.950 14.557 16.374 20.500 1.900 162.294 Fondi ammortamento e svalutazione (16.515) (6.390) (15.880) (16.679) (24.796) (4.578) (10.853) (16.042) (1.060) (112.793) Costi capitalizzati netti società consolidate (a)(c) 3.896 1.118 5.450 7.085 11.154 9.979 5.521 4.458 840 49.501 Società in joint venture e collegate Attività relative a riserve certe 8.585 119 27.267 278 2.030 38.279 Attività relative a riserve probabili e possibili 835 69 904 Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni 50 8 257 7 322 Immobilizzazioni in corso 3.790 9 1.823 193 233 6.048 Costi capitalizzati lordi 13.260 136 29.416 471 2.270 45.553 Fondi ammortamento e svalutazione (4.364) (73) (20.707) (1.480) (26.624) Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate (a) 8.896 63 8.709 471 790 18.929 2022 Società consolidate Attività relative a riserve certe 18.687 6.629 17.490 22.969 29.784 13.705 12.846 19.192 1.480 142.782 Attività relative a riserve probabili e possibili 22 330 613 44 2.411 7 1.462 931 204 6.024 Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni 309 24 1.645 270 1.128 132 13 24 12 3.557 Immobilizzazioni in corso 767 237 1.282 543 1.970 936 1.457 379 115 7.686 Costi capitalizzati lordi 19.785 7.220 21.030 23.826 35.293 14.780 15.778 20.526 1.811 160.049 Fondi ammortamento e svalutazione (15.677) (6.214) (15.949) (16.212) (25.024) (4.147) (10.133) (15.341) (1.001) (109.698) Costi capitalizzati netti società consolidate (a) 4.108 1.006 5.081 7.614 10.269 10.633 5.645 5.185 810 50.351 Società in joint venture e collegate Attività relative a riserve certe 7.387 118 27.959 287 2.100 37.851 Attività relative a riserve probabili e possibili 996 91 1.087 Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni 31 8 262 8 309 Immobilizzazioni in corso 3.872 9 1.530 48 241 5.700 Costi capitalizzati lordi 12.286 135 29.842 335 2.349 44.947 Fondi ammortamento e svalutazione (3.492) (68) (20.280) (1.466) (25.306) Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate (a)(b) 8.794 67 9.562 335 883 19.641 (a) Gli importi comprendono oneri finanziari capitalizzati netti per €709 milioni nel 2023 e €725 milioni nel 2022 per le società consolidate e per €658 milioni nel 2023 e €565 milioni nel 2022 per le società in joint venture e collegate. (b) Include l’allocazione del fair value degli asset della società Azule Energy Holdings Ltd. (c) Include l’allocazione del fair value degli asset delle società acquisite da Chevron in Indonesia e da bp in Algeria. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023366 ENI Costi sostenuti I costi sostenuti rappresentano gli importi capitalizzati o imputati a conto economico relativi alle attività di esplorazione e produzione. I costi sostenuti si analizzano per area geografica come segue: (€ milioni) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Egitto Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2023 Società consolidate Acquisizioni di riserve certe Acquisizioni di riserve probabili e possibili Costi di ricerca 12 55 91 237 189 9 277 138 1 1.009 Costi di sviluppo (a) 798 249 925 708 2.662 296 921 937 151 7.647 Totale costi sostenuti società consolidate 810 304 1.016 945 2.851 305 1.198 1.075 152 8.656 Società in joint venture e collegate Acquisizioni di riserve certe Acquisizioni di riserve probabili e possibili Costi di ricerca 92 46 138 Costi di sviluppo (b) 1.703 4 731 150 2 2.590 Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate 1.795 4 777 150 2 2.728 2022 Società consolidate Acquisizioni di riserve certe 4 51 82 137 Acquisizioni di riserve probabili e possibili 2 111 11 124 Costi di ricerca 12 101 68 179 295 4 253 26 1 939 Costi di sviluppo (a) 216 (129) 343 795 1.458 277 835 1.292 117 5.204 Totale costi sostenuti società consolidate 234 (28) 573 974 1.764 281 1.088 1.400 118 6.404 Società in joint venture e collegate Acquisizioni di riserve certe 291 291 Acquisizioni di riserve probabili e possibili Costi di ricerca 73 13 86 Costi di sviluppo (b) 1.690 (8) 125 49 (9) 1.847 Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate 1.763 (8) 138 340 (9) 2.224 2021 Società consolidate Acquisizioni di riserve certe 8 8 Acquisizioni di riserve probabili e possibili 6 3 9 Costi di ricerca 16 96 33 57 136 3 188 83 1 613 Costi di sviluppo (a) 182 497 452 842 185 785 657 27 3.627 Totale costi sostenuti società consolidate 198 96 536 509 978 188 973 751 28 4.257 Società in joint venture e collegate Acquisizioni di riserve certe Acquisizioni di riserve probabili e possibili Costi di ricerca 92 92 Costi di sviluppo (b) 936 59 4 2 1.001 Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate 1.028 59 4 2 1.093 (a) Gli importi indicati comprendono costi relativi all’abbandono delle attività per €773 milioni nel 2023, decrementi per €307 milioni nel 2022 e costi per €62 milioni nel 2021. (b) Gli importi indicati comprendono costi relativi all’abbandono delle attività per €163 milioni nel 2023, decrementi per €111 milioni nel 2022 e decrementi per €464 milioni nel 2021. 367ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Risultati delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi I risultati delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi deri- vano esclusivamente dalla differenza tra i ricavi e gli oneri direttamen- te connessi a queste attività comprese le relative spese generali. Non includono alcuna attribuzione di interessi passivi o di spese generali sostenute per funzioni di holding e quindi non sono necessariamen- te indicativi della contribuzione al risultato netto consolidato di Eni. Le relative imposte sul reddito sono calcolate applicando l’aliquota fiscale vigente nel Paese in cui l’impresa opera all’utile, ante imposte, derivante dalle attività di esplorazione e produzione. I ricavi e le impo- ste sul reddito includono le imposte dovute nei Production Sharing Agreement (PSA) dove l’onere tributario viene assolto dalle società petrolifere di Stato che partecipano alle attività di estrazione e produ- zione in nome e per conto di Eni a valere sulle quote di Profit oil. I risultati delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi si analizzano per area geografica come segue: (€ milioni) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Egitto Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2023 Società consolidate Ricavi: \- vendite a imprese consolidate 1.475 862 1.477 1.745 1.845 2.970 1.661 1 12.036 \- vendite a terzi 18 4.032 3.904 903 897 532 135 51 10.472 Totale ricavi 1.475 880 5.509 3.904 2.648 2.742 3.502 1.796 52 22.508 Costi di produzione (348) (202) (518) (434) (656) (267) (304) (469) (25) (3.223) Costi di trasporto (3) (43) (59) (9) (10) (178) (6) (19) (327) Imposte sulla produzione (152) (300) (294) (326) (73) (1.145) Costi di ricerca (12) (14) (82) (163) (121) (2) (140) (152) (1) (687) Ammortamenti e svalutazioni (a) (886) (166) (923) (1.056) (716) (601) (1.093) (1.531) (95) (7.067) Altri (oneri) proventi (347) (117) 58 (418) (128) (148) (263) (108) (7) (1.478) Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi (273) 338 3.685 1.824 723 1.546 1.370 (556) (76) 8.581 Imposte sul risultato 169 (292) (2.498) (870) (391) (503) (1.150) 369 19 (5.147) Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate (104) 46 1.187 954 332 1.043 220 (187) (57) 3.434 Società in joint venture e collegate Ricavi: \- vendite a imprese consolidate 2.911 958 3.869 \- vendite a terzi 1.063 10 1.905 604 3.582 Totale ricavi 3.974 10 2.863 604 7.451 Costi di produzione (562) (6) (535) (20) (1.123) Costi di trasporto (102) (1) (26) (3) (132) Imposte sulla produzione (2) (54) (126) (182) Costi di ricerca (50) (37) (87) Ammortamenti e svalutazioni (1.116) (5) (1.314) (1) (68) (2.504) Altri (oneri) proventi (78) (1) 24 (4) (372) (431) Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi 2.066 (5) 921 (5) 15 2.992 Imposte sul risultato (1.614) 6 (273) 1 (56) (1.936) Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate 452 1 648 (4) (41) 1.056 (a) Include svalutazioni nette per €1.036 milioni. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023368 ENI (€ milioni) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Egitto Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2022 Società consolidate Ricavi: \- vendite a imprese consolidate 1.952 1.854 2.095 4.434 1.602 2.982 1.683 3 16.605 \- vendite a terzi 329 23 3.946 4.897 1.216 1.001 837 307 72 12.628 Totale ricavi 2.281 1.877 6.041 4.897 5.650 2.603 3.819 1.990 75 29.233 Costi di produzione (387) (189) (486) (484) (871) (241) (326) (410) (21) (3.415) Costi di trasporto (3) (42) (50) (5) (29) (147) (3) (16) (295) Imposte sulla produzione (286) (330) (478) (421) (63) (1.578) Costi di ricerca (11) (25) (162) (106) (150) (6) (123) (21) (1) (605) Ammortamenti e svalutazioni (a) (449) (158) (839) (1.156) (1.488) (434) (727) (707) (90) (6.048) Altri (oneri) proventi (1.987) (98) 1.955 (378) (196) (127) (292) 2 (4) (1.125) Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi (842) 1.365 6.129 2.768 2.438 1.648 1.927 775 (41) 16.167 Imposte sul risultato 337 (665) (2.740) (1.192) (979) (524) (1.457) (41) 47 (7.214) Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate (505) 700 3.389 1.576 1.459 1.124 470 734 6 8.953 Società in joint venture e collegate Ricavi: \- vendite a imprese consolidate 2.937 572 3.509 \- vendite a terzi 3.039 14 1.327 533 4.913 Totale ricavi 5.976 14 1.899 533 8.422 Costi di produzione (567) (6) (244) (24) (841) Costi di trasporto (131) (1) (9) (141) Imposte sulla produzione (2) (15) (123) (140) Costi di ricerca (44) (7) (13) (64) Ammortamenti e svalutazioni (1.121) (6) (628) (1) (63) (1.819) Altri (oneri) proventi (64) (271) 1 (234) (568) Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi 4.049 (1) 725 (13) 89 4.849 Imposte sul risultato (3.076) 3 (21) (105) (3.199) Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate 973 2 704 (13) (16) 1.650 (a) Include svalutazioni nette per €279 milioni. 369ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE (€ milioni) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Egitto Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2021 Società consolidate Ricavi: \- vendite a imprese consolidate 1.680 790 1.133 3.782 1.391 2.020 734 4 11.534 \- vendite a terzi 36 2.602 3.637 930 704 380 351 108 8.748 Totale ricavi 1.680 826 3.735 3.637 4.712 2.095 2.400 1.085 112 20.282 Costi di produzione (326) (147) (581) (399) (816) (211) (251) (288) (17) (3.036) Costi di trasporto (4) (35) (45) (10) (20) (150) (5) (11) (280) Imposte sulla produzione (128) (192) (379) (230) (28) (957) Costi di ricerca (16) (72) (27) (47) (238) (1) (135) (21) (1) (558) Ammortamenti e svalutazioni (a) (31) (196) (357) (990) (1.468) (431) (665) (243) (69) (4.450) Altri (oneri) proventi (395) 11 557 (310) (330) (120) (173) (132) (2) (894) Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi 780 387 3.090 1.881 1.461 1.182 941 362 23 10.107 Imposte sul risultato (198) (156) (1.450) (848) (708) (394) (739) (17) (15) (4.525) Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate 582 231 1.640 1.033 753 788 202 345 8 5.582 Società in joint venture e collegate Ricavi: \- vendite a imprese consolidate 1.831 1.831 \- vendite a terzi 1.756 12 365 367 2.500 Totale ricavi 3.587 12 365 367 4.331 Costi di produzione (388) (6) (25) (15) (434) Costi di trasporto (140) (1) (12) (153) Imposte sulla produzione (2) (112) (88) (202) Costi di ricerca (35) (35) Ammortamenti e svalutazioni (879) (3) 42 (154) (994) Altri (oneri) proventi (287) (158) (1) (197) (643) Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi 1.858 100 (1) (87) 1.870 Imposte sul risultato (1.237) (66) (1.303) Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate 621 100 (1) (153) 567 (a) Include rivalutazioni nette per €1.263. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023370 ENI Riserve certe di petrolio e gas naturale Le definizioni utilizzate da Eni per la valutazione e classificazione delle riserve certe di petrolio e gas sono in accordo con la Regulation S-X 4-10 della US Securities and Exchange Commission. Le riserve certe sono rappresentate secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932). Le riserve certe sono le quantità di idrocarburi che, attraverso l’analisi di dati geologici e di ingegneria, possono essere stimate economicamente producibili con ragionevole certezza in giacimenti noti, a partire da una certa data, secondo le condizioni economiche, i metodi operativi, e le norme governative esistenti, antecedenti le scadenze contrattuali, a meno che il rinnovo sia ragionevolmente certo, senza distinzione tra l’uso di metodi probabilistici o deterministici usati per la stima. Il progetto di sviluppo deve essere iniziato oppure l’operatore deve avere la ragionevole certezza che inizierà entro un tempo ragionevole. Le condizioni economiche esistenti includono prezzi e costi usati per la determinazione della producibilità economica del giacimen- to. I prezzi sono determinati come media aritmetica semplice dei prezzi di chiusura rilevati il primo giorno di ciascuno dei 12 mesi dell’esercizio, salvo i casi in cui il loro calcolo derivi dall’applicazio- ne di formule contrattuali in essere. Nel 2023 il prezzo del marker Brent di riferimento è stato di 83 $/barile. Le riserve certe non com- prendono le quote di riserve e le royalty di spettanza di terzi. Le riserve certe di petrolio e gas sono classificate come sviluppate e non sviluppate. Le riserve certe sviluppate sono le riserve recupe- rabili attraverso pozzi esistenti, con impianti e metodi operativi esi- stenti, oppure possono riguardare quei casi in cui i costi degli inter- venti da sostenere sui pozzi esistenti sono relativamente inferiori rispetto al costo di un nuovo pozzo. Le riserve certe non sviluppate sono le riserve recuperabili attraverso nuovi pozzi in aree non perfo- rate, oppure da pozzi esistenti che richiedono costi consistenti per la loro messa in produzione. Dal 1991 Eni attribuisce a società di ingegneri petroliferi indipen- denti, tra i più qualificati sul mercato, il compito di effettuare una valutazione 36 indipendente, parallela a quella interna, di una parte a rotazione delle riserve certe. Le descrizioni delle qualifiche tec- niche delle persone responsabili della valutazione sono incluse nei rapporti rilasciati dalle società indipendenti 37 . Le loro valutazioni sono basate su dati forniti da Eni e non verificati, con riferimento a titoli di proprietà, produzione, costi operativi e di sviluppo, accordi di vendita, prezzi e altre informazioni. Tali informazioni sono le stesse utilizzate da Eni nel proprio processo di determinazione delle riser- ve certe e includono: le registrazioni delle operazioni effettuate sui pozzi, le misure della deviazione, l’analisi dei dati PVT (pressione, volume e temperatura), mappe, dati di produzione e iniezione per pozzo/giacimento/campo, studi di giacimento, analisi tecniche sul- la performance del giacimento, piani di sviluppo, costi operativi e di sviluppo futuri. Per la determinazione delle riserve di spettanza Eni sono, inoltre, forniti i prezzi di vendita degli idrocarburi, le eventuali variazioni contrattuali future e ogni altra informazione necessaria alla valutazione. I volumi e i valori monetari delle riserve di alcune società in joint venture e collegate sono certificati per conto delle stesse da so- cietà di ingegneri petroliferi indipendenti con modalità analoghe e forniti ad Eni 38 . Le risultanze della valutazione indipendente condotta nel 2023 han- no confermato, come in passato, la ragionevolezza delle valutazio- ni interne. In particolare, nel 2023 sono state oggetto di valutazione indipendenti riserve certe per circa il 34% delle riserve Eni al 31 di- cembre 2023 39 . Nel triennio 2021-2023 le valutazioni indipendenti hanno riguardato il 77% del totale delle riserve certe. Eni opera tramite Production Sharing Agreement (PSA) in diversi Paesi esteri dove svolge attività di esplorazione e produzione di pe- trolio e gas. Le riserve certe relative ai PSA sono stimate in funzio- ne dei costi da recuperare (Cost oil) e del Profit oil di spettanza Eni e includono le quote di idrocarburi equivalenti agli obblighi di imposte a carico di Eni assolte in suo nome e per suo conto dalle società petrolifere di Stato che partecipano alle attività di estrazione e pro- duzione. Le riserve certe relative ai PSA rappresentano il 55%, 54% e il 58% del totale delle riserve certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 2023, 2022 e 2021. Effetti analoghi a quelli dei PSA si producono nei contratti di servizio; le riserve certe relative a tali contratti rappresentano il 2%, il 2% e il 3% del totale delle riserve certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 2023, 2022 e 2021. Sono inclusi nelle riserve: (i) i volumi di idrocarburi in eccesso rispetto ai costi da recuperare (Excess Cost Oil) che l’impresa ha l’obbligo di ritirare a titolo oneroso in base agli accordi con la società petrolifera di Stato in alcune fattispecie di PSA. Le riserve iscritte in base a tale obbligo rappresentano il 2%, il 3% e il 4% del totale delle riserve certe in barili di olio equivalenti rispettivamente per gli anni 2023, 2022 e 2021; (ii) le quantità di gas naturale destinate all’autoconsumo pari a 66.192 milioni di metri cubi nel 2022 (67.554 milioni e 63.277 milioni rispettiva- (36) Negli ultimi tre anni ci si è avvalsi del servizio di certificazione indipendente di DeGolyer and MacNaughton, Ryder Scott, Société Générale de Surveillance e Sproule. (37) I report degli ingegneri indipendenti sono disponibili sul sito Eni all’indirizzo eni.com nella sezione “Documentazione/Relazione finanziaria annuale 2023”. (38) Nel 2023 e 2022 Azule e Vår Energi. (39) Incluse le riserve delle società in joint venture e collegate. 371ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Riserve certe non sviluppate mente nel 2022 e 2021); (iii) le quantità di idrocarburi afferenti all’impianto di liquefazione di Angola LNG partecipata dalla JV Azule costituita al 50% con bp. I metodi di valutazione delle riserve certe, l’andamento delle produ- zioni future e degli investimenti per lo sviluppo hanno un margine di incertezza. L’accuratezza delle stime è funzione della qualità delle informazioni disponibili e delle valutazioni di tipo ingegneristico e geologico. I successivi risultati dei pozzi, delle verifiche della produ- Le riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2023 ammontano a 2.419 milioni di boe, di cui 1.109 milioni di boe di liquidi e 1.310 milioni di boe di gas naturale, principalmente in Africa e Asia. Le società consolidate possiedono riserve certe non sviluppate Nel 2023 le riserve certe non sviluppate sono diminuite di 4 milio- ni di boe (le riserve certe non sviluppate delle società consolidate sono aumentate di 31 milioni di boe, mentre quelle delle joint ven- tures e collegate sono diminuite di 35 milioni di boe). Le principali variazioni sono riferite a: i) progressione nella conversione a riserve certe sviluppate (-187 milioni di boe) legata principalmente all’avanzamento delle atti- vità di sviluppo, agli start-up di giacimenti e alla revisione di pro- getti relativi a: Vår Energi (-63 milioni di boe) principalmente nei campi di Breidablikk, Fenja, Tommeliten Alpha, Bauge e Frosk; Costa d’Avorio (-26 milioni di boe) nel campo Baleine; Egitto (-24 milioni di boe) principalmente in Zohr e Meleiha; Messico (-14 milioni di boe) nei campi Amoca e Mizton; ii) nuove scoperte ed estensioni pari 104 milioni di boe per: (i) un incremento di 50 milioni di boe di liquidi, relativo principalmente alla decisione d’investimento per il progetto Hail e Ghasha negli Emirati Arabi Uniti; (ii) e da un incremento di 54 milioni di boe di zione possono comportare delle revisioni, in aumento o in diminu- zione, delle valutazioni iniziali. Anche le variazioni dei prezzi del petrolio e del gas naturale hanno un effetto sui volumi delle riserve certe perché le valutazioni delle riserve si basano sui prezzi e sui costi alla data in cui sono effet- tuate. Le valutazioni delle riserve potrebbero conseguentemente divergere anche in misura significativa dai volumi di petrolio e di gas naturale che saranno effettivamente prodotti. per 1.662 milioni di boe (di cui 740 milioni di boe di liquidi e 992 milioni di boe di gas naturale). L’evoluzione delle riserve certe non sviluppate nell’esercizio è rappresentata dalla seguente tabella: gas, relativo principalmente alla decisione d’investimento per il progetto Hail e Ghasha negli Emirati Arabi Uniti (42 milioni di boe di gas) e Merakeas East in Indonesia (11 milioni di boe di gas); iii) revisioni di precedenti stime (121 milioni di boe) (incluso l’effet- to dell’aggiornamento del fattore di conversione del gas pari a 8 milioni di boe), di cui 107 milioni di barili di olio e 909 miliardi di metri cubi di gas. Le revisioni positive sono principalmente riferi- te all’avanzamento dell’attività di sviluppo in Libia (104 milioni di boe) principalmente nell’Area D e Bouri, in Italia (39 milioni di boe) soprattutto in Val d’Agri, ed in Vår Energi (38 milioni di boe). Le revisioni negative sono riferite principalmente ad una riduzione in Egitto (-86 milioni di boe) principalmente sul campo di Belayim e per la riconfigurazione del progetto fase 2 di Zohr; iv) operazioni di portfolio (-42 milioni di boe), si riferiscono princi- palmente alla cessione degli asset Alliance negli Stati Uniti e da una riduzione di quota nella concessione Ghasha negli Emirati Arabi Uniti. (milioni di boe) Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2022 2.423 Promozioni (187) Nuove scoperte ed estensioni 104 Revisioni di precedenti stime 121 Miglioramenti da recupero assistito 0 Portfolio (42) Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2023 2.419 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023372 ENI Riserve certe di petrolio (compresi condensati e liquidi di gas naturale) (milioni di barili) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Egitto Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2023 Società consolidate Riserve al 31 dicembre 2022 188 36 364 167 367 644 433 234 1 2.434 di cui: sviluppate 139 32 201 135 212 585 231 171 1 1.707 non sviluppate 49 4 163 32 155 59 202 63 727 Acquisizioni 4 4 Revisioni di precedenti stime 34 (2) 61 (3) (2) 35 35 3 (1) 160 Miglioramenti di recupero assistito Estensioni e nuove scoperte 50 50 Produzione (11) (7) (45) (25) (31) (42) (31) (24) (216) Cessioni (2) (2) Riserve al 31 dicembre 2023 211 27 384 139 334 637 485 213 2.430 Società in joint venture e collegate Riserve al 31 dicembre 2022 350 8 235 100 27 720 di cui: sviluppate 173 8 135 27 343 non sviluppate 177 100 100 377 Acquisizioni 2 2 Revisioni di precedenti stime 9 (1) 2 10 20 Miglioramenti di recupero assistito Estensioni e nuove scoperte Produzione (32) (1) (32) (1) (66) Cessioni (1) (1) Riserve al 31 dicembre 2023 326 6 207 110 26 675 Riserve al 31 dicembre 2023 211 353 390 139 541 637 595 239 3.105 Sviluppate 136 191 210 122 332 576 240 189 1.996 consolidate 136 24 204 122 225 576 240 163 1.690 joint venture e collegate 167 6 107 26 306 Non sviluppate 75 162 180 17 209 61 355 50 1.109 consolidate 75 3 180 17 109 61 245 50 740 joint venture e collegate 159 100 110 369 373ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE (milioni di barili) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Egitto Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2022 Società consolidate Riserve al 31 dicembre 2021 197 34 393 210 589 710 476 237 1 2.847 di cui: sviluppate 146 34 225 164 435 641 262 164 1 2.072 non sviluppate 51 168 46 154 69 214 73 775 Acquisizioni 1 17 2 20 Revisioni di precedenti stime 3 6 (8) (16) (62) (34) (15) 13 (113) Miglioramenti di recupero assistito 2 4 6 Estensioni e nuove scoperte 3 5 1 61 70 Produzione (13) (7) (45) (28) (51) (32) (28) (22) (226) Cessioni (170) (170) Riserve al 31 dicembre 2022 188 36 364 167 367 644 433 234 1 2.434 Società in joint venture e collegate Riserve al 31 dicembre 2021 378 9 21 6 414 di cui: sviluppate 175 9 9 6 199 non sviluppate 203 12 215 Acquisizioni 132 100 232 Revisioni di precedenti stime 38 37 22 97 Miglioramenti di recupero assistito 4 4 Estensioni e nuove scoperte 4 54 58 Produzione (33) (1) (13) (1) (48) Cessioni (37) (37) Riserve al 31 dicembre 2022 350 8 235 100 27 720 Riserve al 31 dicembre 2022 188 386 372 167 602 644 533 261 1 3.154 Sviluppate 139 205 209 135 347 585 231 198 1 2.050 consolidate 139 32 201 135 212 585 231 171 1 1.707 joint venture e collegate 173 8 135 27 343 Non sviluppate 49 181 163 32 255 59 302 63 1.104 consolidate 49 4 163 32 155 59 202 63 727 joint venture e collegate 177 100 100 377 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023374 ENI (milioni di barili) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Egitto Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2021 Società consolidate Riserve al 31 dicembre 2020 178 34 383 227 624 805 579 224 1 3.055 di cui: sviluppate 146 31 243 172 469 716 297 143 1 2.218 non sviluppate 32 3 140 55 155 89 282 81 837 Acquisizioni 1 1 Revisioni di precedenti stime 32 8 49 11 21 (58) (74) 21 10 Miglioramenti di recupero assistito 2 10 12 Estensioni e nuove scoperte (1) 6 2 16 23 Produzione (13) (7) (45) (30) (72) (37) (29) (19) (252) Cessioni (2) (2) Riserve al 31 dicembre 2021 197 34 393 210 589 710 476 237 1 2.847 Società in joint venture e collegate Riserve al 31 dicembre 2020 400 12 18 30 460 di cui: sviluppate 176 12 15 30 233 non sviluppate 224 3 227 Acquisizioni Revisioni di precedenti stime 17 (2) 4 (23) (4) Miglioramenti di recupero assistito Estensioni e nuove scoperte 2 2 Produzione (41) (1) (1) (1) (44) Cessioni Riserve al 31 dicembre 2021 378 9 21 6 414 Riserve al 31 dicembre 2021 197 412 402 210 610 710 476 243 1 3.261 Sviluppate 146 209 234 164 444 641 262 170 1 2.271 consolidate 146 34 225 164 435 641 262 164 1 2.072 joint venture e collegate 175 9 9 6 199 Non sviluppate 51 203 168 46 166 69 214 73 990 consolidate 51 168 46 154 69 214 73 775 joint venture e collegate 203 12 215 Le principali variazioni delle riserve certe di petrolio (compresi condensati e liquidi di gas naturale) indicate nelle tabelle precedenti per il pe- riodo dal 2021 al 2023 sono discusse di seguito. 375ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Società consolidate Acquisizioni Nel 2021 si registrano due acquisizioni (per complessivi 1 milione di barili) nei campi Lucius negli Stati Uniti e Conwy nel Regno Unito. Nel 2022 sono state effettuate operazioni per 20 milioni di barili, prin- cipalmente per l’acquisizione della quota BHP in Algeria e delle quote in alcuni campi nel Golfo del Messico negli Stati Uniti. Nel 2023 è stata rilevata l’acquisizione di alcuni asset da bp in Algeria per 4 milioni di barili. Revisioni di precedenti stime Nel 2021 le revisioni di precedenti stime sono pari a 10 milioni di barili dettagliate come di seguito. In Italia si registrano revisioni positive per 32 milioni di barili dovute principalmente al progetto Val d’Agri. Nel Re - sto dell’Europa 8 milioni di barili di revisioni positive principalmente nel Regno Unito. Nel Resto dell’Africa Settentrionale le revisioni ammon - tano a 49 milioni di barili, composte da revisioni positive (+62 milioni di barili) di cui +42 in Libia (principalmente nell’Area D) e +18 milioni di barili in Algeria (BRN +5 milioni di barili e altri campi minori) e revisioni negative (-13 milioni di barili) principalmente in Algeria (BRW -4 milio - ni di barili) e in altri campi minori. In Egitto si registrano revisioni per 11 milioni di barili, composte da revisioni positive (21 milioni di barili) principalmente in Meleiha e da revisioni negative (-10 milioni di barili) principalmente in Belayim. In Africa Sub-Sahariana, le revisioni sono pari a +21 milioni di barili, composte da revisioni positive (+74 milioni di barili) principalmente in Nigeria (+42 milioni di barili) e Angola (+22 milioni di barili) e da revisioni negative (-53 milioni di barili) di cui -23 milioni di barili in Congo e -13 milioni di barili in Nigeria. In Kazakhstan le revisioni sono negative per 58 milioni di barili, principalmente legate al campo di Karachaganak. Nel Resto dell’Asia le revisioni (-74 milioni di barili) sono dovute a revisioni positive (+21 milioni di barili) negli Emirati Arabi ed a revisioni negative (-95 milioni di barili) principalmen - te in Iraq. In America si registrano revisioni complessive per 21 milioni di barili, composte da revisioni positive (+38 milioni di barili) negli Stati Uniti e revisioni negative (-17 milioni di barili) in Messico. Nel 2022 le revisioni di precedenti stime sono pari a -113 milioni di barili. Le principali revisioni positive riguardano gli Emirati Arabi Uniti (+23 milioni di barili) in particolare sul campo di Umm Shaif (19 milioni di barili), gli Stati Uniti (+16 milioni di barili) principalmente sui campi di Triton e Allegheny e la Libia (15 milioni di barili) su Wafa e la Struttura E. Le principali variazioni negative si registrano in Nigeria (-70 milioni di barili), in Iraq (-39 milioni di barili) e in Kazakhstan (-34 milioni di barili) per effetto prezzo ed in Algeria (-23 milioni di barili). Nel 2023 le revisioni di precedenti stime sono pari a +160 milioni di barili. Le principali revisioni positive sono: in Libia (+53 milioni di barili) in particolare in Area D ed in Bouri per variazioni contrattuali ed effet - to prezzo; in Kazakhstan (+35 milioni di barili) nei campi di Kashagan e Karachaganak principalmente per effetto prezzo; in Italia (+34 mi - lioni di barili) principalmente in Val d’Agri e Gela; in Iraq (+24 milioni di barili) sul campo di Zubair per effetto prezzo. Le principali variazioni negative sono: Nigeria (-8 milioni di barili) principalmente sui campi NAOC; negli Stati Uniti d’America (-10 milioni di barili) soprattutto nei campi Triton, Oooguruk e Allegheny. Miglioramenti da recupero assistito Nel 2021 si totalizzano 12 milioni di barili da miglioramenti da recu- pero assistito principalmente sul campo di Oooguruk negli Stati Uniti. Nel 2022 si registrano 6 milioni di barili dovuti a miglioramenti da recupero assistito principalmente sul campo Mizton in Messico e BRW in Algeria. Nel 2023 non sono stati registrati incrementi dovuti a miglioramenti da recupero assistito. Estensioni e nuove scoperte Nel 2021 le nuove scoperte ed estensioni ammontano a 23 milioni di barili, legate principalmente a Cuica e Ndungu nel Blocco 15/06 e al progetto New Gas Consortium in Angola e ai progetti BKNEP, Zas e Ret in Algeria. Nel 2022 si totalizzano 70 milioni di barili di nuove scoperte ed esten- sioni dovute principalmente alla decisione finale d’investimento del progetto Baleine in Costa d’Avorio per 59 milioni di barili, sul progetto NAHE in Algeria e Talbot nel Regno Unito. Nel 2023 le nuove scoperte ed estensioni ammontano a 50 milioni di barili, localizzate principalmente negli Emirati Arabi Uniti a seguito per la decisione finale di investimento nel progetto Hail and Ghasha. Cessioni Nel 2021 si registra la cessione dell’OML 17 in Nigeria per 2 milioni di barili. Nel 2022 si registrano 170 milioni di barili di cessioni in relazione al conferimento degli asset Eni in Angola alla JV Azule costituita al 50% con bp, nonché alla cessione dell’OML 11 in Nigeria. Nel 2023 la cessione di 2 milioni di barili riguarda principalmente la ri- duzione della quota nella concessione Ghasha negli Emirati Arabi Uniti. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023376 ENI Società in joint venture e collegate Acquisizioni Nel 2021 non sono state effettuate acquisizioni. Nel 2022 le acquisizioni ammontano a 232 milioni di barili dovute all’acquisizione di una quota del 50% nella JV Azule in Angola co- stituita al 50% con BP, (132 milioni di barili) ed all’ingresso di Eni nel progetto NFE in Qatar (100 milioni di barili). Nel 2023 sono stati rilevati 2 milioni di barili per l’acquisizione di una quota nel Blocco 3/05a da parte della JV Azule. Revisioni di precedenti stime Nel 2021 le revisioni sono state negative per 4 milioni di barili, localiz- zate principalmente nel Resto dell’Europa (+17 milioni di barili in Nor- vegia) e nelle Americhe (-23 milioni di barili in Venezuela). Revisioni minori in Angola, Tunisia e Mozambico. Nel 2022 le revisioni sono state positive per 97 milioni di barili, loca- lizzate principalmente in Angola con riferimento alla JV Azule (+38 milioni di barili), Vår Energi in Norvegia (+37 milioni di barili) e in Ve- nezuela (+21 milioni di barili). Nel 2023 le revisioni positive di +20 milioni di barili sono dovute prin- cipalmente al Qatar (+10 milioni di barili) sul campo NFE, a Vår Energi in Norvegia (+9 milioni di barili). Estensioni e nuove scoperte Nel 2021 le estensioni e nuove scoperte ammontano a 2 milioni di barili e sono localizzate in Norvegia. Nel 2022 le estensioni e nuove scoperte di 58 milioni di barili sono riferite ad Azule in Angola e Vår Energi in Norvegia. Nel 2023 non sono state rilevate estensioni e nuove scoperte. Cessioni Nel 2021 non sono state effettuate cessioni. Nel 2022 le cessioni di 37 milioni di barili si riferiscono all’IPO di Vår Energi in Norvegia. Nel 2023 sono state rilevate cessioni per -1 milioni di barili con riferi- mento al campo Brage in Vår Energi in Norvegia. 377ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE (milioni di metri cubi) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Egitto Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2023 Società consolidate Riserve al 31 dicembre 2022 24.605 6.329 65.801 109.895 66.294 44.180 36.268 7.457 11.530 372.359 di cui: sviluppate 19.681 6.047 18.963 77.358 36.992 44.180 22.550 5.502 6.321 237.594 non sviluppate 4.924 282 46.838 32.537 29.302 13.718 1.955 5.209 134.765 Acquisizioni 6.071 6.071 Revisioni di precedenti stime 1.888 (297) 23.557 (14.331) 8.331 2.219 3.147 168 (5.720) 18.962 Miglioramenti di recupero assistito Estensioni e nuove scoperte 103 128 7.814 8.045 Produzione (a) (2.183) (1.125) (9.485) (13.540) (4.545) (2.633) (5.289) (714) (390) (39.904) Cessioni (11) (5.021) (3.208) (8.240) Riserve al 31 dicembre 2023 24.310 4.907 85.944 82.116 70.208 43.766 36.919 3.703 5.420 357.293 Società in joint venture e collegate Riserve al 31 dicembre 2022 18.314 246 44.203 42.179 38.395 143.337 di cui: sviluppate 12.557 246 30.298 38.395 81.496 non sviluppate 5.757 13.905 42.179 61.841 Acquisizioni Revisioni di precedenti stime (900) 163 632 (2.387) 197 (2.295) Miglioramenti di recupero assistito Estensioni e nuove scoperte Produzione (b) (2.740) (29) (2.345) (2.892) (8.006) Cessioni (53) (53) Riserve al 31 dicembre 2023 14.621 380 42.490 39.792 35.700 132.983 Riserve al 31 dicembre 2023 24.310 19.528 86.324 82.116 112.698 43.766 76.711 39.403 5.420 490.276 Sviluppate 18.504 14.907 26.411 64.045 67.545 43.766 20.536 38.700 1.652 296.066 consolidate 18.504 4.725 26.031 64.045 38.241 43.766 20.536 3.000 1.652 220.500 joint venture e collegate 10.182 380 29.304 35.700 75.566 Non sviluppate 5.806 4.621 59.913 18.071 45.153 56.175 703 3.768 194.210 consolidate 5.806 182 59.913 18.071 31.967 16.383 703 3.768 136.793 joint venture e collegate 4.439 13.186 39.792 57.417 (a) Include volumi destinati all’autoconsumo per 5.847 Mscm. (b) Include volumi destinati all’autoconsumo per 926 Mscm. Riserve certe di gas naturale RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023378 ENI (milioni di metri cubi) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Egitto Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2022 Società consolidate Riserve al 31 dicembre 2021 25.994 7.005 64.357 117.547 83.628 48.296 43.101 7.753 12.103 409.784 di cui: sviluppate 20.635 6.849 22.119 103.519 49.801 48.287 27.501 5.936 7.525 292.172 non sviluppate 5.359 156 42.238 14.028 33.827 9 15.600 1.817 4.578 117.612 Acquisizioni 2 175 63 240 Revisioni di precedenti stime 1.110 412 7.920 5.470 (8.081) (2.064) (1.512) 476 (32) 3.699 Miglioramenti di recupero assistito 40 40 Estensioni e nuove scoperte 203 1.046 1.484 4.346 7.079 Produzione (a) (2.501) (1.291) (7.737) (14.606) (4.971) (2.052) (5.242) (835) (541) (39.776) Cessioni (8.628) (79) (8.707) Riserve al 31 dicembre 2022 24.605 6.329 65.801 109.895 66.294 44.180 36.268 7.457 11.530 372.359 Società in joint venture e collegate Riserve al 31 dicembre 2021 18.533 271 36.374 41.348 96.526 di cui: sviluppate 12.959 271 4.678 41.348 59.256 non sviluppate 5.574 31.696 37.270 Acquisizioni 5.480 42.179 47.659 Revisioni di precedenti stime 4.087 5 3.595 (274) 7.413 Miglioramenti di recupero assistito Estensioni e nuove scoperte 545 545 Produzione (b) (3.053) (30) (1.246) (2.679) (7.008) Cessioni (1.798) (1.798) Riserve al 31 dicembre 2022 18.314 246 44.203 42.179 38.395 143.337 Riserve al 31 dicembre 2022 24.605 24.643 66.047 109.895 110.497 44.180 78.447 45.852 11.530 515.696 Sviluppate 19.681 18.604 19.209 77.358 67.290 44.180 22.550 43.897 6.321 319.090 consolidate 19.681 6.047 18.963 77.358 36.992 44.180 22.550 5.502 6.321 237.594 joint venture e collegate 12.557 246 30.298 38.395 81.496 Non sviluppate 4.924 6.039 46.838 32.537 43.207 55.897 1.955 5.209 196.606 consolidate 4.924 282 46.838 32.537 29.302 13.718 1.955 5.209 134.765 joint venture e collegate 5.757 13.905 42.179 61.841 (a) Include volumi destinati all’autoconsumo per 5.904 Mscm. (b) Include volumi destinati all’autoconsumo per 761 Mscm. 379ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE (milioni di metri cubi) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Egitto Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2021 Società consolidate Riserve al 31 dicembre 2020 9.862 5.882 62.336 132.859 109.397 56.725 44.992 4.961 13.420 440.434 di cui: sviluppate 7.934 5.489 28.707 127.730 49.581 56.725 19.094 3.075 8.927 307.262 non sviluppate 1.928 393 33.629 5.129 59.816 25.898 1.886 4.493 133.172 Acquisizioni 33 33 Revisioni di precedenti stime 18.726 2.216 9.104 (69) (25.572) (6.021) 3.399 3.513 (438) 4.858 Miglioramenti di recupero assistito Estensioni e nuove scoperte 141 360 5.276 49 5.826 Produzione (a) (2.594) (1.234) (7.443) (15.243) (5.058) (2.408) (5.339) (754) (879) (40.952) Cessioni (415) (415) Riserve al 31 dicembre 2021 25.994 7.005 64.357 117.547 83.628 48.296 43.101 7.753 12.103 409.784 Società in joint venture e collegate Riserve al 31 dicembre 2020 14.448 379 10.331 44.149 69.307 di cui: sviluppate 11.756 379 4.830 44.149 61.114 non sviluppate 2.692 5.501 8.193 Acquisizioni Revisioni di precedenti stime 6.624 (76) 26.930 (328) 33.150 Miglioramenti di recupero assistito Estensioni e nuove scoperte 797 797 Produzione (b) (3.336) (32) (887) (2.473) (6.728) Cessioni Riserve al 31 dicembre 2021 18.533 271 36.374 41.348 96.526 Riserve al 31 dicembre 2021 25.994 25.538 64.628 117.547 120.002 48.296 43.101 49.101 12.103 506.310 Sviluppate 20.635 19.808 22.390 103.519 54.479 48.287 27.501 47.284 7.525 351.428 consolidate 20.635 6.849 22.119 103.519 49.801 48.287 27.501 5.936 7.525 292.172 joint venture e collegate 12.959 271 4.678 41.348 59.256 Non sviluppate 5.359 5.730 42.238 14.028 65.523 9 15.600 1.817 4.578 154.882 consolidate 5.359 156 42.238 14.028 33.827 9 15.600 1.817 4.578 117.612 joint venture e collegate 5.574 31.696 37.270 (a) Include volumi destinati all’autoconsumo per 5.883 Mscm. (b) Include volumi destinati all’autoconsumo per 420 Mscm. Le principali variazioni delle riserve certe di gas naturale indicate nelle tabelle precedenti per il periodo dal 2020 al 2022 sono discusse di seguito. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023380 ENI Società consolidate Acquisizioni Nel 2021 si registrano 33 milioni di metri cubi di acquisizioni relative al campo Lucius negli Stati Uniti. Nel 2022 sono state effettuate acquisizioni per 240 milioni di me- tri cubi, principalmente per l’acquisizione della quota BHP in Algeria (176 milioni di metri cubi) e delle quote in alcuni campi nel Golfo del Messico negli Stati Uniti. Nel 2023 si registrano 6.071 milioni di metri cubi dovute all’acquisi- zione di alcuni asset bp in Algeria. Revisioni di precedenti stime Nel 2021 le revisioni totali sono pari a 4.858 milioni di metri cubi come di seguito composte: Italia (18.726 milioni di metri cubi), principalmen - te dovute al recupero delle code non economiche; Resto dell’Europa (2.216 milioni di metri cubi) nel Regno Unito principalmente dovute al recupero delle code non economiche; Resto Africa Settentrionale (9.104 milioni di metri cubi) principalmente in Libia per effetto prezzo; Egitto (69 milioni di metri cubi), composto da revisioni positive per 3.109 milio - ni di metri cubi principalmente in Baltim SW e revisioni negative 3.178 milioni di metri cubi principalmente in Port Fouad; Africa Sub-Sahariana revisioni complessive pari a -25.572 milioni di metri cubi, legate princi - palmente alla riclassificazione del progetto Mozambico da società con- solidata a società in joint venture (-33.325 milioni di metri cubi) e a revi- sioni positive per 7.753 milioni di metri cubi principalmente in Nigeria. In Kazakhstan si registrano -6.021 milioni di metri cubi principalmente in Karachaganak per effetto PSA; nel Resto dell’Asia le revisioni positive di 3.399 milioni di metri cubi sono localizzate principalmente in Indonesia (Merakes); in America i 3.513 milioni di metri cubi di revisioni si sono verificate principalmente negli Stati Uniti per il recupero delle code non economiche; in Australia ed Oceania le revisioni sono pari a -438 milioni di metri cubi principalmente legate al progetto Blacktip. Nel 2022 le revisioni totali sono pari a 3.699 milioni di metri cubi. Le principali revisioni positive si sono registrate in Congo (13.270 milio- ni di metri cubi) principalmente sul campo di Nené, in Libia (10.120 milioni di metri cubi) ed Egitto (5.470 milioni di metri cubi). Le princi- pali revisioni negative sono state rilevate in Nigeria (-21.641 milioni di metri cubi), Algeria (-2.100 milioni di metri cubi) e Kazakhstan (-2.064 milioni di metri cubi). Nel 2023 le revisioni totale sono pari a +18.962 milioni di metri cubi. Le principali revisioni positive si sono registrate in: Libia (+18.448 mi- lioni di metri cubi) in Area D ed in Bouri per variazioni contrattuali ed effetto prezzo; in Congo (+6.705 milioni di metri cubi) principalmente in Mboundi Gas e Nené; in Algeria (5.043 milioni di metri cubi) prin- cipalmente nel Blocco 208-404. Le principali revisioni negative sono state rilevate in Australia (-5.720 milioni di metri cubi) nel campo di Blacktip e in Egitto (-14.331 milioni di metri cubi) principalmente per la riconfigurazione del progetto fase 2 di Zohr che ha portato ad una revisione del progetto di compressione e riduzione delle riserve as- sociate. Miglioramenti da recupero assistito Nel biennio 2021 non sono stati registrati miglioramenti da recupero assistito. Nel 2022 sono state rilevati 40 milioni di metri cubi di miglioramenti da recupero assistito in Algeria sui campi BRW e BKNE Alpha. Nel 2023 non sono stati registrati miglioramenti da recupero assistito. Estensioni e nuove scoperte Nel 2021 le nuove scoperte ed estensioni sono pari 5.826 milioni di metri cubi e sono riferite principalmente al progetto New Gas Con- sortium in Angola e in misura minore al progetto Berkine North in Algeria. Nel 2022 le nuove scoperte ed estensioni sono pari 7.079 milioni di metri cubi e sono riferite principalmente alla decisione finale d’inve- stimento in Baleine in Costa d’Avorio e in Bashrush in Egitto. Nel 2023 le nuove scoperte ed estensioni sono pari a 8.045 milioni di metri cubi in Emirati Arabi Uniti (6.131 milioni di metri cubi) a seguito della decisione finale di investimento nel progetto Hail and Ghasha e Indonesia (1.683 milioni di metri cubi) per la decisione finale di inve- stimento in Merakes East. Cessioni Nel 2021 si registrano cessioni per 415 milioni di metri cubi relative all’uscita dall’OML 17 in Nigeria. Nel 2022 le cessioni sono 8.707 milioni di metri cubi principalmente dovute alla riclassificazione delle riserve tra società consolidata a società in joint venture e collegata; la cessione degli asset in Paki- stan ammonta a 79 milioni di metri cubi. Nel 2023 le cessioni di -8.240 milioni di metri cubi si sono registra- te principalmente negli Stati Uniti d’America (-3.208 milioni di metri cubi) per la cessione degli asset Alliance e negli Emirati Arabi Uniti (-5.021 milioni di metri cubi) per la riduzione della quota nella con- cessione Ghasha. Società in joint venture e collegate Acquisizioni Nel 2021 non sono state effettuate acquisizioni. Nel 2022 si registrano acquisizioni per 47.659 milioni di metri cubi dovute all’entrata di Eni nel progetto NFE in Qatar e all’acquisizione in Angola di una quota del 50% nella JV Azule costituita paritetica- mente con BP. Nel 2023 non sono state effettuate acquisizioni. Revisioni di precedenti stime Nel 2021 le revisioni di precedenti stime sono 33.150 milioni di metri cubi, principalmente dovute alla riclassificazione del progetto Mo- zambico da società consolidata a società in joint venture e collegata. 381ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Nel 2022 le revisioni di precedenti stime sono 7.413 milioni di metri cubi, principalmente dovute ad Azule in Angola, Vår Energi in Norve- gia e Coral in Mozambico. Nel 2023 le revisioni di precedenti stime sono -2.295 milioni di metri cubi dovute principalmente ad una revisione positiva in Mozambi- co (+2.185 milioni di metri cubi) in Coral South, in Azule in Angola (-1.554 milioni di metri cubi) e in Qatar (-2.387 milioni di metri cubi) sul campo NFE. Estensioni e nuove scoperte Nel 2021 si registrano 797 milioni di metri cubi di estensioni e nuo- ve scoperte, principalmente dovute alla decisione di investimento in Tommeliten Alpha in Norvegia. Nel 2022 le estensioni e nuove scoperte sono 545 milioni di metri cubi in Vår Energi in Norvegia. Nel 2023 non sono state rilevate estensioni e nuove scoperte. Cessioni Nel 2021 non sono state effettuate cessioni. Nel 2022 le cessioni di 1.798 milioni di metri cubi sono dovute all’IPO di Vår Energi in Norvegia. Nel 2023 sono state rilevate cessioni di -53 milioni di metri cubi nel campo Brage in Vår Energi in Norvegia. Valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati I futuri flussi di cassa stimati rappresentano i ricavi ottenibili dalla produzione e sono determinati applicando alla stima delle produ - zioni future delle riserve certe i prezzi del petrolio e del gas medi dell’anno relativamente al 2022, 2021 e 2020. Futuri cambiamenti di prezzi sono considerati solo se previsti dai termini contrattuali. Le stime dei futuri costi di sviluppo e di produzione sono determina - te sulla base delle spese da sostenere per sviluppare e produrre le riserve certe di fine anno. Non sono stati considerati né le possibili variazioni future dei prezzi, né i prevedibili cambiamenti futuri della tecnologia e dei metodi operativi. Il valore standard è calcolato come il valore attuale, risultante dall’applicazione di un tasso di attualizzazione standard del 10% annuo, dell’eccedenza delle entrate di cassa future derivanti dalle riserve certe rispetto ai costi futuri di produzione e sviluppo delle riserve stesse e alle imposte sui redditi futuri. I costi futuri di produzione includono le spese stimate relative alla produzione di riserve certe più ogni imposta di produzione senza tenere conto dell’effetto dell’inflazione futura. I costi futuri di svilup - po includono i costi stimati dei pozzi di sviluppo, dell’installazione di attrezzature produttive e il costo netto connesso allo smantella - mento e all’abbandono dei pozzi e delle attrezzature, sulla base dei costi esistenti alla fine dell’esercizio, senza tenere conto dell’effetto dell’inflazione futura. Le imposte sul reddito future sono state calcolate in accordo con la normativa fiscale dei Paesi nei quali Eni opera. Il valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati, relativo alle riserve certe di petrolio e gas, è calcolato in accordo alle regole del FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932). Il valore standard non pretende di riflettere la stima del valore di realizzo o di mercato delle riserve certe di Eni. Una stima del valore di mercato considera, tra le altre cose, oltre alle riserve certe, anche le riserve probabili e possibili, cambiamenti futuri di costi e prezzi e un fattore di sconto rappresentativo dei rischi inerenti alle attività di esplorazione e produzione. Il valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati si analiz - za per area geografica come segue: RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023382 ENI (€ milioni) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Egitto Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 31 dicembre 2023 Società consolidate Entrate di cassa future 22.724 3.926 49.789 23.046 35.147 40.081 40.622 14.951 707 230.993 Costi futuri di produzione (8.848) (1.227) (8.361) (7.078) (13.512) (6.475) (11.042) (5.852) (164) (62.559) Costi futuri di sviluppo e d'abbandono (4.270) (824) (6.664) (2.719) (7.757) (1.814) (7.437) (1.954) (355) (33.794) Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito 9.606 1.875 34.764 13.249 13.878 31.792 22.143 7.145 188 134.640 Imposte sul reddito future (2.233) (1.274) (19.528) (4.541) (4.729) (8.186) (16.348) (3.161) (8) (60.008) Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione 7.373 601 15.236 8.708 9.149 23.606 5.795 3.984 180 74.632 Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (3.325) (39) (7.541) (2.926) (4.223) (11.668) (3.081) (1.462) (58) (34.323) Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri 4.048 562 7.695 5.782 4.926 11.938 2.714 2.522 122 40.309 Società in joint venture e collegate Entrate di cassa future 29.387 168 22.954 19.108 7.519 79.136 Costi futuri di produzione (7.128) (122) (6.202) (5.880) (1.925) (21.257) Costi futuri di sviluppo e d'abbandono (5.221) (54) (2.972) (410) (179) (8.836) Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito 17.038 (8) 13.780 12.818 5.415 49.043 Imposte sul reddito future (12.548) (1) (3.254) (9.702) (2.263) (27.768) Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione 4.490 (9) 10.526 3.116 3.152 21.275 Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (1.114) 27 (4.508) (2.158) (1.237) (8.990) Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri 3.376 18 6.018 958 1.915 12.285 Totale 4.048 3.938 7.713 5.782 10.944 11.938 3.672 4.437 122 52.594 383ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE (€ milioni) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Egitto Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 31 dicembre 2022 Società consolidate Entrate di cassa future 38.968 7.609 50.838 34.198 48.292 53.529 45.179 21.233 1.525 301.371 Costi futuri di produzione (10.267) (1.752) (6.675) (11.171) (15.823) (7.844) (12.181) (5.950) (230) (71.893) Costi futuri di sviluppo e d'abbandono (4.484) (1.296) (4.894) (2.941) (10.057) (1.873) (4.562) (3.063) (377) (33.547) Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito 24.217 4.561 39.269 20.086 22.412 43.812 28.436 12.220 918 195.931 Imposte sul reddito future (6.388) (3.087) (23.766) (7.119) (7.990) (11.568) (21.227) (4.903) (81) (86.129) Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione 17.829 1.474 15.503 12.967 14.422 32.244 7.209 7.317 837 109.802 Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (7.141) (344) (7.176) (4.562) (6.456) (16.087) (2.980) (3.443) (357) (48.546) Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri 10.688 1.130 8.327 8.405 7.966 16.157 4.229 3.874 480 61.256 Società in joint venture e collegate Entrate di cassa future 50.468 265 42.450 33.075 8.133 134.391 Costi futuri di produzione (7.628) (123) (10.579) (9.749) (2.083) (30.162) Costi futuri di sviluppo e d'abbandono (6.458) (57) (3.508) (560) (178) (10.761) Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito 36.382 85 28.363 22.766 5.872 93.468 Imposte sul reddito future (27.333) (3) (8.117) (19.393) (2.469) (57.315) Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione 9.049 82 20.246 3.373 3.403 36.153 Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (2.501) (15) (9.058) (2.462) (1.416) (15.452) Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri 6.548 67 11.188 911 1.987 20.701 Totale 10.688 7.678 8.394 8.405 19.154 16.157 5.140 5.861 480 81.957 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023384 ENI (€ milioni) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Egitto Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 31 dicembre 2021 Società consolidate Entrate di cassa future 18.933 4.679 33.142 31.344 40.929 36.430 32.594 13.607 1.511 213.169 Costi futuri di produzione (6.929) (1.496) (6.325) (9.726) (13.196) (7.343) (9.578) (4.189) (251) (59.033) Costi futuri di sviluppo e d'abbandono (4.104) (865) (4.688) (2.036) (5.117) (1.750) (4.278) (2.298) (288) (25.424) Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito 7.900 2.318 22.129 19.582 22.616 27.337 18.738 7.120 972 128.712 Imposte sul reddito future (2.037) (1.001) (12.345) (6.736) (8.372) (6.301) (12.899) (2.386) (75) (52.152) Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione 5.863 1.317 9.784 12.846 14.244 21.036 5.839 4.734 897 76.560 Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (2.112) (170) (4.516) (4.211) (5.608) (10.703) (2.295) (1.980) (350) (31.945) Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri 3.751 1.147 5.268 8.635 8.636 10.333 3.544 2.754 547 44.615 Società in joint venture e collegate Entrate di cassa future 28.037 230 8.884 5.971 43.122 Costi futuri di produzione (8.316) (120) (1.590) (1.454) (11.480) Costi futuri di sviluppo e d'abbandono (6.566) (85) (95) (77) (6.823) Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito 13.155 25 7.199 4.440 24.819 Imposte sul reddito future (8.591) (9) (1.286) (1.309) (11.195) Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione 4.564 16 5.913 3.131 13.624 Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (1.462) 16 (3.498) (1.399) (6.343) Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri 3.102 32 2.415 1.732 7.281 Totale 3.751 4.249 5.300 8.635 11.051 10.333 3.544 4.486 547 51.896 (€ milioni) Società consolidate Società in joint venture e collegate Totale 2023 Valore al 31 dicembre 2022 61.256 20.701 81.957 Aumenti (diminuzioni): \- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione (19.397) (5.426) (24.823) \- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione (33.769) (19.785) (53.554) \- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo 1.659 1.659 \- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono (4.684) (1.353) (6.037) \- costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo 6.691 2.517 9.208 \- revisioni delle quantità stimate 6.531 155 6.686 \- effetto dell'attualizzazione 10.627 3.033 13.660 \- variazione netta delle imposte sul reddito 12.675 14.753 27.428 \- acquisizioni di riserve 977 44 1.021 \- cessioni di riserve (845) (60) (905) \- variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni (1.412) (2.294) (3.706) Saldo aumenti (diminuzioni) (20.947) (8.416) (29.363) Valore al 31 dicembre 2023 40.309 12.285 52.594 Variazioni del valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati La tabella seguente indica le variazioni del valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati relativi agli esercizi 2023, 2022 e 2021: 385ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE (€ milioni) Società consolidate Società in joint venture e collegate Totale 2022 Valore al 31 dicembre 2021 44.615 7.281 51.896 Aumenti (diminuzioni): \- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione (25.987) (4.912) (30.899) \- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione 56.002 24.343 80.345 \- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo 1.519 2.139 3.658 \- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono (7.046) (3.169) (10.215) \- costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo 3.821 2.000 5.821 \- revisioni delle quantità stimate (1.295) 7.134 5.839 \- effetto dell'attualizzazione 7.226 1.510 8.736 \- variazione netta delle imposte sul reddito (18.393) (21.676) (40.069) \- acquisizioni di riserve 765 10.200 10.965 \- cessioni di riserve (6.436) (6.436) \- variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni 6.465 (4.149) 2.316 Saldo aumenti (diminuzioni) 16.641 13.420 30.061 Valore al 31 dicembre 2022 61.256 20.701 81.957 (€ milioni) Società consolidate Società in joint venture e collegate Totale 2021 Valore al 31 dicembre 2020 24.386 3.306 27.692 Aumenti (diminuzioni): \- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione (16.402) (3.381) (19.783) \- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione 40.864 9.256 50.120 \- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo 1.304 142 1.446 \- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono (2.737) (734) (3.471) \- costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo 2.877 1.385 4.262 \- revisioni delle quantità stimate 1.963 1.665 3.628 \- effetto dell'attualizzazione 3.810 514 4.324 \- variazione netta delle imposte sul reddito (14.022) (5.216) (19.238) \- acquisizioni di riserve 27 27 \- cessioni di riserve (28) (28) \- variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni 2.573 344 2.917 Saldo aumenti (diminuzioni) 20.229 3.975 24.204 Valore al 31 dicembre 2021 44.615 7.281 51.896 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023386 ENI Attestazione a norma delle disposizioni dell’art. 154-bis, comma 5 del D.Lgs. 58/1998 (Testo Unico della Finanza) 1\. I sottoscritti Claudio Descalzi e Francesco Esposito in qualità, rispettivamente, di Amministratore Delegato e di Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Eni SpA, attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall’art. 154-bis, commi 3 e 4, del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58: • l’adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell’impresa e • l’effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato nel corso dell’esercizio 2023. 2. Leprocedureamministrativeecontabiliperlaformazionedelbilancioconsolidatoal31dicembre2023sonostatedefiniteelavaluta- zionedellaloroadeguatezzaèstataeffettuatasullabasedellenormeemetodologiedefinitedaEniincoerenzaconilmodelloInternal Control – Integrated Framework emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission che rappresenta un framework di riferimento per il sistema di controllo interno generalmente accettato a livello internazionale. 3\. Si attesta, inoltre, che: 3.1 il bilancio consolidato al 31 dicembre 2023: a) è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità Europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002; b) corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili; c) èidoneoafornireunarappresentazioneveritieraecorrettadellasituazionepatrimoniale,economicaefinanziariadell’emittentee dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento. 3.2 la relazione sulla gestione comprende un’analisi attendibile dell’andamento e del risultato della gestione, nonché della situazione dell’e- mittente e dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento, unitamente alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui sono esposti. 13 marzo 2024 /firma/ClaudioDescalzi Claudio Descalzi Amministratore Delegato /firma/FrancescoEsposito Francesco Esposito Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari 387ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO DI ESERCIZIO Schemi di bilancio 390 Note al bilancio di esercizio 396 Proposte del Consiglio di Amministrazione all’Assemblea degli Azionisti 462 Attestazione a norma dell’art. 154-bis, comma 5 del D.lgs. 58/1998 463 3 31.12.2023 31.12.2022 (€) Note Totale di cui verso parti correlate Totale di cui verso parti correlate ATTIVITÀ Attività correnti Disponibilità liquide ed equivalenti (5) 7.119.312.637 162.617.124 7.627.602.815 19.521.653 Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (6) 6.279.897.189 7.815.400.025 Altre attività finanziarie (15) 6.211.975.790 6.139.411.679 3.760.120.486 3.564.810.925 Crediti commerciali e altri crediti (7) 8.493.489.596 6.310.349.533 11.661.211.258 8.434.067.732 Rimanenze (8) 1.855.628.196 3.814.485.584 Attività per imposte sul reddito (9) 272.208.601 173.234.208 Altre attività (10) 5.226.740.427 4.898.127.146 13.076.263.135 12.668.888.414 35.459.252.436 47.928.317.511 Attività non correnti Immobili, impianti e macchinari (11) 3.760.542.034 5.112.098.210 Diritto di utilizzo beni in leasing (12) 1.452.286.298 1.654.496.740 Attività immateriali (13) 253.109.465 241.478.699 Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo (8) 1.575.309.913 1.772.963.081 Partecipazioni (14) 60.343.961.870 59.814.872.255 Altre attività finanziarie (15) 15.607.717.197 15.559.546.893 2.145.820.621 2.075.869.643 Attività per imposte anticipate (16) 2.017.699.162 2.683.737.793 Attività per imposte sul reddito (9) 100.141.158 77.801.348 Altre attività (10) 653.602.170 436.719.282 2.812.782.273 2.484.659.145 85.764.369.267 76.316.051.020 Attività destinate alla vendita (24) 2.152.441 82.484.108 TOTALE ATTIVITÀ 121.225.774.144 124.326.852.639 PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO Passività correnti Passività finanziarie a breve termine (18) 23.758.488.870 21.376.866.198 14.121.969.229 12.142.834.592 Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine (18) 2.529.389.040 2.883.078.014 Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine (12) 289.584.507 138.751.832 372.599.936 157.135.984 Debiti commerciali e altri debiti (17) 7.835.521.427 5.148.552.309 12.380.329.191 6.582.939.381 Passività per imposte sul reddito (9) 538.523.340 771.314.516 Altre passività (10) 5.374.824.868 3.857.060.557 14.304.897.660 12.317.155.625 40.326.332.052 44.834.188.546 Passività non correnti Passività finanziarie a lungo termine (18) 21.043.540.730 3.062.843 16.054.420.916 3.738.413 Passività per beni in leasing a lungo termine (12) 1.605.732.228 1.100.667.160 1.886.764.517 1.241.855.601 Fondi per rischi e oneri (21) 5.640.728.562 5.660.877.400 Fondi per benefici ai dipendenti (22) 336.448.938 340.718.420 Passività per imposte differite (16) 60.329.449 Altre passività (10) 1.193.707.256 699.726.976 3.029.316.902 2.173.697.787 29.880.487.163 26.972.098.155 TOTALE PASSIVITÀ 70.206.819.215 71.806.286.701 PATRIMONIO NETTO (25) Capitale sociale 4.005.358.876 4.005.358.876 Riserva legale 959.102.123 959.102.123 Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale 45.115.209.920 45.090.212.674 Azioni proprie (2.333.082.056) (2.937.126.573) Utile (perdita) dell'esercizio 3.272.366.066 5.403.018.838 TOTALE PATRIMONIO NETTO 51.018.954.929 52.520.565.938 TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO 121.225.774.144 124.326.852.639 STATO PATRIMONIALE RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023390 ENI 2023 2022 (€) Note Totale di cui verso parti correlate Totale di cui verso parti correlate Ricavi della gestione caratteristica 42.790.197.560 29.312.287.633 74.679.263.858 40.936.291.881 Altri ricavi e proventi 432.266.298 234.159.708 542.316.053 250.548.727 Totale Ricavi (27) 43.222.463.858 75.221.579.911 Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (28) (39.995.945.213) (22.803.498.353) (66.135.498.100) (24.201.223.288) Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti (7) 111.763.629 (80.541.639) Costo lavoro (28) (1.165.907.049) (1.231.536.859) Altri proventi (oneri) operativi (23) 704.616.620 2.731.196.854 (6.325.038.931) (8.318.032.210) Ammortamenti (11) (12) (13) (634.252.386) (824.585.676) Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing (11) (12) (13) (644.545.294) (334.240.777) Radiazioni (11) (13) (18.575.194) (65.136.554) UTILE (PERDITA) OPERATIVO 1.579.618.971 225.001.375 Proventi finanziari 4.344.222.489 712.554.993 3.323.708.539 212.602.947 Oneri finanziari (4.830.210.794) (748.629.036) (3.730.365.125) (105.707.729) Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 263.029.648 (43.548.508) Strumenti finanziari derivati (41.814.226) 38.583.813 233.799.080 235.209.030 PROVENTI (ONERI) FINANZIARI (29) (264.772.883) (216.406.014) PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI (30) 2.282.431.094 545.688.320 3.770.780.756 UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE 3.597.277.182 3.779.376.117 Imposte sul reddito (31) (324.911.116) 1.623.642.721 UTILE (PERDITA) DELL'ESERCIZIO 3.272.366.066 5.403.018.838 CONTO ECONOMICO 391ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE (€ milioni) Note 2023 2022 Utile (perdita) dell'esercizio 3.272 5.403 Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo: Componenti non riclassificabili a conto economico Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti (25) (4) 35 Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI (25) 2 3 Effetto fiscale (25) 1 (11) (1) 27 Componenti riclassificabili a conto economico Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge (25) (217) 2.229 Effetto fiscale (25) 63 (645) (154) 1.584 Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo (155) 1.611 Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio 3.117 7.014 PROSPETTO DELL’UTILE COMPLESSIVO RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023392 ENI (€ milioni) Capitale sociale Altre riserve di capitale Riserva legale Azioni proprie acquistate Riserva azioni proprie in portafoglio Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell’effetto fiscale Riserva fair value partecipazioni minoritarie Riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell’effetto fiscale Riserva IFRS 10 e 11 Altre riserve Bond Ibrido (o obbligazioni subordinate perpetue) Utile (perdita) dell'esercizio Totale Saldi al 31 dicembre 2022 4.005 9.629 959 (2.937) 2.937 1.020 (8) (32) (114) 26.658 5.000 5.403 52.520 Utile (perdita) dell'esercizio 3.272 3.272 Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo: Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale (3) (3) Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI 2 2 Componenti non riclassificabili a conto economico 2 (3) (1) Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale (154) (154) Componenti riclassificabili a conto economico (154) (154) Utile (perdita) complessivo dell'esercizio (154) 2 (3) 3.272 3.117 III e IV tranches dividendo 2022 (€0,44 per azione) (1.472) (1.472) I e II tranches dividendo 2023 (€0,47 per azione) (189) (1.344) (1.533) Destinazione utile 2022 8 5.395 (5.403) Acquisto azioni proprie (1.837) 1.837 (1.837) (1.837) Annullamento azioni proprie 2.400 (2.400) Piano incentivazione di lungo termine 41 (41) 20 20 Cedole obbligazioni subordinate perpetue (138) (138) Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di strumenti rappresentativi di capitale (1.661) 604 (604) 8 2.096 (5.403) (4.960) Avanzo di Fusione 225 225 Effetto emissione di obbligazioni convertibili 79 79 Altre variazioni (2) 40 38 Altri movimenti di patrimonio netto (2) 344 342 Saldi al 31 dicembre 2023 4.005 7.968 959 (2.333) 2.333 864 (6) (35) (106) 29.098 5.000 3.272 51.019 (segue) PROSPETTO DELLE VARIAZIONI NELLE VOCI DI PATRIMONIO NETTO 393ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE PROSPETTO DELLE VARIAZIONI NELLE VOCI DI PATRIMONIO NETTO (€ milioni) Capitale sociale Altre riserve di capitale Riserva legale Azioni proprie acquistate Riserva azioni proprie in portafoglio Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale Riserva fair value partecipazioni minoritarie Riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale Riserva IFRS 10 e 11 Altre riserve Bond Ibrido (o obbligazioni subordinate perpetue) Utile (perdita) dell'esercizio Totale Saldi al 31 dicembre 2021 4.005 10.368 959 (958) 958 (531) (11) (56) (2) 23.632 5.000 7.675 51.039 Utile (perdita) dell'esercizio 5.403 5.403 Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo: Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale 24 24 Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI 3 3 Componenti non riclassificabili a conto economico 3 24 27 Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale 1.584 1.584 Componenti riclassificabili a conto economico 1.584 1.584 Utile (perdita) complessivo dell'esercizio 1.584 3 24 5.403 7.014 Acconto sul dividendo 2022 (€0,44 per azione) (739) (761) (1.500) Attribuzione del dividendo residuo 2021 (€0,43 per azione) (1.522) (1.522) Destinazione utile residuo 2021 (112) 6.265 (6.153) Acquisto azioni proprie (2.400) 2.400 (2.400) (2.400) Annullamento azioni proprie 400 (400) Piano Incentivazione a Lungo Termine 21 (21) 18 18 Cedole obbligazioni subordinate perpetue (138) (138) Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di strumenti rappresentativi di capitale (739) (1.979) 1.979 (112) 2.984 (7.675) (5.542) Altre variazioni (33) 42 9 Altri movimenti di patrimonio netto (33) 42 9 Saldi al 31 dicembre 2022 4.005 9.629 959 (2.937) 2.937 1.020 (8) (32) (114) 26.658 5.000 5.403 52.520 (segue) RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023394 ENI (€ milioni) 2023 2022 Utile (perdita) dell'esercizio 3.272 5.403 Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) al flusso di cassa netto da attività operativa: Ammortamenti 634 825 Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing 644 334 Radiazioni 19 65 Effetto valutazione partecipazioni 1.790 785 Plusvalenze nette su cessioni di attività (390) (2.226) Dividendi (3.691) (2.336) Interessi attivi (954) (203) Interessi passivi 1.349 577 Imposte sul reddito 325 (1.623) Altre variazioni (149) 247 Flusso di cassa del capitale di esercizio 871 (697) \- rimanenze 1.718 (1.902) \- crediti commerciali 4.134 (1.597) \- debiti commerciali (4.612) 2.950 \- fondi per rischi e oneri 234 769 \- altre attività e passività (603) (917) Variazione fondo per benefici ai dipendenti 35 1 Dividendi incassati 2.787 5.515 Interessi incassati 843 209 Interessi pagati (1.239) (558) Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati 32 (500) Flusso di cassa netto da attività operativa 6.178 5.818 \- di cui verso parti correlate 10.101 4.737 Flusso di cassa degli investimenti (19.406) (5.570) \- attività materiali (648) (751) \- attività immateriali (77) (32) \- partecipazioni (2.977) (3.457) \- crediti finanziari strumentali all'attività operativa (15.715) (1.406) \- rami d'azienda (35) (4) \- variazione debiti netti relativi all’attività di investimento 46 80 Flusso di cassa dei disinvestimenti 816 3.295 \- attività materiali 7 166 \- attività immateriali 14 9 \- partecipazioni e attività destinate alla vendita 472 791 \- crediti finanziari strumentali all'attività operativa 323 2.329 Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa 886 (1.440) Flusso di cassa netto da attività di investimento (17.704) (3.715) \- di cui verso parti correlate (15.705) 1.585 Assunzione (Rimborsi) di debiti finanziari a lungo termine 2.333 (3.437) Rimborso di passività per beni in leasing (280) (390) Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine 13.854 8.287 Dividendi pagati (3.046) (3.009) Acquisto azioni proprie (1.803) (2.400) Effetto emissione di obbligazioni convertibili 79 Pagamento cedole obbligazioni subordinate perpetue (138) (138) Flusso di cassa netto da attività di finanziamento 10.999 (1.087) \- di cui verso parti correlate 9.109 6.258 Effetto delle differenze di cambio da conversione, fusioni e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti 18 (18) Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti (509) 998 Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio esercizio 7.628 6.630 Disponibilità liquide ed equivalenti a fine esercizio 7.119 7.628 RENDICONTO FINANZIARIO 395ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE NOTE AL BILANCIO DI ESERCIZIO 1 Principi contabili, stime contabili e giudizi significativi CRITERI DI REDAZIONE Il bilancio di esercizio di Eni SpA è redatto, nella prospettiva della con- tinuità aziendale, secondo gli International Financial Reporting Stan- dards (nel seguito “IFRS” o “principi contabili internazionali”) emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all’art. 6 del Re- golamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consi- glio del 19 luglio 2002 e ai sensi dell’art. 9 del D.lgs. 38/05 1 . Il bilancio di esercizio è redatto applicando il metodo del costo sto- rico, tenuto conto, ove appropriato, delle rettifiche di valore, con l’ec- cezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS devono essere valutate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione. Questi ultimi sono stati applicati coerentemente a tutti gli esercizi presenta- ti salvo quando diversamente indicato. Il progetto di bilancio di esercizio al 31 dicembre 2023 è stato ap- provato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 13 marzo 2024. Le informazioni a commento delle voci dello stato patrimoniale e del conto economico, tenuto conto della rilevanza degli importi, sono espresse in milioni di euro. CRITERI DI VALUTAZIONE I criteri di valutazione sono gli stessi adottati per la redazione del bilancio consolidato 2 , cui si rinvia, fatta eccezione per la rilevazione e valutazione delle partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate. In particolare, le partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate sono valutate al costo di acquisto 3 ; in presenza di piani di incentivazione basati su azioni della controllante attribuiti a di- pendenti delle società controllate, il valore di iscrizione delle parteci- pazioni è incrementato, in assenza di meccanismi di riaddebito, del costo delle attribuzioni effettuate. In presenza di obiettive evidenze di perdita di valore, la recuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione della partecipazione con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto dei costi di vendita, e il valore d’uso. Quest’ultimo è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi dalla partecipa- zione e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione, al netto dei costi di vendita ovvero considerando il com- plesso degli esiti degli impairment test condotti dalle partecipate; in assenza di evidenze differenti, il valore d’uso è fatto pari almeno al patrimonio netto a uso consolidato. La quota di pertinenza della partecipante di eventuali perdite della partecipata, eccedente il valore di iscrizione della partecipazione, è rilevata in un apposito fondo nella misura in cui la partecipante sia impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite del- la partecipata, o comunque, a coprirne le perdite. Con riferimen- to alle partecipazioni in società classificate come joint operation, nel bilancio di esercizio, è rilevata la quota di competenza Eni delle attività/passività e dei ricavi/costi delle joint operation sulla base degli effettivi diritti e obbligazioni rivenienti dagli accordi contrat- tuali. Successivamente alla rilevazione iniziale, le attività/passività e i ricavi/costi afferenti alla joint operation sono valutati in confor- mità ai criteri di valutazione applicabili alla singola fattispecie. Le partecipazioni in joint venture, precedentemente classificate come joint operation, sono rilevate, alla data della modifica della classi- ficazione del joint arrangement, ad un ammontare pari al valore di iscrizione delle attività nette, precedentemente rilevate, linea per linea, sulla base delle quote di spettanza di Eni SpA. Le operazioni di compravendita di rami d’azienda e di partecipa- zioni di controllo poste in essere con società controllate, ed aventi finalità meramente riorganizzative, sono rilevate in continuità con i relativi valori contabili; l’eventuale differenza tra il prezzo e il valore contabile dell’oggetto trasferito determina in capo alla controllata la rilevazione di un incremento/decremento del patrimonio e, con- seguentemente, in capo alla controllante un aumento del valore di iscrizione della partecipazione ovvero la rilevazione di un dividendo a conto economico. Differentemente, le operazioni under common control aventi finalità realizzative prevedono la rilevazione degli eventuali plusvalori a conto economico. Le operazioni di fusione per incorporazione madre-figlia, in quanto aventi finalità meramente riorganizzative, sono rilevate in continuità con i valori del bilancio consolidato Eni. L’eventuale avanzo di fusione è rilevato in una riserva di patrimonio netto. (1) I principi contabili internazionali utilizzati ai fini della redazione del bilancio di esercizio sono coincidenti con quelli emanati dallo IASB in vigore per l’esercizio 2023. (2) Per le esposizioni creditizie derivanti da operazioni infragruppo, è normalmente assunta la piena capacità di recupero in considerazione, tra l’altro, della struttura finanziaria centraliz- zata del Gruppo che ne supporta eventuali esigenze sia finanziarie che patrimoniali. (3) In caso di acquisizione del controllo in fasi successive di una partecipazione in una collegata o joint venture, il valore di iscrizione della partecipazione è determinato come somma- toria del costo sostenuto in ciascuna tranche di acquisto. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023396 ENI 2 Schemi di bilancio 3 Modifica dei criteri contabili e principi contabili di recente emanazione 4 Fusioni per incorporazione Le distribuzioni da società controllate, joint venture e collegate sono imputate a conto economico quando è stabilito il dirit- to incondizionato a riceverne il pagamento. Una distribuzione eccedente il risultato economico complessivo dell’esercizio in cui è deliberata la distribuzione rappresenta un evento che fa presumere una perdita di valore e, pertanto, comporta la neces- sità di verificare la recuperabilità del valore di iscrizione della partecipazione. STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI Con riferimento all’utilizzo di stime contabili e giudizi significativi si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato. Il Consiglio di Amministrazione di Eni SpA, in data 27 aprile 2023, ha approvato l’acquisizione da parte di Eni SpA della quota di par- tecipazione residua (pari al 66,39%) di Eni Finance International SA detenuta da Eni International BV (società interamente controllata da Eni), al fine di concentrare in Eni SpA (che, ante operazione, de- teneva il 33,61% del capitale sociale) l’intero pacchetto azionario della Società. In data 22 giugno 2023, il Consiglio di Amministrazione di Eni SpA ha deliberato la fusione per incorporazione di Eni Finance International SA in Eni SpA. L’atto di fusione è stato sottoscritto il 18 dicembre 2023 con efficacia giuridica a decorrere dal 21 dicembre 2023 con effetti contabili e fi- scali a far data dal 1° dicembre 2023. L’operazione di incorporazione di società controllata, non specificata- mente regolata dall’IFRS 3 “Aggregazioni aziendali”, è stata rilevata, coerentemente con le indicazioni fornite da Assirevi nel documento Orientamenti Preliminari Interpretativi (OPI) n. 2 revised “Trattamen- to contabile delle fusioni nel bilancio d’esercizio”, in continuità con i valori del bilancio consolidato Eni al 1° dicembre 2023. L’avanzo di fusione è stato rilevato in una riserva di patrimonio netto. Le modifiche ai principi contabili internazionali, nonché le disposizioni dell’IFRS 17 “Contratti assicurativi”, entrate in vigore dal 1° gennaio 2023, non hanno prodotto effetti significativi. Con riferimento alle modifiche allo IAS 12 “Riforma Fiscale Internazionale”, si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato. Con riferimento alla descrizione dei principi contabili di recente emanazione si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato. Con riferimento agli schemi di bilancio si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato. (€ milioni) Patrimonio netto al 1° dicembre 2023 1.638 Valore della partecipazione 1.413 Avanzo di fusione 225 397ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE 5 Disponibilità liquide ed equivalenti Le disponibilità liquide ed equivalenti di €7.119 milioni (€7.628 mi- lioni al 31 dicembre 2022) comprendono attività finanziarie esigibili all’origine, generalmente, entro tre mesi. Le disponibilità liquide ed equivalenti sono costituite essenzialmen- te da depositi in euro e in moneta estera, che rappresentano l’im- piego sul mercato della liquidità detenuta a vista per le esigenze finanziarie del Gruppo, e da saldi attivi di conto corrente connessi alla gestione degli incassi e dei pagamenti delle società del Gruppo che confluiscono sui conti Eni. L’ammontare di restricted cash è di circa €198 milioni (€42 milioni al 31 dicembre 2022) in relazione a misure di pignoramento da parte di terzi. La scadenza media dei depositi in euro (€400 milioni) è di 37 giorni e il tasso di interesse effettivo è dello 4,04%; la scadenza media dei de- positi in dollari USA (€5.275 milioni) è di 12 giorni e il tasso di interes- se effettivo è 5,48%; la scadenza media dei depositi in sterline inglesi (€589 milioni) è di 15 giorni e il tasso di interesse effettivo è 5,36%. Le expected credit loss su depositi, presso banche e istituti finanziari terzi, valutati al costo ammortizzato non sono significative. (€ milioni) 31.12.2023 31.12.2022 Attività finanziarie destinate al trading Titoli emessi da Stati Sovrani 1.125 1.114 Altri titoli 4.819 4.937 5.944 6.051 Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico Altri titoli 336 1.764 6.280 7.815 (€ milioni) 31.12.2023 31.12.2022 Attività finanziarie destinate al trading Euro 3.382 3.289 Dollaro USA 2.562 2.759 Altre valute 3 5.944 6.051 Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico Euro 200 1.201 Dollaro USA 136 563 336 1.764 6 Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico Le attività finanziarie destinate al trading costituiscono una riserva di liquidità strategica avente l’obiettivo di assicurare al Gruppo la ne- cessaria flessibilità finanziaria in particolari situazioni di mercato, per far fronte a fabbisogni imprevisti e per garantire adeguata elasticità ai programmi di sviluppo. L’attività di gestione di tale liquidità punta all’ottimizzazione del rendimento, nel rispetto di specifici limiti di ri- schio autorizzati, con il vincolo di tutela del capitale e disponibilità immediata dei fondi. Le attività finanziarie destinate al trading comprendono operazioni di prestito titoli per €1.288 milioni (€1.090 milioni al 31 dicembre 2022). L’analisi per valuta è la seguente: RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023398 ENI Valore Nominale (€ milioni) Fair Value (€ milioni) Classe di rating Moody’s Classe di rating S&P Titoli emessi da Stati Sovrani Tasso fisso Italia 168 171 Baa3 BBB Stati Uniti d'America 603 536 Aaa AA+ Francia 53 53 Aa2 AA Spagna 149 154 Baa1 A Canada 61 55 Aaa AAA Giappone 31 28 A1 A+ Corea del Sud 5 5 Aa2 AA 1.070 1.002 Tasso variabile Italia 121 123 Baa3 BBB 121 123 Totale titoli emessi da Stati Sovrani 1.191 1.125 Altri titoli Tasso fisso Titoli quotati emessi da imprese industriali 1.920 1.814 Da Aaa a Baa2 Da AAA a BBB Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi 652 630 Da Aaa a Baa3 Da AAA a BBB- Altri titoli 991 977 Da Aaa a Baa3 Da AAA a BBB- 3.563 3.421 Tasso variabile Titoli quotati emessi da imprese industriali 445 429 Da Aa2 a Baa3 Da AA a BBB- Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi 562 551 Da Aaa a Baa2 Da AAA a BBB Altri titoli 443 418 Da Aaa a Baa2 Da AAA a BBB 1.450 1.398 Totale Altri titoli 5.013 4.819 Totale Attività finanziarie destinate al trading 6.204 5.944 Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 350 336 Da AAAm a BBB 6.554 6.280 Le altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico sono rappresentate da investimenti in Money Market Fund. Per le informazioni sulle valutazioni al fair value si rinvia a quanto indicato alla nota n. 26 - Garanzie, impegni e rischi. Di seguito l’analisi per emittente e la relativa classe di merito creditizio: 7 Crediti commerciali e altri crediti (€ milioni) 31.12.2023 31.12.2022 Crediti commerciali 6.939 11.082 Crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione 167 119 Anticipi al personale 10 21 Acconti per servizi e forniture 11 3 Crediti per attività di disinvestimento 37 20 Crediti verso altri 1.330 416 8.494 11.661 I crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue: 399ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE Crediti in bonis (€ milioni) Rischio basso Rischio medio Rischio alto Crediti in default Totale 31.12.2023 Clientela business 175 1.073 45 273 1.566 Pubbliche Amministrazioni 1 1 Altre controparti 183 3 30 216 Imprese controllate 6.841 6.841 Valore lordo 7.199 1.076 45 304 8.624 Fondo svalutazione (34) (2) (94) (130) Valore netto 7.199 1.042 43 210 8.494 Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte) ... 4,44 6,06 41,96 31.12.2022 Clientela business 736 2.867 175 199 3.977 Pubbliche Amministrazioni 18 1 19 Altre controparti 345 126 1 54 526 Imprese controllate 7.454 7.454 Valore lordo 8.535 3.011 176 254 11.976 Fondo svalutazione (122) (3) (190) (315) Valore netto 8.535 2.889 173 64 11.661 Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte) ... 5,24 4,17 97,44 I crediti commerciali di €6.939 milioni si riducono di €4.143 milioni per effetto essenzialmente della linea di business Global Gas & LNG Portfolio a seguito dello scenario energetico legato ai prezzi del gas e della riduzione dei volumi commercializzati. I crediti commerciali, generalmente, sono infruttiferi e prevedono ter- mini di pagamento entro i 120 giorni. I crediti commerciali riguarda- no essenzialmente crediti derivanti dalla cessione di gas naturale e di energia elettrica e dalla vendita di prodotti petroliferi. Al 31 dicembre 2023, è outstanding un credito commerciale per forniture di gas naturale nei confronti del cliente Acciaierie d’Italia (ex-ILVA) dell’ammontare di €75 milioni (€373 milioni nel 2022). Il credito è assistito da parent company guarantee rilasciate dagli azio- nisti che coprono l’intero ammontare. Al 31 dicembre 2023 sono state poste in essere operazioni di ces- sione pro soluto di crediti commerciali con scadenza 2024 per €346 milioni (€1.005 milioni nel 2022 con scadenza 2023). Le cessioni ri- guardano crediti commerciali relativi a Global Gas & LNG Portfolio (€ 284 milioni), Refining (€44 milioni) e al Power (€18 milioni). I crediti verso altri di €1.330 milioni includono principalmente: (i) cre- diti per dividendi deliberati e non ancora incassati dalla partecipata Eni International BV (904 milioni); (ii) i crediti per il regolamento di rapporti patrimoniali con imprese controllate incluse nel consolidato fiscale (€257 milioni); (iii) i crediti verso imprese controllate incluse nel consolidato IVA (€133 milioni). I crediti commerciali e altri crediti in moneta diversa dall’euro sono pari a €1.493 milioni. L’esposizione al rischio di credito e le perdite attese relative a crediti commerciali e altri crediti è stata elaborata sulla base di rating interni come segue: Maggiori informazioni sulla classificazione delle esposizioni crediti- zie sono indicate nella nota n. 1 \- Principi contabili, stime contabili e giudizi significativi del bilancio consolidato. Le valutazioni di recuperabilità dei crediti commerciali per la fornitura di idrocarburi, prodotti ed energia elettrica alla clientela sono riviste in occasione di ogni scadenza di bilancio per riflettere l’andamento dello scenario e i trend correnti di business, nonché eventuali mag- giori rischi controparte. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023400 ENI (€ milioni) 2023 2022 Fondo svalutazione iniziale 315 357 Accantonamenti su crediti in bonis 13 63 Accantonamenti su crediti in default 10 22 Rilasci su crediti in bonis (100) (9) Rilasci su crediti in default (108) (118) Fondo svalutazione finale 130 315 (€ milioni) 2023 2022 Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti: Accantonamenti netti al fondo svalutazione (23) (85) Perdite nette su crediti (1) (5) Rilasci per esubero 136 9 112 (81) (€ milioni) 31.12.2023 31.12.2022 Materie prime, sussidiarie e di consumo 360 445 Materiali per attività di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture 122 139 Prodotti in corso di lavorazione e semilavorati e lavori in corso su ordinazione 55 174 Prodotti finiti e merci 1.317 3.057 Certificati bianchi 2 1.856 3.815 (€ milioni) 2023 2022 Valore iniziale - Fondo svalutazione rimanenze correnti 272 194 Accantonamenti (utilizzi) (113) 78 Valore finale - Fondo svalutazione rimanenze correnti 159 272 I crediti commerciali e altri crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione crediti di €130 milioni (€315 milioni al 31 dicembre 2022): La variazione complessiva del fondo svalutazione di €185 milioni è connessa principalmente ai rilasci del fondo per €208 milioni (€127 milioni nel 2022) relativi essenzialmente alla linea di bu- siness Global Gas & LNG Portfolio (€179 milioni) a seguito della La valutazione al fair value dei “crediti commerciali e altri crediti”, generalmente, non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del credito e la sua scadenza e le condizioni di remunerazione. I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate. Le rimanenze di materie prime sussidiarie e di consumo di €360 mi- lioni sono costituite da greggi. I prodotti finiti e merci sono costituiti da prodotti petroliferi (€650 mi- lioni) e da gas naturale depositato principalmente presso Stoccaggi Gas Italia SpA e in altri Paesi UE (€516 milioni) e di GNL depositato riduzione delle esposizioni creditizie per le mutate condizioni di mercato. Le riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue: presso il terminale di Zeebrugge in Belgio, Fos in Francia, Piombino in Italia e su navi viaggianti (€151milioni). Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di €159 milioni (€272 milioni al 31 dicembre 2022) come di seguito indicato: 8 Rimanenze correnti e rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo Le rimanenze correnti si analizzano come segue: 401ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE 31.12.2023 31.12.2022 Attività Passività Attività Passività (€ milioni) Correnti Non correnti Correnti Non correnti Correnti Non correnti Correnti Non correnti IRES 265 161 IRAP 80 9 Contributo solidaristico a carico delle imprese del settore energetico 455 770 Crediti per istanze di rimborso 100 78 Altre imposte sul reddito 7 4 3 1 272 100 539 173 78 771 31.12.2023 31.12.2022 Attività Passività Attività Passività (€ milioni) Correnti Non correnti Correnti Non correnti Correnti Non correnti Correnti Non correnti Fair value su strumenti finanziari derivati 4.968 316 4.007 337 12.768 2.581 12.489 1.922 Passività da contratti per la clientela 108 687 1.013 704 Attività e Passività relative ad altre imposte: \- Accise e Imposte di consumo 10 750 7 325 \- IVA 98 99 49 68 \- Royalty su idrocarburi estratti 154 237 \- Ritenute IRPEF su lavoro dipendente 6 8 \- Altre imposte e tasse 80 3 41 7 96 2 41 25 188 3 1.050 7 152 2 679 25 Altre 71 335 210 163 156 230 124 378 5.227 654 5.375 1.194 13.076 2.813 14.305 3.029 9 Attività e passività per imposte sul reddito 10 Altre attività e passività Le rimanenze immobilizzate \- scorte d’obbligo di €1.575 milioni (€1.773 milioni al 31 dicembre 2022) includono 2,8 milioni di tonnellate di greggi e prodotti petroliferi a fronte di obblighi di legge. Le scorte d’obbligo diminuiscono di €198 milioni per effetto dell’andamento dei prezzi di mercato. Le imposte sul reddito sono commentate alla nota n. 31 - Imposte sul reddito. Il fair value degli strumenti finanziari derivati correnti e non cor- renti è commentato alla nota n. 23 \- Strumenti finanziari derivati e hedge accounting. Le passività da contratti con la clientela riguardano essenzialmen- te: (i) le quote a breve e a lungo termine degli anticipi incassati dal cliente Engie (ex Suez) a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica rispettivamente per €56 milioni e €218 milioni (€58 milioni e €275 milioni nel 2022); (ii) gli anticipi a lungo ter- mine ricevuti dalla Società Oleodotti Meridionali SpA per il poten- ziamento delle infrastrutture del sistema di trasporto del greggio alla Raffineria di Taranto per €469 milioni (€430 milioni nel 2022). Le altre attività comprendono: (i) il costo d’iscrizione del gas prepa- gato in esercizi precedenti per effetto della clausola take-or-pay dei contratti di fornitura long-term per €99 milioni oltre i 12 mesi (€183 milioni al 31 dicembre 2022); (ii) crediti non correnti per attività di disinvestimento per €144 milioni; (iii) i depositi cauzionali verso for- nitori oltre i 12 mesi per €39 milioni (€42 milioni nel 2022). Le altre passività comprendono: (i) il valore del gas prepagato dai clienti per effetto dell’attivazione della clausola di take-or-pay previ- sta dai relativi contratti di fornitura di lungo termine (€130 milioni); RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023402 ENI 11 Immobili, impianti e macchinari (€ milioni) Terreni e Fabbricati Pozzi, impianti e macchinari E&P Altri impianti e macchinari Attrezzature industriali e commerciali Altri beni Immobilizzazioni in corso e acconti E&P Altre immobilizzazioni in corso e acconti Totale 2023 Valore iniziale netto 492 2.900 491 127 37 420 645 5.112 Operazioni straordinarie (305) (329) (101) (5) (185) (925) Investimenti 1 1 38 10 9 261 328 648 Capitalizzazioni ammortamenti 32 32 Ammortamenti (a) (8) (317) (22) (11) (12) (370) Riprese di valore (svalutazioni) nette (2) (334) (92) (76) (212) (716) Radiazioni (2) (17) (19) Dismissioni (8) (1) (9) Trasferimenti 3 260 34 2 (261) (38) \- Altre variazioni 35 1 (19) (9) 8 Valore finale netto 181 2.500 155 25 32 339 529 3.761 Valore finale lordo 1.054 16.040 8.329 366 631 515 2.147 29.082 Fondo ammortamento e svalutazione 873 13.540 8.174 341 599 176 1.618 25.321 2022 Valore iniziale netto 497 2.914 515 127 46 586 528 5.213 Investimenti 1 27 15 7 248 453 751 Capitalizzazioni ammortamenti 25 25 Ammortamenti (a) (24) (345) (66) (19) (16) (470) Riprese di valore (svalutazioni) nette (1) (39) (1) (239) (280) Radiazioni (65) (65) Dismissioni (1) (73) (100) (174) Trasferimenti 21 288 54 5 (271) (97) \- Altre variazioni 115 (3) 112 Valore finale netto 492 2.900 491 127 37 420 645 5.112 Valore finale lordo 2.202 15.803 11.284 670 719 520 2.235 33.433 Fondo ammortamento e svalutazione 1.710 12.903 10.793 543 682 100 1.590 28.321 (a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione. (ii) le passività relative alla compensation riconosciuta ad Eni per il contratto di approvvigionamento gas da destinare all’impianto di Damietta (€85 milioni oltre 12 mesi e €20 milioni entro 12 mesi); (iii) debiti non correnti per attività d’investimento per €52 milioni (€70 milioni al 31 dicembre 2022); (iv) i depositi cauzionali da clienti oltre i 12 mesi per €24 milioni (€64 milioni nel 2022). I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate. Gli effetti derivanti dalle operazioni straordinarie di €925 milioni sono riconducibili essenzialmente al conferimento del ramo d’azienda “Su- stainable Mobility” a Enilive SpA. Gli investimenti di €648 milioni riguardano: (a) la Refining (€352 mi- lioni) in relazione all’attività di raffinazione e logistica, essenzialmen- te per attività di asset integrity e stay in business, nonché interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente; (b) la Exploration & Pro- duction (€262 milioni) in relazione a: (i) ottimizzazione di giacimenti in produzione attraverso interventi sui pozzi (Hera Lacinia 17, Luna 41, Pandora 2DIR, Donata 4 DIR); (ii) l’avanzamento del programma di perforazione, allacciamento e adeguamento degli impianti di pro- duzione in Val d’Agri; (c) la Corporate (€34 milioni) principalmente per migliorie apportate alle sedi di proprietà o in locazione. Le svalutazioni hanno riguardato: (i) la Exploration & Production (€410 milioni) in relazione alla revisione dei prezzi del gas. Il tasso di attualizzazione post-tax è del 6,1%; (ii) la Refining per gli investimenti di periodo di compliance e stay in business relativi a CGU svaluta- te in precedenti esercizi e delle quali è stata confermata l’assenza di prospettive di redditività (€306 milioni), il tasso di attualizzazione post-tax è del 6,8%. Maggiori informazioni relative agli impairment 403ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE (%) Fabbricati 3-16 Pozzi e impianti di sfruttamento Aliquota UOP Impianti specifici di raffineria e logistica 5,5-100 Impianti specifici di distribuzione 2-12,5 Altri impianti e macchinari 4-25 Attrezzature industriali e commerciali 5-35 Altri beni 12-25 (€ milioni) Tolling Immobili per uffici Concessioni autostradali e locazione stazioni di servizio Mezzi navali e relative basi logistiche per trasporto Oil & Gas Mezzi navali di perforazione (Drilling rig) Altre tipologie Totale 2023 Valore iniziale netto 909 396 170 61 8 110 1.654 Operazioni straordinarie (170) (60) (230) Incrementi 32 53 126 22 233 Ammortamenti (a) (103) (56) (29) (20) (30) (238) Riprese di valore (svalutazioni) nette 85 (2) 83 Altre variazioni (8) (25) (17) (50) Valore finale netto 883 372 \- 85 89 23 1.452 Valore finale lordo 1.807 610 \- 151 116 173 2.857 Fondo ammortamento e svalutazione 924 238 66 27 150 1.405 2022 Valore iniziale netto 880 432 167 44 23 145 1.691 Incrementi 165 25 45 48 67 350 Ammortamenti (a) (106) (57) (35) (30) (14) (85) (327) Riprese di valore (svalutazioni) nette (30) (12) (42) Altre variazioni (4) (7) (1) (1) (5) (18) Valore finale netto 909 396 170 61 8 110 1.654 Valore finale lordo 1.815 598 335 158 47 440 3.393 Fondo ammortamento e svalutazione 906 202 165 97 39 330 1.739 (a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione su altri asset. sono indicate alla nota n. 15 \- Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali e diritti di utilizzo beni in leasing del Bilancio consolidato. Le altre variazioni includono: (i) il decremento per la stima degli oneri per social project da sostenere a fronte degli impegni assunti e in cor- so di formalizzazione tra Eni SpA e la regione Basilicata in relazione al programma di sviluppo petrolifero nell’area della concessione Val d’Agri (€129 milioni); (ii) l’incremento dell’asset retirement cost delle attività materiali della linea di business Exploration & Production per effetto prin- cipalmente della variazione dei tassi di attualizzazione (€128 milioni). I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli: Il tasso d’interesse utilizzato per la capitalizzazione degli oneri finanziari è del 2,28% (1,76% al 31 dicembre 2022). Gli oneri finanziari capita- lizzati ammontano a €26 milioni. I contributi pubblici portati a decremento degli immobili, impianti e macchinari ammontano a €77 milioni. Il diritto di utilizzo beni in leasing si analizza come segue: 12 Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023404 ENI (€ milioni) Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine Passività per beni in leasing a lungo termine Totale 2023 Valore iniziale 373 1.887 2.260 Operazioni straordinarie (92) (175) (267) Incrementi 233 233 Decrementi (280) (280) Altre variazioni 289 (339) (50) Valore finale 290 1.606 1.896 2022 Valore iniziale 383 1.939 2.322 Incrementi 350 350 Decrementi (390) (390) Altre variazioni 380 (402) (22) Valore finale 373 1.887 2.260 Il diritto di utilizzo beni in leasing “RoU” di €1.452 milioni è riferito es- senzialmente: (i) per €883 milioni ai contratti di tolling del Power in relazione, in particolare, al contratto di tolling di Enipower SpA. Tale contratto prevede che Enipower SpA produca, tramite le proprie cen- trali, energia elettrica e vapore esclusivamente per Eni SpA a fronte della messa a disposizione da parte di quest’ultima dei combustibili necessari e delle indicazioni sulle produzioni da effettuare; (ii) per €372 milioni all’affitto di immobili ad uso ufficio in particolare della Corpo- rate, con una durata residua media di circa 5 anni comprensiva delle valutazioni effettuate in merito all’esercizio delle opzioni di rinnovo e di risoluzione anticipata; (iii) per €85 milioni ai contratti di leasing delle navi e relative basi logistiche per il trasporto di olio e gas in particolare della Exploration & Production; (iv) per €89 milioni ai contratti relativi ai mezzi di perforazione navali - drilling rig della Exploration & Production con una durata residua contrattuale di circa 8 mesi; (v) per €19 milioni a contratti di leasing relativi ai sistemi di storage e apparati TLC della Corporate inclusi nella voce residuale “Altre tipologie”. Le operazioni straordinarie hanno riguardato essenzialmente il tra- sferimento a Enilive SpA, nell’ambito dell’operazione di conferimen- to, dei contratti di locazione relativi alle concessioni autostradali, le locazioni di stazioni di servizio ed il contratto di lavorazione con la Raffineria di Gela SpA. Le riprese di valore nette di €83 milioni hanno riguardato essenzial- mente i contratti di tolling del Power (€85 milioni). Le passività per beni in leasing si analizzano come segue: Il totale dei flussi finanziari in uscita per leasing comprende: (i) i pagamenti per il rimborso della quota capitale della passività per beni in leasing di €280 milioni; (ii) i pagamenti per interessi passivi di €90 milioni. I principali contratti di leasing sottoscritti per i quali l’asset non è sta- to ancora messo a disposizione riguardano un contratto dal valore nominale di €437 milioni relativo alla locazione di uffici della durata di 20 anni con opzione di proroga per ulteriori 6 anni. I principali esborsi futuri potenzialmente dovuti che non sono riflessi nella determinazione della passività per leasing sono relativi a opzioni di proroga e risoluzione del contratto di leasing degli immobili ad uso uffici (€285 milioni) e dei mezzi navali di perforazione (€73 milioni). 405ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE (€ milioni) 2023 2022 Altri ricavi e proventi \- proventi da remeasurement 4 6 4 6 Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi \- leasing di breve durata 5 73 \- leasing di modico valore 19 14 \- canoni di leasing variabili non inclusi nelle passività per beni in leasing 154 \- oneri da remeasurement 4 28 241 Ammortamenti \- ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing 238 327 \- capitalizzazione ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing ad attività materiali (28) (21) 210 306 Riprese di valore (svalutazioni) nette dei diritti utilizzo beni in leasing 83 (42) Proventi (oneri) finanziari \- interessi passivi su passività per beni in leasing (90) (73) \- oneri finanziari su passività per beni in leasing imputati ad attività materiali 3 1 (87) (72) Gli ammontari rilevati nel conto economico si analizzano come segue: 13 Attività immateriali (€ milioni) Concessioni, licenze, marchi e diritti simili Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno Immobilizzazioni in corso e acconti Altre attività immateriali Attività immateriali a vita utile definita Attività immateriali a vita utile indefinita: Goodwill Totale 2023 Valore iniziale netto 10 55 5 155 225 16 241 Operazioni straordinarie (5) (4) (2) (11) (14) (25) Investimenti 39 38 77 77 Ammortamenti (39) (19) (58) (58) Riprese di valore (svalutazioni) nette (11) (11) (11) Dismissioni (2) (13) (15) (15) Altre variazioni 4 33 7 44 44 Valore finale netto 8 54 61 128 251 2 253 Valore finale lordo 385 1.218 92 222 1.918 2 1.920 Fondo ammortamento e svalutazione 377 1.164 31 94 1.667 1.667 2022 Valore iniziale netto 11 53 5 162 231 16 247 Investimenti 26 6 32 32 Ammortamenti (1) (33) (19) (53) (53) Riprese di valore (svalutazioni) nette (12) (12) (12) Dismissioni (5) (5) (5) Altre variazioni 9 6 17 32 32 Valore finale netto 10 55 5 155 225 16 241 Valore finale lordo 388 1.252 25 233 1.898 94 1.992 Fondo ammortamento e svalutazione 378 1.197 20 78 1.673 78 1.751 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023406 ENI Le concessioni, licenze, marchi e diritti simili di €8 milioni riguardano essenzialmente i diritti minerari relativi alle concessioni di giacimen- ti. Le concessioni sono ammortizzate principalmente con il metodo dell’unità di prodotto (UOP) a decorrere dall’esercizio in cui ha inizio la produzione. I diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell’ingegno di €54 milioni riguardano essenzialmente i costi di ac- quisizione e di sviluppo interno di software a supporto delle aree di business e di staff e i diritti di utilizzazione di processi produttivi di raffineria. I coefficienti di ammortamento adottati sono compresi in un intervallo che va dal 10% al 100%. Le immobilizzazioni in corso e acconti di €61 milioni riguardano es- senzialmente i costi sostenuti per lo sviluppo di software a supporto delle aree di business. Le altre attività immateriali di €128 milioni riguardano essenzialmen- te l’acquisto del 50% dei diritti di liquefazione presso l’impianto di Damietta (€115 milioni). 2023 2022 (€ milioni) Partecipazioni in imprese controllate Partecipazioni in imprese collegate e joint venture Partecipazioni minoritarie valutate al FV e altre Imprese Totale Partecipazioni in imprese controllate Partecipazioni in imprese collegate e joint venture Partecipazioni minoritarie valutate al FV e altre Imprese Totale Valore iniziale 58.626 1.085 104 59.815 55.113 796 101 56.010 Fusioni per incorporazione (1.413) (1.413) Acquisizioni e sottoscrizioni 2.983 7 2.990 2.830 627 3.457 Cessioni e rimborsi (40) (4) (44) (577) (577) Conferimenti 950 950 2.020 (14) 2.006 Rettifiche di valore (2.199) 206 (1.993) (462) (323) (785) Valutazione al fair value con effetti a PN 2 2 3 3 Altre variazioni e riclassifiche 4 33 37 (298) (1) (299) Valore finale 58.911 1.331 102 60.344 58.626 1.085 104 59.815 Valore finale lordo 74.663 2.228 102 76.993 73.410 2.188 104 75.702 Fondo svalutazione 15.752 897 16.649 14.784 1.103 15.887 14 Partecipazioni 407ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE Le partecipazioni sono aumentate di €529 milioni per effetto delle variazioni indicate nella tabella seguente: (€ milioni) Partecipazioni al 31 dicembre 2022 59.815 Fusioni per incorporazione (1.413) Eni Finance International SA (1.413) Acquisizioni e sottoscrizioni 2.990 \- Interventi sul capitale 1.926 Versalis SpA 1.071 Enilive SpA (ex Eni Sustainable Mobility SpA) 311 Eni Rewind SpA 199 Floaters SpA 125 Eni Natural Energies SpA 81 Eni Mozambico SpA 75 Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 40 Eniverse Ventures Srl 8 Agenzia Giornalistica Italia SpA 7 Eni Timor Leste SpA 2 Altre 7 \- AcquisizIoni 1.064 Eni Finance International SA 1.051 EniVibes Srl (ex Solares Srl) 13 Cessioni e Rimborsi (44) \- Rimborsi di capitale (40) Enipower SpA (17) Serfactoring SpA - in liquidazione (16) Ieoc SpA (7) \- Cessioni (4) Synhelion SA (4) Conferimenti 950 Enilive SpA (ex Eni Sustainable Mobility SpA) 1.049 Eniverse Ventures Srl 13 EniMoov SpA (ex Eni Fuel SpA) (70) Bioraffineria di Gela SpA (ex Raffineria di Gela SpA) (29) EniVibes Srl (ex Solares Srl) (13) (segue) RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023408 ENI (€ milioni) Rettifiche di valore (1.993) \- Riprese di valore 221 Saipem SpA 213 LNG Shipping SpA 8 \- Svalutazioni (2.214) Versalis SpA (1.072) Eni Petroleum Co Inc (706) Eni Rewind SpA (199) Eni Mediterranea Idrocarburi SpA (115) Eni Mozambico SpA (60) Export LNG Ltd (36) Floaters SpA (6) Agenzia Giornalistica Italia SpA (5) Eni España Comercializadora de Gas SAU (2) Eni Natural Energies SpA (2) Eni Timor Leste SpA (1) Società Petrolifera Italiana SpA (1) Eni West Africa SpA (1) Altre minori (8) Valutazione al fair value con effetti a PN 2 Synhelion SA 1 Altre minori 1 Altre variazioni e riclassifiche 37 \- Riclassifica da attività destinate alla vendita 33 SeaCorridor Srl 33 \- Altre variazioni 4 Versalis SpA 1 Eni Plenitude SpA Società Benefit 1 Enilive SpA (ex Eni Sustainable Mobility SpA) 1 Altre 1 Partecipazioni al 31 dicembre 2023 60.344 Le fusioni hanno riguardato la fusione transfrontaliera per incor- porazione della Eni Finance International SA. L’operazione è com- mentata alla nota n.4 \- Fusioni per incorporazione. I conferimenti hanno riguardato essenzialmente il conferimento a Enilive SpA (ex Eni Sustainable Mobility SpA) del ramo d’azien- da “Sustainable Mobility” costituito dall’insieme dei rapporti attivi e passivi inerenti all’attività raffinazione bio, commercializzazio- ne e distribuzione di carburanti e altri prodotti petroliferi e bio e servizi alla mobilità. L’atto di conferimento è stato stipulato in data 15 dicembre 2022 con efficacia dal 1° gennaio 2023\. L’ope- razione è stata effettuata in continuità di valori civilistici e fiscali e ha determinato un incremento del valore della partecipazione di €1.049 milioni. 409ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE (segue) L’analisi delle partecipazioni in imprese controllate, collegate e joint venture con il raffronto tra il valore netto di iscrizione e il patrimonio netto è indicata nella tabella seguente: (€ milioni) Quota % posseduta al 31.12.2023 Saldo netto al 31.12.2022 Saldo netto al 31.12.2023 A Valore di patrimonio netto B Differenza rispetto alla valutazione al patrimonio netto C=B-A Partecipazioni in: Imprese controllate Agenzia Giornalistica Italia SpA 100,000 3 5 11 6 Ecofuel SpA 100,000 48 48 251 203 Eni Corporate University SpA 100,000 3 3 4 1 Eni Energia Italia Srl 100,000 ... Eni España Comercializadora De Gas SAU 100,000 50 48 76 28 Eni Finance International SA 362 EniMoov SpA (ex Eni Fuel SpA) 70 Eni Gas Transport Services Srl 100,000 ... ... ... Eni Global Energy Markets SpA 100,000 655 655 808 153 Eni Insurance Designated Activity Company 100,000 500 500 626 126 Eni International BV 100,000 42.445 42.445 45.102 2.657 Eni International Resources Ltd 99,998 2 2 6 4 Eni Investments Plc 99,999 4.662 4.662 3.805 (857) Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 100,000 502 427 4 (423) Eni Mozambico SpA 100,000 58 73 12 (61) Eni Natural Energies SpA 100,000 75 154 127 (27) Eni Petroleum Co Inc 63,857 2.337 1.631 1.409 (222) Eni Plenitude SpA Società Benefit 100,000 4.880 4.881 5.236 355 Eni Rewind SpA 99,999 144 144 Enilive SpA (ex Eni Sustainable Mobility SpA) 100,000 198 1.559 1.635 76 Eni Timor Leste SpA 100,000 2 3 2 (1) Eni Trade & Biofuels SpA 100,000 207 207 174 (33) Eni Trading & Shipping SpA \- in liquidazione 100,000 8 8 Eni West Africa SpA 100,000 4 3 3 Enipower SpA 51,000 337 320 397 77 EniProgetti SpA 100,000 24 24 42 18 EniServizi SpA 100,000 18 17 17 Eniverse Ventures Srl 100,000 21 18 (3) Export LNG Ltd 100,000 602 566 566 Floaters SpA 100,000 253 372 372 Ieoc SpA 100,000 10 3 2 (1) LNG Shipping SpA 100,000 224 232 232 Bioraffineria di Gela SpA (ex Raffineria di Gela SpA) 29 Serfactoring SpA - in liquidazione 16 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023410 ENI (€ milioni) Quota % posseduta al 31.12.2023 Saldo netto al 31.12.2022 Saldo netto al 31.12.2023 A Valore di patrimonio netto B Differenza rispetto alla valutazione al patrimonio netto C=B-A Servizi Aerei SpA 100,000 47 47 47 Società Petrolifera Italiana SpA 99,964 3 3 3 Versalis SpA 100,000 61 61 Totale imprese controllate 58.626 58.911 Imprese collegate e joint venture Consorzio per l'attuazione del Progetto Divertor Tokamak Test DTT Scarl 25,000 2 2 Mozambique Rovuma Venture SpA 35,714 354 354 343 (11) Norpipe Terminal HoldCo Ltd 14,201 1 1 7 6 Saipem SpA 31,193 702 915 722 (193) Seram SpA 25,000 ... ... ... Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA 70,000 28 28 21 (7) South Italy Green Hydrogen Srl 50,000 ... ... ... SeaCorridor Srl 50,100 33 530 497 Totale imprese collegate e joint venture 1.085 1.331 59.711 60.242 Le svalutazioni delle partecipazioni del settore Exploration & Production sono state operate a seguito dell’effetto combinato dell’indebolimento dei prezzi degli idrocarburi attesi nel breve-medio termine, della revi- sione di stima delle riserve e dei maggiori costi d’esercizio. In parti- colare, ai fini della valutazione delle partecipazioni, rileva il complesso degli esiti degli impairment test condotti dalle partecipate e i relativi headroom determinati considerando i flussi di cassa attesi dallo sfrut- tamento delle riserve di idrocarburi ad esse ascrivibili, prudenzialmen- te determinati e opportunamente integrati per tener conto dei costi di struttura; per gli altri valori dell’attivo e del passivo sono stati consi- derati consistenti i valori contabili che hanno tenuto conto dei relativi processi di valutazione tenendo conto, ove significativo, dell’effetto finanziario del tempo. In particolare, il valore dei flussi di cassa è stato determinato con riferimento a: (i) i ricavi dalla produzione stimati ap- plicando ai profili produttivi delle riserve certe e probabili attesi dagli assets della partecipata gli scenari di mercato dei prezzi degli idrocar- buri; (ii) le stime dei futuri costi di sviluppo, di estrazione, di smantel- lamento e ripristino degli impianti e dei costi generali specifici; (iii) la stima delle imposte. I flussi di cassa sono stati attualizzati utilizzando un WACC adjusted compreso tra il 6,1% e il 10,90%. Per le altre partecipazioni, in presenza di impairment indicator, ge- neralmente rappresentati da valori di iscrizione superiori rispetto al valore di patrimonio netto, è stata operata la verifica del valore recuperabile considerando il maggiore tra il fair value e il valore d’uso. Il fair value è determinato generalmente sulla base delle quotazioni di borsa. La stima del valore d’uso è determinata at- tualizzando i flussi di cassa attesi dalla partecipazione e, se si- gnificativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione, al netto dei costi di dismissione ovvero considerando il complesso degli esiti degli impairment test condotti dalle partecipate. In par- ticolare, la stima del valore recuperabile rispetto a quella di libro ha riguardato, tra l’altro: • Eni Trade & Biofuels SpA, con un orizzonte di valutazione a 20 anni, sulla base del valore dei flussi di cassa attualizzati del piano qua- driennale aziendale, utilizzando un tasso di attualizzazione WACC adjusted del 6,8%; • Società Oleodotti Meridionali SpA sulla base del valore dei flussi di cassa del piano quadriennale aziendale, con un orizzonte tempo- rale pari alla vita utile dell’oleodotto, utilizzando un tasso di attua- lizzazione WACC adjusted del 6,4%. Con riferimento a Saipem SpA, la verifica della recuperabilità del valore di iscrizione della partecipazione riflette la quotazione di Borsa al 29 dicembre 2023, il cui valore è ricompreso nel range dei possibili valori determinati secondo la metodologia del Value In Use adottata da Eni per valutare la recuperabilità della partecipata in accordo con lo IAS 36. Sulle partecipazioni non sono costituite garanzie reali né vi sono al- tre restrizioni alla loro disponibilità. Il valore di iscrizione delle partecipazioni minoritarie valutate al fair value riguarda essenzialmente la partecipazione del 3,88% nel Porto intermodale Ravenna Società per azioni (€6 milioni), la partecipazio- ne dell’1,30% nella Simest SpA (€4 milioni); e la partecipazione del 1,26% nella Interporto di Padova SpA (€2 milioni). Per le informazioni sulle valutazioni al fair value si rinvia a quanto indicato alla nota n. 26 - Garanzie, impegni e rischi. 411ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE 15 Altre attività finanziarie 16 Attività per imposte anticipate e passività per imposte differite 31.12.2023 31.12.2022 (€ milioni) Correnti Non correnti Correnti Non correnti Crediti finanziari strumentali all'attività operativa 1.970 15.608 218 2.126 Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa 4.242 3.542 6.212 15.608 3.760 2.126 Titoli strumentali all'attività operativa 20 6.212 15.608 3.760 2.146 I crediti finanziari strumentali all’attività operativa riguardano essen- zialmente i finanziamenti a lungo termine, comprensivi delle quote a breve termine verso le società del Gruppo. I crediti finanziari si incre- mentano per effetto della centralizzazione in Italia della gestione dei finanziamenti e dei depositi delle società estere del Gruppo, attività precedentemente svolte da Eni Finance International SA fusa per in- corporazione. I crediti finanziari non strumentali all’attività operativa riguardano crediti a breve termine verso le società del Gruppo derivanti, essen- zialmente, da rapporti di conto corrente con le società del Gruppo. Le convenzioni in essere al 31 dicembre 2023 prevedono, per tali crediti finanziari, l’applicazione di un tasso di interesse determinato, per cia- scuna divisa, sulla base di un benchmark interest rate maggiorato di uno spread che riflette il costo del funding per Eni, il margine opera- tivo per la remunerazione dell’attività svolta e il rischio Paese in cui sono svolte le operations della controparte. I crediti finanziari in moneta diversa dall’euro ammontano a €13.883 milioni. I crediti finanziari strumentali all’attività operativa con scadenza oltre i 5 anni ammontano a €757 milioni (€57 milioni al 31 dicembre 2022). Il fair value dei crediti finanziari strumentali ammonta a €17.959 milioni ed è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri adottando tassi di attualizzazione in euro compresi tra 1,86% e 4,01% e in dollari USA compresi tra 3,45% e 5,74%. Per la valutazione delle altre attività finanziarie a lungo termine è sta- ta considerata la probabilità di default nei successivi 12 mesi non essendosi ravvisati significativi deterioramenti dei meriti di credito. I crediti finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 \- Rapporti con parti correlate. Per le informazioni sulle valutazioni al fair value si rinvia a quanto indicato alla nota n. 26 - Garanzie, impegni e rischi. (€ milioni) 31.12.2023 31.12.2022 Imposte sul reddito anticipate IRES 2.366 2.973 Imposte sul reddito differite IRES (438) (469) Imposte sul reddito anticipate IRAP 162 Imposte sul reddito differite IRAP (74) Imposte sul reddito anticipate estere 6 25 Imposte sul reddito differite estere (5) (23) Totale Eni SpA 1.929 2.594 Imposte anticipate (differite) società in joint operation 89 90 Attività per imposte anticipate 2.018 2.684 Imposte sul reddito differite IRAP (60) Passività per imposte differite (60) RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023412 ENI Le imposte anticipate nette IRES di Eni SpA di €2.018 milioni risentono della valutazione svolta dal management circa la probabilità di recupero di tali attività considerando le stime dei redditi imponibili futuri, basate sulle previsioni del piano quadriennale e di long-term. La natura delle differenze temporanee che hanno determinato le attività per imposte anticipate e le passività per imposte differite è la seguente: (€ milioni) Valore al 31.12.2022 Incrementi Decrementi Operazioni straordinarie Altre variazioni Valore al 31.12.2023 Imposte differite lorde: \- differenze su attività materiali ed immateriali (33) 3 12 (18) \- differenze su derivati (416) 64 (352) \- altre (117) (94) 52 1 25 (133) (566) (94) 55 1 101 (503) Imposte anticipate lorde: \- differenze su derivati \- fondi per rischi ed oneri 1.652 293 (187) (177) 1.581 \- svalutazione su beni diversi da partecipazioni 1.096 188 (127) (89) (25) 1.043 \- differenze su attività materiali ed immateriali 268 7 (47) (2) 226 \- svalutazione crediti 88 3 (52) (4) 35 \- fondi per benefici ai dipendenti 91 35 (27) (5) 94 \- perdita fiscale 2.462 44 (615) 1.891 \- altre 205 27 (134) (1) (11) 86 5.862 597 (1.189) (278) (36) 4.956 \- valutazione anticipate (2.702) 118 (2.584) 3.160 715 (1.189) (278) (36) 2.372 Totale Eni SpA 2.594 621 (1.134) (277) 65 1.869 Imposte anticipate joint operation 98 (2) 96 Imposte differite joint operation (8) 1 (7) Totale joint operation 90 (1) 89 Totale attività per imposte anticipate e passività per imposte differite 2.684 621 (1.135) (277) 65 1.958 413ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE I debiti commerciali di €7.033 milioni riguardano essenzialmen- te i debiti della linea di business Global Gas & LNG Portfolio di €3.118 milioni (€7.508 milioni al 31 dicembre 2022) e della linea di business Refining di €2.639 milioni (€3.092 milioni al 31 di- cembre 2022). I debiti verso altri di €499 milioni riguardano principalmente: (i) i debiti diversi verso il personale e verso istituti di previdenza so- ciale (€174 milioni); (ii) i debiti verso controllate partecipanti al consolidato fiscale (€245 milioni) per la remunerazione dei relativi imponibili negativi. La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza. I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate. 17 Debiti commerciali e altri debiti 18 Passività finanziarie (€ milioni) 31.12.2023 31.12.2022 Debiti commerciali 7.033 11.682 Acconti e anticipi da partner per attività di esplorazione e produzione 49 35 Debiti per attività di investimento 255 237 Debiti verso altri 499 426 7.836 12.380 31.12.2023 31.12.2022 (€ milioni) Passività finanziarie a breve termine Quota a breve di passività finanziarie a lungo temrine Passività finanziarie a lungo termine Totale Passività finanziarie a breve termine Quota a breve di passività finanziarie a lungo temrine Passività finanziarie a lungo termine Totale Banche 2.373 568 965 3.906 1.974 767 1.507 4.248 Obbligazioni ordinarie 1.952 19.159 21.111 2.116 14.544 16.660 Obbligazioni convertibili 9 917 926 Altri finanziatori 21.385 3 21.388 12.148 3 12.151 23.758 2.529 21.044 47.331 14.122 2.883 16.054 33.059 Le passività finanziarie si analizzano come segue: Al 31 dicembre 2023 le passività finanziarie con banche com- prendono: (i) i contratti di finanziamento sustainability-linked, che prevedono un meccanismo di aggiustamento del costo del finan- ziamento collegato al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità per €701 milioni; (ii) commercial paper per €2.277 milioni (€756 milioni al 31 dicembre 2022). Eni ha stipulato con la Banca Europea per gli Investimenti accordi di finanziamento a lungo termine che prevedono il mantenimen- to di un rating minimo. Nel caso di perdita del rating minimo, gli accordi prevedono la facoltà per la Banca Europea per gli Investi- menti di richiedere garanzie alternative accettabili per la stessa banca. Al 31 dicembre 2023 i debiti finanziari soggetti a queste clausole restrittive ammontano a €732 milioni. Eni ha rispettato le condizioni concordate. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023414 ENI (€ milioni) Importo nominale Disaggio di emissione, rateo di interesse e altre rettifiche Totale Valuta Scadenza Tasso % Obbligazioni ordinarie: \- Euro Medium Term Notes 1.250 22 1.272 EUR 2033 4,250 \- Euro Medium Term Notes 1.200 14 1.214 EUR 2025 3,750 \- Euro Medium Term Notes 1.000 31 1.031 EUR 2029 3,625 \- Euro Medium Term Notes 1.000 12 1.012 EUR 2026 1,500 \- Euro Medium Term Notes 1.000 4 1.004 EUR 2030 0,625 \- Euro Medium Term Notes 1.000 4 1.004 EUR 2026 1,250 \- Euro Medium Term Notes 1.000 10 1.010 EUR 2031 2,000 \- Euro Medium Term Notes 900 1 901 EUR 2024 0,625 \- Euro Medium Term Notes 800 3 803 EUR 2028 1,625 \- Euro Medium Term Notes 750 13 763 EUR 2024 1,750 \- Euro Medium Term Notes 750 8 758 EUR 2027 1,500 \- Euro Medium Term Notes 750 (3) 747 EUR 2034 1,000 \- Euro Medium Term Notes (a) 679 10 689 USD 2027 variabile \- Euro Medium Term Notes 650 5 655 EUR 2025 1,000 \- Euro Medium Term Notes 600 (2) 598 EUR 2028 1,125 \- Euro Medium Term Notes (a) 500 3 503 EUR 2025 1,275 \- Euro Medium Term Notes (a) 452 452 USD 2026 variabile \- Euro Medium Term Notes (a) 452 (1) 451 USD 2026 variabile \- Euro Medium Term Notes (a) 100 4 104 EUR 2028 5,441 \- Euro Medium Term Notes (a) 75 2 77 EUR 2043 3,875 \- Euro Medium Term Notes (a) 70 1 71 EUR 2032 4,000 \- Euro Medium Term Notes (a) 50 (1) 49 EUR 2031 4,800 \- Bond US 905 7 912 USD 2028 4,750 \- Bond US 905 1 906 USD 2029 4,250 \- Bond US 317 1 318 USD 2040 5,700 17.155 149 17.304 \- Retail -sustainability‐linked 2.000 44 2.044 EUR 2028 4,300 \- Euro Medium Term Notes -sustainability‐linked 1.000 (1) 999 EUR 2028 0,375 \- Euro Medium Term Notes -sustainability‐linked 750 14 764 EUR 2027 3,625 3.750 57 3.807 20.905 206 21.111 (a) Prestiti obbligazionari ordinari rilevati a seguito della fusione per incorporazione di Eni Finance International SA. L’analisi dei prestiti obbligazionari al 31 dicembre 2023 è di seguito indicata: Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali fino a €20 miliardi; al 31 dicembre 2023 il programma risulta utilizzato per €16,8 miliardi. Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi am- montano a €2.821 milioni. Nel corso del 2023 sono state emesse nuove obbligazioni ordinarie all’interno del programma Euro Medium Term Notes per €1.272 milioni. Nel corso del 2023, sono stati emessi 2 prestiti obbligazionari le cui obbligazioni sono collegate al conseguimento di determinati obiet- tivi di sostenibilità, il primo destinato ad un pubblico retail di €2.000 milioni e il secondo nell’ambito del programma Euro medium Term Notes di €750 milioni, che riguardano: (i) Net Carbon Footprint upstream (Scope 1 e 2) pari o inferiore a 5,2 milioni di tonnellate di CO 2 equivalenti al 31 dicembre 2025; (ii) capacità installata per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili pari o superiore a 5 GW al 31 dicembre 2025. Nel caso di mancato raggiungimento di uno dei due obiettivi gli accordi prevedono un incremento del tasso di interesse. Eni, inoltre, ha in essere un sustainability-linked bond per un ammon- tare nominale complessivo di €1.000 milioni le cui obbligazioni sono collegate al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità, che riguardano: (i) Net Carbon Footprint upstream (emissioni GHG Scope 1 + Scope 2) inferiori o uguali a 7,4 milioni di tonnellate di CO 2 equivalenti entro il 2024; (ii) capacità installata da fonti rinnovabili di 5 GW entro il 2025. Nel caso di mancato raggiungimento di uno dei due obiettivi gli accordi prevedono un incremento del tasso di interesse. 415ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE (€ milioni) Importo nominale Disaggio di emissione, rateo di interesse e altre rettifiche Totale Valuta Scadenza Tasso % Obbligazioni convertibili: Bond convertibile senior unsecured sustainability‐linked 1.000 5 1.005 EUR 2030 2,950 di cui componente passività finanziarie 920 6 926 di cui componente equity 80 (1) 79 31.12.2023 31.12.2022 (€ milioni) Passività finanziarie a lungo e quote a breve di passività finanziarie Tasso medio (%) Passività finanziarie a lungo e quote a breve di passività finanziarie Tasso medio (%) Euro 19.846 2,34 15.782 1,78 Dollaro USA 3.727 5,76 3.155 4,48 23.573 18.937 Nel corso del 2023 è stato emesso un prestito obbligazionario con- vertibile senior unsecured sustainability-linked per un valore nominale complessivo di €1.000 milioni. Le obbligazioni saranno convertibili in azioni ordinarie Eni acquistate nell’ambito del piano di acquisto di azioni proprie approvato dall’Assemblea degli Azionisti del 10 maggio 2023 e avranno una durata di 7 anni, saranno emesse ad un prezzo pari al 100% del loro valore nominale e pagheranno una cedola annua- le del 2,95%. Il prezzo di conversione sarà di €17,5513, rappresentante un premio del 20% sopra il prezzo di riferimento di €14,6261, determi- nato come prezzo medio ponderato (Volume Weighted Average Price o VWAP) delle azioni ordinarie Eni rilevato sul mercato regolamentato di Borsa Italiana nella giornata del 7 settembre 2023 tra il momento di avvio delle contrattazioni e la fissazione dei termini economici del collocamento. Le obbligazioni saranno collegate al conseguimento dei target di sostenibilità relativi a emissioni nette di gas serra (Sco- pe 1 e Scope 2) associate alle operazioni Upstream e alla capacità installata per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, se- condo le modalità previste nei termini e condizioni delle obbligazioni. Le passività finanziarie verso altri finanziatori di €21.388 milioni si riferiscono essenzialmente ai rapporti di conto corrente e i depositi intrattenuti dalle società del Gruppo e si incrementano per gli effetti della fusione in Eni SpA di Eni Finance International SA, precedente- mente deputata a gestire la copertura dei fabbisogni e ad assorbire i surplus finanziari delle società estere del Gruppo. Le convenzioni in essere al 31 dicembre 2023 prevedono, per i conti correnti e i de- positi intercompany, l’applicazione di un tasso di interesse determi- nato, per ciascuna divisa, sulla base di un benchmark interest rate maggiorato di uno spread che riflette il costo del funding per Eni e il margine operativo per l’attività di tesoreria accentrata svolta. Le passività finanziarie a breve termine in moneta diversa dall’euro ammontano a €15.574 milioni. Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive della quota a breve, sono di seguito analizzate nella valuta in cui sono denominate e con l’indicazione del tasso medio ponderato di riferimento: Al 31 dicembre 2023, Eni dispone di linee di credito sustainability‐lin- ked a lungo termine committed per €9.000 milioni (€8.100 milioni al 31 dicembre 2022) non utilizzate. Questi contratti prevedono un mec- canismo di aggiustamento del costo del finanziamento collegato al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità. La valutazione al fair value delle passività finanziarie a breve termine non produce ef- fetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito, la sua scadenza e le condizioni di remunerazione. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023416 ENI (€ milioni) Passività finanziare a breve termine Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività finanziarie a lungo termine Passività per beni in leasing a lungo termine e quota a breve di passività per leasing a lungo termine Totale Indebitamento finanziario lordo Valore al 31.12.2022 14.122 18.937 2.260 35.319 Variazioni monetarie 13.854 2.333 (280) 15.907 Differenze cambio da conversione e da allineamento (166) (109) (275) Fusione Eni Finance International SA (4.120) 2.419 (1.701) Altre variazioni non monetarie e rami d'azienda 68 (7) (84) (23) Valore al 31.12.2023 23.758 23.573 1.896 49.227 (€ milioni) 31.12.2023 31.12.2022 Obbligazioni ordinarie 16.805 14.516 Obbligazioni convertibili 1.061 Obbligazioni sustainability‐linked 3.840 826 Banche 1.469 2.157 Altri finanziatori 1 1 23.176 17.500 Il fair value dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi della quota a breve termine, ammonta a €23.176 milioni e si analizza come segue: Per i prestiti obbligazionari, il fair value è determinato utilizzando le quotazioni di mercato ed è, pertanto, categorizzato nel livello 1 della relativa gerarchia. Il fair value dei finanziamenti verso banca è stato determinato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri adottando tassi di attualizzazione per l’euro compresi tra il 1,86% e il 4,01% (tra il 1,84% e il 3,25% al 31 dicembre 2022) e per il dollaro USA compresi tra il 3,45% e il 5,74% (tra il 3,30% e il 5,12% al 31 dicembre 2022). La gerarchia del fair value è di livello 2. I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate. 19 Variazioni delle passività finanziarie derivanti da attività di finanziamento Di seguito è fornita una riconciliazione delle passività finanziarie derivanti dall’attività di finanziamento, che evidenzia le variazioni di tali passività: Le altre variazioni comprendono gli incrementi delle passività per leasing connessi con le nuove attivazioni di contratti e la revisione dei preceden- ti e il decremento delle passività per leasing per effetto del conferimento del ramo d’azienda “Sustainable Mobility” alla partecipata Enilive SpA. 417ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE 20 Analisi dell’indebitamento finanziario netto 21 Fondi per rischi e oneri (€ milioni) 31.12.2023 31.12.2022 A. Disponibilità liquide 855 1.011 B. Mezzi equivalenti a disponibilità liquide 6.264 6.617 C. Altre attività finanziarie correnti 10.522 11.357 D. Liquidità (A+B+C) 17.641 18.985 E. Debito finanziario corrente 25.719 16.238 \- di cui debito finanziario corrente verso società del Gruppo 21.377 12.133 F. Quota corrente del debito finanziario non corrente 858 1.140 G. Indebitamento finanziario corrente (E+F) 26.577 17.378 H. Indebitamento finanziario corrente netto (G-D) 8.936 (1.607) I. Debito finanziario non corrente 2.574 3.397 J. Strumenti di debito 20.076 14.544 K. Debiti commerciali e altri debiti L. Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K) 22.650 17.941 M. Totale Indebitamento finanziario (H+L) 31.586 16.334 Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono circa €198 milioni soggetti a misure di pignoramento da parte di terzi e di vincoli relativi al pagamento di debiti. Le altre attività finanziarie correnti comprendono: (i) le attività finan- ziarie valutate al fair value con effetti a conto economico commen- tate alla nota n. 6 \- Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico; (ii) i crediti finanziari non strumentali all’attivi- tà operativa commentati alla nota n. 15 \- Altre attività finanziarie. La composizione delle voci relative ai debiti finanziari correnti e non correnti è indicata alla nota n. 18 - Passività finanziarie. La quota corrente del debito finanziario non corrente e il debito fi- nanziario non corrente comprendono passività per beni in leasing rispettivamente per €290 milioni e €1.606 milioni (rispettivamente €373 milioni e €1.887 milioni al 31 dicembre 2022). (€ milioni) Fondo smantellamento e ripristino siti e social project Fondo rischi e oneri ambientali Fondo rischi per contenziosi Fondo oneri per cessione Agricoltura SpA Altri fondi per rischi ed oneri Totale Valore al 31.12.2022 3.491 936 617 138 479 5.661 Operazioni straordinarie (27) (112) (6) (118) (263) Rilevazione iniziale e variazioni di stima (1) (1) Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo 76 3 79 Accantonamenti 112 365 37 14 463 991 Utilizzi a fronte oneri (174) (205) (179) (28) (586) Utilizzi per esuberanza (1) (24) (186) (11) (222) Altre variazioni (9) (6) (3) (18) Valore al 31.12.2023 3.467 963 277 152 782 5.641 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023418 ENI (€ milioni) 31.12.2023 31.12.2022 Piani a benefici definiti: \- TFR 75 102 \- Piani esteri a benefici definiti 2 1 \- Fisde e altri 73 72 150 175 Altri fondi per benefici ai dipendenti 186 166 336 341 Il fondo smantellamento e ripristino siti e social project di €3.467 milioni accoglie: (i) i costi che si presume di sostenere al termine dell’attività di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino siti (€2.594 milioni). Il tasso di attualizzazione utilizzato è compreso tra il 2,15 % e il 2,97%; il periodo previsto degli esborsi è 2024-2025; (ii) la rilevazione di so- cial project a fronte degli impegni assunti con le autorità regionali (€453 milioni); (iii) la stima dei costi di decommissioning di linee pro- duttive e strutture logistiche ausiliarie di raffinazione (€418 milioni). Il fondo rischi e oneri ambientali di €963 milioni riguarda principal- mente: (i) gli oneri ambientali a fronte delle garanzie rilasciate a Eni Rewind SpA all’atto della cessione delle partecipazioni in Agricoltu- ra SpA e in Singea SpA (€525 milioni); (ii) i rischi a fronte degli inter- venti di bonifica del suolo e del sottosuolo da attuare nelle stazioni di servizio (€46 milioni), negli impianti per l’estrazione di idrocarburi (€137 milioni), nei depositi e negli impianti di produzione di lubrifi- canti (€49 milioni), negli impianti di raffinazione (€61 milioni); (iii) la stima degli oneri ambientali, compresi gli oneri per la bonifica delle acque di falda, connessi agli accordi con Erg SpA per il conferimen- to a Erg Raffinerie Mediterranee SpA della raffineria e della centrale elettrica di Priolo (€87 milioni); (iv) gli oneri ambientali riferibili ad altri siti non operativi (€58 milioni). Il fondo rischi per contenziosi di €277 milioni accoglie gli oneri previsti a fronte di contenziosi in sede giudiziale e stragiudizia- le, correlati a contestazioni contrattuali e procedimenti di natura commerciale, anche in sede arbitrale, sanzioni per procedimenti antitrust e di altra natura. Il fondo oneri per cessione Agricoltura SpA di €152 milioni si ri- ferisce agli oneri, differenti da quelli ambientali rilevati nel fon- do rischi e oneri ambientali, a fronte di garanzie rilasciate ad Eni Rewind SpA all’atto della cessione della partecipazione in Agri- coltura SpA. Gli altri fondi di €782 milioni comprendono: (i) gli oneri relativi ai contenziosi con l’Amministrazione Finanziaria per imposte indi- rette (€109 milioni); (ii) il fondo per contratti onerosi (€46 milioni) relativamente agli oneri che si prevede di sostenere per contratti i cui costi di esecuzione sono divenuti superiori ai benefici deri- vanti dal contratto stesso; (iii) gli oneri sociali e il trattamento di fine rapporto connesso ai piani di incentivazione monetaria diffe- rita, di lungo termine e azionaria (€31 milioni); (iv) gli oneri relativi alla maggiorazione dei premi assicurativi che saranno liquidati nei prossimi cinque esercizi alla Mutua Assicurazione Everen Ltd (ex OIL Insurance Ltd) a cui Eni partecipa insieme ad altre compagnie petrolifere (€12 milioni). 22 Fondi per benefici ai dipendenti L’ammontare delle passività relative agli impegni Eni di copertura delle spese sanitarie del personale è determinato considerando, tra l’altro, i contributi versati dall’azienda. Gli altri fondi per benefici ai dipendenti di €186 milioni riguardano es- senzialmente gli incentivi monetari differiti per €89 milioni, il contrat- to di espansione per €85 milioni e i premi di anzianità per €12 milioni. 419ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE I fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attuariali, si analizzano come di seguito indicato: 2023 2022 (€ milioni) TFR Piani esteri a benefici definiti Fisde e altri Totale piani a benefici definiti Altri fondi per benefici ai dipendenti Totale TFR Piani esteri a benefici definiti Fisde e altri Totale piani a benefici definiti Altri fondi per benefici ai dipendenti Totale Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio 102 23 72 197 166 363 133 23 94 250 164 414 Costo corrente 1 1 2 31 33 1 2 3 33 36 Interessi passivi 3 1 2 6 5 11 1 1 2 2 Rivalutazioni: 2 1 3 1 4 (13) (1) (21) (35) (7) (42) \- Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie 1 2 3 3 (17) (4) (22) (43) (7) (50) \- Effetto dell'esperienza passata 1 (1) 1 1 4 3 1 8 8 Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzioni 2 3 5 66 71 45 45 Benefici pagati (23) (1) (5) (29) (52) (81) (20) (4) (24) (50) (74) Altre variazioni (11) (1) (12) (31) (43) 1 1 (19) (18) Valore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio (a) 75 24 73 172 186 358 102 23 72 197 166 363 Attività a servizio del piano all'inizio dell'esercizio 23 23 23 22 22 22 Contributi al piano: 1 1 1 1 1 1 \- Contributi del datore di lavoro 1 1 1 1 1 1 Attività a servizio del piano alla fine dell'esercizio (b) 24 24 24 23 23 23 Massimale di attività/passività onerosa all'inizio dell'esercizio 1 1 1 1 1 1 Modifiche nel massimale di attività/passività onerosa 1 1 1 Massimale di attività/passività onerosa alla fine dell'esercizio (c) 2 2 2 1 1 1 Passività netta rilevata in bilancio (a-b+c) 75 2 73 150 186 336 102 1 72 175 166 341 Le altre variazioni comprendono la quota contratto di espansione la cui erogazione è differita al 2024 (€25 milioni) e gli effetti del ramo del conferimento a Enilive SpA del ramo d’azienda “Sustainable Mobility” (€18 milioni). RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023420 ENI (€ milioni) TFR Piani esteri a benefici definiti Fisde e altri Totale piani a benefici definiti Altri fondi per benefici ai dipendenti Totale 2023 Costo corrente 1 1 2 31 33 Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione 2 3 5 66 71 Interessi passivi (attivi) netti: \- Interessi passivi sull'obbligazione 3 1 2 6 5 11 Totale interessi passivi (attivi) netti 3 1 2 6 5 11 \- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari" 3 1 2 6 6 Rivalutazioni dei piani a lungo termine 1 1 Totale 5 2 6 13 103 116 \- di cui rilevato nel "Costo lavoro" 2 1 4 7 103 110 \- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari" 3 1 2 6 6 2022 Costo corrente 1 2 3 33 36 Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione 45 45 Interessi passivi (attivi) netti: \- Interessi passivi sull'obbligazione 1 1 2 2 Totale interessi passivi (attivi) netti 1 1 2 \- 2 \- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari" 1 1 2 2 Rivalutazioni dei piani a lungo termine (7) (7) Totale 1 1 3 5 71 76 \- di cui rilevato nel "Costo lavoro" 1 2 3 71 74 \- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari" 1 1 2 2 I costi relativi alle passività per benefici verso i dipendenti, valutati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si analizzano come segue: 421ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE Le variazioni dei piani a benefici definiti rilevate tra le altre componenti dell’utile complessivo si analizzano come di seguito indicato: 2023 2022 (€ milioni) TFR Piani esteri a benefici definiti Fisde e altri Totale piani a benefici definiti TFR Piani esteri a benefici definiti Fisde e altri Totale piani a benefici definiti Rivalutazioni: \- Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie 1 2 3 (17) (4) (22) (43) \- Effetto dell'esperienza passata 1 (1) 4 3 1 8 \- Modifiche nel massimale di attività/passività onerosa 1 1 2 1 1 4 (13) (1) (21) (35) Le attività al servizio del piano si analizzano come segue: Le principali ipotesi attuariali adottate sono di seguito indicate: L’ammontare dei contributi che si prevede di versare ai piani per benefici ai dipendenti nell’esercizio successivo ammonta a €72 milioni, di cui €12 milioni relativi ai piani a benefici definiti. Gli effetti derivanti da modifiche ragionevolmente possibili delle ipotesi attuariali alla fine dell’esercizio non sono significativi. (€ milioni) 31.12.2023 31.12.2022 Attività a servizio del piano: \- con prezzi quotati in mercati attivi 24 23 24 23 TFR Piani esteri a benefici definiti FISDE e altri Altri fondi per benefici ai dipendenti 2023 Tassi di sconto (%) 3,1 3,2 3,1 3,1 -3,3 Tasso di inflazione (%) 2 1,9 2 2 Aspettativa di vita all'età di 65 anni anni 24 2022 Tassi di sconto (%) 3,7 3,5 3,7 3,4 - 3,7 Tasso di inflazione (%) 2,4 1,9 2,4 2,4 Aspettativa di vita all'età di 65 anni anni 24 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023422 ENI Il profilo di scadenza delle obbligazioni per piani a benefici ai dipendenti è di seguito indicato: (€ milioni) TFR Piani esteri a benefici definiti Fisde e altri Altri fondi per benefici ai dipendenti 31.12.2023 2024 7 … 5 60 2025 7 … 5 58 2026 7 … 4 52 2027 8 … 4 15 2028 9 … 4 5 Oltre il 2028 37 … 51 8 Durata media ponderata anni 6,0 10,0 11,6 2,9 31.12.2022 2023 9 … 4 52 2024 8 … 4 51 2025 9 … 4 46 2026 10 … 4 11 2027 9 … 4 4 Oltre il 2027 57 … 52 9 Durata media ponderata anni 6,7 10,0 12,3 2,3 423ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE 31.12.2023 31.12.2022 (€ milioni) Fair value attivo Fair value passivo Fair value attivo Fair value passivo Contratti derivati non di copertura Contratti su valute \- Currency swap 71 178 112 136 \- Outright 12 2 28 22 \- Interest currency swap 84 134 144 83 264 274 302 Contratti su interessi \- Interest rate swap 44 34 117 96 44 34 117 96 Contratti su merci \- Over the counter 4.054 3.966 13.854 13.155 \- Future 1 7 9 6 \- Opzioni vendute 2 \- Opzioni acquistate 31 32 2 \- Altri 11 80 4.097 4.005 13.865 13.243 4.224 4.303 14.256 13.641 Contratti derivati cash flow hedge Over the counter 1.060 41 1.093 770 1.060 41 1.093 770 Totale contratti derivati 5.284 4.344 15.349 14.411 Di cui: \- correnti 4.968 4.007 12.768 12.489 \- non correnti 316 337 2.581 1.922 23 Strumenti finanziari derivati e Hedge Accounting Il fair value degli strumenti finanziari derivati è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider; per gli stru- menti non quotati, sulla base di tecniche di valutazione generalmen- te adottate in ambito finanziario. Il fair value attivo comprende, per €15 milioni, interest rate swap sustainability-linked con primari istituti bancari che prevedono un meccanismo di aggiustamento del costo collegato al consegui- mento di determinati obiettivi di sostenibilità. Per ulteriori informazioni sulle valutazioni al fair value, si rinvia alla nota n. 26 - Garanzie, impegni e rischi. Gli strumenti finanziari di copertura si analizzano come segue: 31.12.2023 31.12.2022 (€ milioni) Valore nominale dello strumento di copertura Variazione fair value efficace Variazione fair value inefficace Valore nominale dello strumento di copertura Variazione fair value efficace Variazione fair value inefficace Contratti derivati cash flow hedge Contratti su merci 3.017 1.921 191 3.347 (2.021) (185) RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023424 ENI Di seguito è fornita l’analisi degli oggetti coperti distintamente per tipologia di rischio nell’ambito di coperture cash flow hedge: 31.12.2023 31.12.2022 (€ milioni) Variazione di valore cumulata dell’oggetto coperto utilizzata per il calcolo dell’inefficacia delle coperture Riserva cash flow hedge Rigiro a conto economico Variazione di valore cumulata dell’oggetto coperto utilizzata per il calcolo dell’inefficacia delle coperture Riserva cash flow hedge Rigiro a conto economico Cash flow hedge Rischio prezzo commodity \- Vendite programmate (1.921) 1.216 2.138 1.890 1.435 (4.250) Eni è esposta alle fluttuazioni del prezzo delle materie prime e dei prodotti di base, dei tassi di interesse e di cambio. Per la gestione di tali rischi, Eni utilizza strumenti derivati negoziati nei mercati or- ganizzati, MTF, OTF e strumenti derivati negoziati sui circuiti Over the Counter (in particolare contratti swap, forward, Contracts for Differences e opzioni su commodity). Ai fini della qualificazione dell’operazione come di copertura è veri- ficata l’esistenza di una relazione economica tra l’oggetto coperto e lo strumento di copertura tale da operare la compensazione delle relative variazioni di valore e che tale capacità di compensazione non sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte. Il rapporto di copertura tra gli oggetti coperti e lo strumento di coper- tura, cd. hedge ratio, è definito in modo coerente con le strategie e gli obiettivi specifici di risk management definiti; le relazioni di copertura sono discontinuate in presenza di modifiche delle condizioni di rife- Gli altri proventi operativi netti di €705 milioni (oneri operativi netti di €6.325 milioni nel 2022) riguardano essenzialmente la rilevazione a conto economico degli effetti relativi al regolamento e alla valuta- Gli strumenti finanziari su cambi comprendono la gestione del rischio di cambio implicito nella formula di prezzo delle commodity. rimento tali da rendere le operazioni poste in essere non più coerenti con la strategia di copertura. La variazione del fair value degli strumenti derivati di copertura ri- levata nella riserva cash flow è indicata alla nota n. 25 - Patrimonio netto. Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 26 - Garanzie, impe- gni e rischi. L’esposizione al rischio di cambio derivante dai titoli denominati in dollari USA (€2.562 milioni) compresi nel portafoglio di liquidità strategica, è gestita utilizzando quale strumento di copertura, in una relazione fair value hedge, le differenze di cambio (positive di €75 milioni nel corso del 2023) che maturano su una porzione dei prestiti obbligazionari in dollari USA (€2.135 milioni). Maggiori informazioni sono fornite alla nota n. 26 - Garanzie, impegni e rischi - Gestione dei rischi finanziari. zione al fair value degli strumenti finanziari derivati su commodity in parte privi dei requisiti formali per essere trattati in base all’hedge accounting. I costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate. (€ milioni) 2023 2022 Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati non di copertura 514 (6.140) Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 191 (185) 705 (6.325) EFFETTI RILEVATI NEGLI ALTRI PROVENTI (ONERI) OPERATIVI EFFETTI RILEVATI NEI PROVENTI (ONERI) FINANZIARI (€ milioni) 2023 2022 Strumenti finanziari derivati su valute (60) 217 Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse 18 17 (42) 234 425ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE (€ milioni) 31.12.2023 31.12.2022 Capitale sociale 4.005 4.005 Riserva legale 959 959 Azioni proprie acquistate (2.333) (2.937) Riserva azioni proprie in portafoglio 2.333 2.937 Altre riserve di capitale: 7.968 9.629 Riserve di rivalutazione: 7.527 9.188 \- Legge n. 576/1975 1 1 \- Legge n. 72/1983 3 3 \- Legge n. 408/1990 2 2 \- Legge n. 413/1991 39 39 \- Legge n. 342/2000 5.139 7.439 \- Legge n. 342/2000 liberata ex art. 2445 c.c. 2.300 1.661 \- Legge n. 448/2001 43 43 Riserva adeguamento patrimonio netto Legge n. 292/1993 378 378 Riserva conferimenti Leggi n. 730/1983, 749/1985, 41/1986 63 63 Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale 864 1.020 Riserva fair value partecipazioni minoritarie (6) (8) Riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale (35) (32) Riserva IFRS 10 e 11 (106) (114) Altre riserve: 29.098 26.658 Riserve di utili 28.986 26.631 \- Riserva disponibile 27.619 25.489 \- Riserva da avanzo di fusione 861 636 \- Riserva da contributi in c/capitale art. 88 D.P.R. n. 917/1986 412 412 \- Riserva art.14 Legge n. 342/2000 74 74 \- Riserva plusvalenza da realizzo titoli azionari Legge n. 169/1983 19 19 \- Riserva art.13 D.lgs. n. 124/1993 1 1 Riserva Piano di Incentivazione di Lungo Termine azionario 33 27 Componente equity prestito obbligazionario convertibile 79 Obbligazioni subordinate perpetue 5.000 5.000 Utile dell'esercizio 3.272 5.403 51.019 52.520 24 Attività destinate alla vendita 25 Patrimonio netto Le attività destinate alla vendita di €2 milioni (€82 milioni nel 2022), si riducono di €80 milioni per effetto del perfezionamento delle ces- sioni del 49,9% della partecipazione in SeaCorridor Srl e della par- tecipazione in Servizi Fondo Bombole Metano SpA. Al 31 dicembre 2023 le attività destinate alla vendita si riferiscono principalmente a siti dismessi della linea Refining. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023426 ENI Capitale sociale Al 31 dicembre 2023, il capitale sociale di Eni è costituito da n. 3.375.937.893 azioni ordinarie. La distribuzione per azionario è articolata come segue: (i) n. 157.552.137 azioni, pari al 4,67%, di proprietà del Ministero dell’Economia e delle Finanze; (ii) n. 936.179.478 azioni, pari al 27,73%, di proprietà della Cassa Depositi e Prestiti SpA; (iii) n. 157.115.336 azioni, pari al 4,65%, di proprietà di Eni; (iv) n. 2.125.090.942 azioni, pari al 62,95%, di proprietà di altri azionisti. Secondo quanto dispone l’art. 172, comma 5, del D.P.R. n. 917/1986, le riserve di rivalutazione iscritte a seguito delle incorpo- razioni avvenute in esercizi precedenti di Snam SpA, Somicem SpA ed Enifin SpA di complessivi €474 milioni e dalle stesse imputate in aumento del proprio capitale sociale devono considerarsi trasferite per effetto della fusione nel capitale sociale di Eni e concorreranno alla formazione del reddito imponibile ai soli fini IRES in caso di riduzione del capitale sociale per rimborso ai soci. Alla formazione dell’importo di €474 milioni concorrono, perché precedentemente imputate ad aumento del capitale sociale, le seguenti riserve: (i) per Snam, le riserve di rivalutazione: (a) Legge n. 576/1975 di €258 milioni, (b) Legge n. 72/1983 di €70 milioni, (c) Legge n. 413/1991 di €137 milioni, (d) Legge n. 342/2000 di €8 milioni; (ii) per Somi- cem, la riserva di rivalutazione Legge n. 576/1975 di €0,05 milioni; (iii) per Enifin SpA, la riserva di rivalutazione Legge n. 576/1975 di €0,8 milioni. Riserva legale La riserva legale di €959 milioni include la differenza di conver- sione (€132 milioni) derivante dalla ridenominazione del capitale sociale in euro deliberata il 1° giugno 2001 dall’Assemblea che non viene considerata ai fini del raggiungimento del limite fissato dall’art. 2430 del Codice Civile (“il quinto del capitale sociale”). La riserva legale, anche al netto della differenza di conversione, ha raggiunto il quinto del capitale sociale richiesto dall’art. 2430 c.c. Azioni proprie acquistate Al 31 dicembre 2023, le azioni proprie acquistate ammontano a €2.333 milioni (€2.937 milioni al 31 dicembre 2022), e sono rap- presentate da n. 157.115.336 azioni ordinarie. L’Assemblea, nelle sedute del 13 maggio 2020 e del 10 maggio 2023 ha approvato rispettivamente i Piani di Incentivazione di Lungo Termine 2020- 2022 e 2023-2025, conferendo al Consiglio di Amministrazione ogni potere necessario per l’attuazione dei Piani e autorizzando lo stesso a disporre fino a un massimo di 20 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2020-2022 e di 16 milioni di azio- ni proprie al servizio del Piano 2023-2025. Nell’esercizio 2023, sono state acquistate n. 128.894.264 azioni proprie per un con- trovalore complessivo di €1.837 milioni, sono state cancellate n. 195.550.084 azioni proprie per un controvalore complessivo di €2.400 milioni e sono state assegnate a titolo gratuito ai diri- genti del Gruppo Eni n. 2.326.678 azioni proprie per un controva- lore complessivo di €41 milioni, a seguito della conclusione del Periodo di Vesting come previsto dal “Piano di incentivazione di Lungo Termine 2020-2022”. Riserva azioni proprie in portafoglio La riserva azioni proprie in portafoglio di €2.333 milioni (€2.937 milioni al 31 dicembre 2022) è a fronte del valore di iscrizione n. 157.115.336 azioni ordinarie acquistate fino al 31 dicembre 2023 in esecuzione di deliberazioni dell’assemblea degli azionisti mediante l’utilizzo di altre riserve disponibili. La riserva risulta indisponibile fintanto che le azioni proprie saranno in portafoglio. Altre riserve di capitale Le altre riserve di capitale di €7.968 milioni riguardano: • riserve di rivalutazione: €7.527 milioni. Accolgono l’imputazione, al netto della relativa imposta sostitutiva quando dovuta, dei sal- di attivi risultanti dalle rivalutazioni monetarie consentite dalle diverse leggi che si sono succedute nel tempo. Tali riserve de- rivano dalle ricostituzioni delle corrispondenti riserve risultanti dai bilanci delle società incorporate effettuate in conformità al disposto dell’art. 172, comma 5, del DPR n. 917/1986. Queste riserve sono in sospensione di imposta ai soli fini IRES. Il CdA di Eni, nelle sedute del 22 febbraio 2023 e del 16 marzo 2023, verificata la sussistenza delle condizioni di legge ai fini della di- stribuzione, ha approvato, rispettivamente, la terza tranche del dividendo 2022 (€0,22 per azione pari a €736 milioni) e quarta tranche del dividendo 2022 (€0,22 per azione pari a €736 milio- ni), utilizzando, allo scopo, la riserva ex Lege 342/2000, il cui utilizzo è stato oggetto di deliberazione da parte dell’Assemblea dell’11 maggio 2022. L’Assemblea del 10 maggio 2023 ha deli- berato la possibilità di utilizzare le riserve disponibili di Eni SpA a titolo e in luogo del pagamento del dividendo dell’esercizio 2023, stabilito in €0,94 per azione da regolarsi in 4 tranches (€0,24 per azione per le distribuzioni di settembre 2023 e marzo 2024; €0,23 per azione per le distribuzioni di novembre 2023 e mag- gio 2024). L’Assemblea del 10 maggio 2023 ha altresì approvato l’utilizzo dell’ammontare residuo (€189 milioni) della riserva ex Lege 342/2000, il cui utilizzo è stato oggetto di deliberazione da parte dell’Assemblea dell’11 maggio 2022 per il pagamento di parte della prima tranche del dividendo 2023 di €0,24 per azione del mese di settembre 2023. Inoltre, l’Assemblea ha approvato, per l’attuazione della Politica di Remunerazione, la riduzione – con le modalità e nei termini di cui all’art. 2445 del Codice civile così come richiamato dall’art. 13 della Legge n. 342/2000 – del- la “Riserva di rivalutazione Legge n. 342/2000” per €2.300 mi- lioni consentendo, tuttavia, il ricorso ad altre riserve disponibili di Eni SpA per operare le distribuzioni qualora l’osservanza delle previsioni di legge non dovesse consentire l’utilizzo in tempo uti- 427ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE Derivati di copertura Cash flow hedge (€ milioni) Riserva lorda Effetto Fiscale Riserva netta Riserva al 31 dicembre 2022 1.435 (415) 1.020 Variazione dell'esercizio 1.921 (556) 1.365 Rigiro a conto economico (2.138) 619 (1.519) Rigiro a rettifica rimanenze (2) (2) Riserva al 31 dicembre 2023 1.216 (352) 864 le ovvero venisse ritenuto necessario o opportuno nell’interesse degli azionisti procedere in altro modo; • riserva adeguamento patrimonio netto Legge n. 292/1993: €378 milioni. Accoglie la riclassifica della Riserva per acquisto azioni proprie a seguito della scadenza dell’autorizzazione dell’assem- blea degli azionisti per l’acquisto di azioni proprie (€378 milioni) avvenuta nel 2015. La riserva trae origine dall’adeguamento del patrimonio netto previsto dalla legge citata per gli enti trasformati in società per azioni effettuato nel 1995. Nel 2012 la riserva era stata interamente utilizzata imputandola alla “Riserva per acqui- sto azioni proprie”; • riserva conferimenti Leggi n. 730/1983, 749/1985, 41/1986: €63 milioni. Accoglie i rimborsi effettuati dal Ministero dell’Economia e delle Finanze sulla base delle Leggi citate che hanno autorizza- to Eni a contrarre mutui con la Banca Europea degli Investimenti (Leggi n. 730/1983 e 41/1986) e a emettere il prestito obbligazio- nario Eni 1986/1995 (Legge n. 749/1985) con ammortamento a carico dello Stato. Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell’effetto fiscale La riserva positiva di €864 milioni riguarda la riserva per la valu- tazione al fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge stipulati da Global Gas & LNG Portfolio al netto del relativo effetto fiscale, come di seguito indicato: Riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell’effetto fiscale La riserva valutazione di piani a benefici definiti, negativa di €35 milioni, riguarda la rilevazione delle variazioni dei fondi per benefici ai dipendenti che per effetto delle disposizioni dello IAS 19 sono rilevate nel prospetto dell’utile complessivo. Le rivalutazioni, com- prensive degli utili e delle perdite attuariali, rilevati nel prospetto dell’utile complessivo non sono oggetto di successiva imputazione a conto economico. Riserva IFRS 10 e 11 La riserva negativa di €106 milioni si è costituita a seguito dell’ado- zione, con efficacia 1° gennaio 2014, delle disposizioni dei principi contabili internazionali IFRS 10 e IFRS 11 che hanno comportato il consolidamento proporzionale delle società controllate congiunta- mente classificate come joint operation. La riserva, pertanto, deriva dal processo di consolidamento proporzionale della partecipazione in Raffineria di Milazzo Scarl e accoglie essenzialmente la differen- za tra il valore della partecipazione classificata come joint opera- tion, oggetto di eliminazione nel processo di consolidamento, e la frazione corrispondente dell’attivo e passivo della joint operation rilevata. Altre riserve Le altre riserve di €29.098 milioni riguardano: le riserve di utili per €28.986 milioni: • riserva disponibile: €27.619 milioni, si incrementa di €2.130 mi- lioni per effetto, tra l’altro, dell’attribuzione dell’utile 2022 (€5.395 milioni), in esecuzione della delibera dell’Assemblea ordinaria del 10 maggio 2023. La riserva, inoltre, si decrementa principalmente per effetto: (i) della distribuzione agli azionisti di parte della prima tranche del dividendo dell’esercizio 2023 di €0,24 per azione de- liberato dal Consiglio di Amministrazione in data 27 luglio 2023 (€609 milioni); per la restante quota (€189 milioni) è stata utiliz- zata la riserva ex Lege 342/2000 liberata dall’Assemblea dell’11 maggio 2022; (ii) della distribuzione agli azionisti della seconda tranche del dividendo dell’esercizio 2023 di €0,23 per azione deli- berato dal Consiglio di Amministrazione in data 26 ottobre 2023 (€735 milioni); (iii) dell’imputazione a specifica riserva indisponibi- le a fronte degli acquisti delle azioni proprie effettuati per pari im- porti vincolati fintanto che le azioni proprie saranno in portafoglio (€1.837 milioni). • riserva da avanzo di fusione: €861 milioni. La riserva di incre- menta di €225 milioni per effetto della fusione transfrontaliera per incorporazione di Eni Finance International SA. L’operazione è commentata alla nota n.4 - Fusioni per incorporazione. La riserva RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023428 ENI accoglie inoltre l’avanzo di fusione derivante dall’incorporazione di Est Più Spa, con effetto dal 1° dicembre 2015 (€4 milioni), di Eni Hellas SpA, avvenuta il 1° novembre 2012 (€8 milioni), di Eni Gas & Power GmbH, con effetto dal 1° ottobre 2014 (€5 milioni) e ACAM Clienti SpA, con effetto dal 1° dicembre 2016 (€12 milioni). La riserva include inoltre l’effetto della riclassifica della Riserva per acquisto azioni proprie a seguito della scadenza dell’autoriz- zazione dell’assemblea degli azionisti per l’acquisto di azioni pro- prie (€607 milioni) avvenuta nel 2015. Nel luglio 2012 la riserva, che traeva origine dagli avanzi di fusione derivanti dalle incorpora- zioni di società, era stata interamente utilizzata imputandola alla “Riserva per acquisto azioni proprie”. Alla riserva è attribuita la natura di riserva di utili; • riserva da contributi in c/capitale art. 88 D.P.R. n. 917/1986: €412 milioni. Accoglie: (i) ai sensi dell’art. 173, comma 9, del D.P.R. n. 917/1986, la ricostituzione per la parte relativa al patrimonio net- to scisso delle riserve risultanti dal bilancio 2003 dell’Italgas SpA in sospensione d’imposta in quanto costituite con contributi in conto capitale incassati fino all’esercizio 1988 (€43 milioni); (ii) ai sensi dell’art. 172, comma 5, del D.P.R. n. 917/1986, la ricosti- tuzione delle corrispondenti riserve risultanti dagli ultimi bilanci delle società incorporate relative ai contributi in conto capitale per la parte accantonata in sospensione di imposta ai soli fini IRES in conformità alle diverse formulazioni dell’art. 88 del D.P.R. n. 917/86 che si sono succedute nel tempo; • riserva art. 14 Legge n. 342/2000: €74 milioni. Accoglie il rial- lineamento dei valori fiscalmente riconosciuti ai maggiori va- lori civilistici delle immobilizzazioni materiali per le quali erano stati stanziati ammortamenti anticipati in sede di attribuzione dell’utile dell’esercizio 1999. La riserva è stata costituita riclassi- ficando la “Riserva ammortamenti anticipati ex art. 67 D.P.R. n. 917/1986” per la parte da considerarsi in sospensione di impo- sta ai fini IRES; • riserva plusvalenze da realizzo titoli azionari Legge n. 169/1983: €19 milioni. Accoglie la ricostituzione, ai sensi dell’art. 172, comma 5, del D.P.R. n. 917/1986, della corrispondente riserva dell’incorporata Agip relativa alle plusvalenze in sospensione d’imposta ai fini IRES realizzate nel 1986 a fronte di cessioni di partecipazioni; • riserva art. 13 D.lgs. n. 124/1993: €1 milione. Accoglie, ai sensi dell’art. 13 del D.lgs. n. 124/1993, la quota dell’utile dell’esercizio attribuito dalle assemblee in misura pari al 3% dello stanziamen- to al trattamento di fine rapporto versato nel corso dell’eserci- zio ai fondi pensione Fopdire e Fondenergia ai quali partecipa- no, rispettivamente, i dirigenti e gli altri dipendenti del Gruppo. Quanto a €0,5, €0,2 e €0,06, €0,006 e €0,006, €0,007 e €0,006 milioni la riserva rappresenta la ricostituzione, ai sensi dell’art. 172, comma 5, del D.P.R. n. 917/1986, delle corrispondenti riser- ve delle incorporate AgipPetroli, Snam, EniData, EniTecnologie, Enifin, AgipFuel e Praoil. La riserva è in sospensione d’imposta ai soli fini IRES. La riserva Piano di Incentivazione di Lungo Termine azionario: €33 milioni. Accoglie gli effetti dei Piani di Incentivazione di Lungo Ter- mine azionario in contropartita del conto economico in relazione ai dipendenti Eni (€19 milioni) e in contropartita alla voce parteci- pazioni (€14 milioni) in relazione ai dipendenti a ruolo delle società controllate. Componente equity prestito obbligazionario convertibile: €79 mi- lioni. Accoglie gli effetti della componente equity del prestito obbli- gazionario convertibile senior unsecured sustainability-linked. Per maggiori dettagli si rinvia alla nota 18 \- Passività finanziarie. Obbligazioni subordinate perpetue Le obbligazioni ibride sono regolate dalla legge inglese e sono nego- ziate alla Borsa del Lussemburgo e ammontano complessivamente a €5 miliardi. Le caratteristiche principali delle obbligazioni sono: (i) emissione per- petua subordinata ibrida dell’ammontare di €1,5 miliardi con periodo di “non-call” di 5,25 anni, con un prezzo di re-offer del 99,403% e una cedola annua del 2,625% fino alla prima data di reset prevista il 13 gennaio 2026. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rim- borso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l’ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 316,7 punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dal 13 gennaio 2031 e di un succes- sivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dal 13 gennaio 2046; (ii) emissione perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di €1,5 mi- liardi con periodo di “non-call” di 9 anni, con un prezzo di re-offer del 100% e una cedola annua del 3,375% fino alla prima data di reset prevista il 13 ottobre 2029. A partire da tale data, qualora non sia av- venuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l’ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga in- teressi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 364,1 punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dal 13 ottobre 2034 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base partire dal 13 ottobre 2049; (iii) emissione perpetua subordinata ibrida dell’ammon- tare di €1 miliardo con periodo di “non-call” di 6 anni, con un prezzo di re-offer del 100% e una cedola annua del 2,000% fino alla prima data di reset prevista l’11 maggio 2027. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l’ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 220,4 punti base, 429ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE (€ milioni) Importo Possibilità di utilizzazione Quota diponibile per la distribuzione ai soci Capitale sociale 4.005 Riserva legale 959 B Riserve di capitale 7.968 7.968 Riserva di rivalutazione \- Legge n. 576/1975 1 A,B,C 1 Riserva di rivalutazione \- Legge n. 72/1983 3 A,B,C 3 Riserva di rivalutazione \- Legge n. 408/1990 2 A,B,C 2 Riserva di rivalutazione \- Legge n. 413/1991 39 A,B,C 39 Riserva di rivalutazione \- Legge n. 342/2000 (*) 5.139 A,B,C 5.139 Riserva di rivalutazione \- Legge n. 342/2000 liberata ex art. 2445 cc 2.300 A,B,C 2.300 Riserva di rivalutazione \- Legge n. 448/2001 43 A,B,C 43 Riserva adeguamento patrimonio netto Legge n. 292/1993 378 A,B,C 378 Riserva conferimenti Leggi n. 730/1983, 749/1985, 41/1986 63 A,B,C 63 Altre riserve 29.815 Riserve di utili 28.986 28.986 \- Riserva disponibile 27.619 A,B,C 27.619 \- Riserva da avanzo di fusione 861 A,B,C 861 \- Riserva da contributi in c/capitale art. 88 D.P.R. n. 917/1986 412 A,B,C 412 \- Riserva art.14 Legge n. 342/2000 74 A,B,C 74 \- Riserva plusvalenza da realizzo titoli azionari Legge n. 169/1983 19 A,B,C 19 \- Riserva art.13 D.lgs. n. 124/1993 1 A,B,C 1 Riserva Piano di Incentivazione di Lungo Termine azionario 33 B Componente equity prestito obbligazionario convertibile 79 B Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale 864 B Riserva fair value partecipazioni minoritarie (6) Riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale (35) Riserva IFRS 10 e 11 (106) - Riserva azioni proprie in portafoglio (2.333) - Azioni proprie acquistate 2.333 - Obbligazioni subordinate perpetue 5.000 - Utile dell'esercizio 3.272 51.019 A) Disponibile per aumento capitale; B) disponibile per copertura perdite; C) disponibile per ditribuzione ai soci. (*) La distribuzione ai soci presuppone l’osservanza delle disposizioni dei commi secondo e terzo dell’articolo 2445 del Codice civile. Il patrimonio netto comprende riserve soggette a tassazione in caso di distribuzione. In tal caso sarebbero dovute imposte per circa €0,7 miliardi salvo l’utilizzo di perdite fiscali disponibili. Le riserve vincolate a fronte di rettifiche di valore e accantonamenti dedotti ai soli fini fiscali ammontano a €0,49 miliardi. Le riserve che possono essere distribuite senza concorrere alla formazione del reddito imponibile ammontano a €32,6 miliardi. incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dall’11 maggio 2032 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall’11 maggio 2047; (iv) emissione perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di €1 miliardo con periodo di “non-call” di 9 anni, con un prezzo di re-offer del 99,607% e una cedola annua del 2,750% fino alla prima data di reset prevista l’11 maggio 2030. A par- tire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coincide con l’ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 277,1 punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dall’11 maggio 2035 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall’11 maggio 2050. Di seguito la classificazione del patrimonio netto in relazione alla pos- sibilità di utilizzazione: RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023430 ENI 26 Garanzie, impegni e rischi GARANZIE (€ milioni) 31.12.2023 31.12.2022 Imprese controllate 90.043 116.726 Imprese collegate e joint venture 3.602 3.834 Proprio 1.310 1.420 Altri 184 301 Totale 95.139 122.281 Le garanzie di 95.139 milioni (€122.281 milioni al 31 dicembre 2022) si analizzano come segue: Le garanzie prestate nell’interesse di imprese controllate di €90.043 milioni comprendono: • per €49.765 milioni le garanzie prestate nell’ambito della transa- zione con la società petrolifera di Stato di Abu Dhabi ADNOC che ha previsto l’assegnazione a Eni delle quote di partecipazione nelle concessioni offshore in produzione di Lower Zakum (Eni 5%), di Umm Shaif and Nasr (Eni 10%) e della concessione in fase di sviluppo di Ghasha (Eni 25%) della durata di quarant’anni, nonché dei 3 blocchi esplorativi offshore. Le garanzie rilascia- te dell’ammontare massimo rispettivamente di €4.524 milioni ($5.000 milioni), di €9.048 milioni ($10.000 milioni) e di €22.621 milioni ($25.000 milioni) sono a copertura delle obbligazioni contrattuali nei confronti della società di Stato, derivanti dalle operazioni petrolifere connesse ai Concession Agreements tra cui in particolare il conseguimento di alcuni target di produzione e di fattore di recupero delle riserve a medio-lungo termine, un piano di asset integrity e di ottimizzazione/mantenimento della produzione dopo il conseguimento del plateau, il trasferimen- to di tecnologie e l’adozione di standard operativi best-in-class in materia HSE. Le tre garanzie di €13.572 milioni complessivi ($15.000 milioni) sono a fronte degli impegni contrattuali assunti per l’attività di esplorazione e produzione di idrocarburi riferito principalmente a Eni Abu Dhabi BV in relazione all’ingresso nei permessi esplorativi dei Blocchi 1, 2 e 3. L’impegno effettivo al 31 dicembre 2023 è pari al valore nominale; • per €20.389 milioni le garanzie prestate a fronte degli impegni con- trattuali assunti dalle imprese controllate operanti nel settore Explo- ration & Production, riferite essenzialmente alla realizzazione di un livello minimo di investimenti per iniziative minerarie approvate. L’impegno effettivo al 31 dicembre 2023 ammonta a €9.250 milioni; • per €10.416 milioni, le garanzie rilasciate a favore di terzi e di so- cietà controllate, a loro volta manlevate a favore di Eni, a fronte in particolare di partecipazioni a gare di appalto e rispetto di accordi contrattuali relativi al settore Enilive e Refining (€5.047 milioni), Global Gas & LNG Portfolio (€2.894 milioni), Plenitude & Power (€1.148 milioni), Altre attività (€1.008 milioni), Corporate e società finanziarie (€194 milioni), Chimica (€125 milioni). L’impegno effet- tivo al 31 dicembre 2023 ammonta a €10.391 milioni; • per €3.619 milioni la garanzia rilasciata a fronte dell’accordo con la società Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC), che ha portato all’acquisizione del 20% della società ADNOC Refining e alla costi- tuzione della Joint venture Adnoc Global Trading Ltd dedicata alla commercializzazione di prodotti petroliferi; la garanzia rilasciata in data 31 luglio 2019 a favore delle società Adnoc, Abu Dhabi Refi- ning Oil Company, Adnoc Global Trading Ltd a garanzia degli obbli- ghi previsti negli Shareholders Agreement delle società rimarrà in essere fino a quando sarà mantenuta la partecipazione azionaria; • per €3.945 milioni le garanzie concesse a favore di banche in relazione all’erogazione di prestiti e linee di credito a imprese controllate. L’impegno effettivo al 31 dicembre 2023 ammonta a €3.936 milioni; • per €1.267 milioni la garanzia rilasciata a favore di Gulf LNG Ener- gy e Gulf LNG Pipeline nell’interesse di Eni Usa Gas Marketing Llc (100% Eni) a copertura degli impegni contrattuali di pagamento delle fee di rigassificazione relative al GNL immesso al termina- le di Pascagoula negli Stati Uniti da Eni Usa Gas Marketing Llc. Nell’ambito di tale progetto nel corso del 2018 è cessato l’impegno contrattuale nei confronti della società Gulf LNG Energy Llc (GLE), Gulf LNG Pipeline Llc (GLP) per la fornitura di servizi di importa- zione e rigassificazione long-term (fino al 2031) di GNL sulla base del contratto “Terminal Use Agreement” (TUA) (stipulato in data 8 dicembre 2007 tra Eni USA da una parte e GLE e GLP dall’altra) dell’ammontare di €948 milioni al 31 dicembre 2017 (undiscoun- ted), in forza di un lodo arbitrale che tra l’altro dichiarava il TUA risolto a far data dal 1° marzo 2016, e di fatto il riconoscimento alla controparte di un compenso equitativo netto di €324 milioni, rilevato nel conto economico 2020. Nonostante la pronuncia del Tribunale arbitrale che dichiarava risolto il TUA, GLE e GLP hanno presentato un ricorso presso la Corte Suprema di New York contro Eni SpA per l’escussione della parent company guarantee (in base alla quale Eni SpA garantiva il pagamento di determinate commis- sioni da parte Eni USA ai sensi del TUA), nello specifico, sostenen- 431ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE (€ milioni) 31.12.2023 31.12.2022 Impegni 40 21 Rischi 792 941 832 962 do che Eni SpA dovrebbe continuare a pagare tali commissioni, nonostante il TUA sia stato risolto nel 2016, per un ammontare massimo di €757 milioni. Eni SpA ritiene che le contestazioni di GLE e GLP siano prive di fondamento e si sta opponendo alle stes- se in fase di giudizio; • per €288 milioni le garanzie concesse a favore dell’Amministrazio- ne finanziaria dello Stato essenzialmente a fronte del pagamento delle accise e di rimborsi IVA; • per €232 milioni le garanzie prestate agli enti previdenziali in virtù della validazione di accordi di incentivazione all’esodo dei lavora- tori prossimi al trattamento di pensione; • per €90 milioni le garanzie prestate a fronte degli impegni contrat- tuali assunti da Versalis France SAS come partecipante al consor- zio Exceltium, costituito da alcune delle principali realtà industriali energivore francesi per assicurare ai consorziati l’approvvigiona- mento di energia elettrica a costi competitivi nel lungo termine. L’impegno effettivo al 31 dicembre 2023 è pari al valore nominale. Le garanzie prestate nell’interesse di imprese collegate e joint ventu- re di €3.602 milioni riguardano: • per €3.055 milioni le garanzie rilasciate ad Azule Energy Ango- la SpA a fronte di contratti di leasing (chartering, operation and maintenance) di navi FPSO da utilizzare nell’ambito dei progetti di sviluppo. L’impegno effettivo al 31 dicembre 2023 ammonta a €1.591 milioni; • per €287 milioni le garanzie rilasciate a favore di terzi in relazione agli impegni di investimento assunti in quota con i partner, a loro volta manlevate a favore di Eni. L’impegno effettivo al 31 dicembre 2023 è pari al valore nominale; • per €260 milioni a garanzia degli impegni assunti dalla Vår Energi ASA (società derivante dall’operazione di fusione che ha interessa- to la ex Eni Norge AS), come shipper in un contratto di trasporto del gas. L’impegno effettivo al 31 dicembre 2023 è pari al valore nominale. Le altre garanzie personali prestate nell’interesse proprio di €1.310 milioni riguardano le manleve a favore di banche a fronte delle ga- ranzie da queste rilasciate a favore delle Amministrazioni statali e società private per partecipazioni a gare d’appalto, acconti ricevuti su contributi a fondo perduto, buona esecuzione lavori e contratti di fornitura e le lettere di patronage rilasciate a favore di banche a fronte di finanziamenti concessi. L’impegno effettivo al 31 dicembre 2023 è pari al valore nominale. Le garanzie prestate nell’interesse di altri includono per €184 milioni la garanzia rilasciata a favore di Gulf LNG Energy e Gulf LNG Pipeline e nell’interesse di Angola LNG Supply Service Llc a copertura degli impegni contrattuali di pagamento delle fee di rigassificazione rela- tive al GNL acquistato dall’Angola LNG Ltd e immesso al terminale di Pascagoula negli Stati Uniti. Nel corso del 2022 la società Angola LNG Supply Service Llc è stata conferita ad Azule Energy Holdings Ltd (Eni 50%). La garanzia ha efficacia dalla data di sottoscrizione del contratto (10 dicembre 2007) al 2031 e riguarda il 13,6% del contrat- to. L’impegno effettivo al 31 dicembre 2023 è pari al valore nominale. IMPEGNI E RISCHI ALTRI IMPEGNI E RISCHI Gli altri impegni e rischi includono: • gli impegni derivanti dai contratti di approvvigionamento di gas naturale di lungo termine stipulati da Eni, che contengono clausole di take-or-pay; • gli impegni derivanti da contratti di lungo termine di trasporto di gas naturale dall’estero, con clausole di ship-or-pay, stipulati da Eni con le società proprietarie, o titolari dei diritti di trasporto, dei gasdotti di importazione; • con la firma dell’Atto Integrativo del 19 aprile 2011 Eni ha confer- mato a RFI - Rete Ferroviaria Italiana SpA l’impegno, precedente- mente assunto in data 15 ottobre 1991 con la firma della Conven- zione con Treno Alta Velocità \- TAV SpA (ora RFI - Rete Ferroviaria Gli impegni di €40 milioni riguardano essenzialmente l’impegno deri- vante dal contributo alla Regione Sicilia per il porto di Gela (€16 milio- ni), dalla riqualificazione territoriale del Comune di Taranto (€4 milioni), dal protocollo di intenti stipulato nel 1998 con la Regione Basilicata connesso al programma di sviluppo petrolifero proposto da Eni nell’a- rea della Val d’Agri che prevede diversi interventi congiunti, in gran par- te già regolamentati da accordi attuativi; relativamente a quest’ultima fattispecie al 31 dicembre 2023 l’impegno massimo, anche per conto del partner Shell Italia E&P SpA, è quantificabile in €20 milioni. I rischi di €792 milioni riguardano essenzialmente i rischi di custodia di beni di terzi costituiti essenzialmente da greggio e prodotti petroli- feri presso le raffinerie e i depositi della Società per i quali esiste una polizza assicurativa. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023432 ENI Italiana SpA), a garantire il completamento e la buona esecuzione della linea ferroviaria AV Milano-Verona tratta Treviglio-Brescia. In data 6 giugno 2018 è stato formalizzato il secondo Atto Integra- tivo che ha esteso l’impegno di Eni a garantire il completamento e la buona esecuzione della linea ferroviaria AV Milano-Verona anche alla tratta Brescia Est-Verona. I suddetti Atti Integrativi ve- dono impegnato, quale General Contractor, il Consorzio Eni per l’Alta Velocità due. A tutela della garanzia prestata e come previ- sto dal Regolamento del Consorzio, i consorziati hanno rilascia- to in favore di Eni adeguate manleve e garanzie. In data 7 aprile 2021 la tratta Treviglio-Brescia è stata favorevolmente collaudata e rimangono da eseguire delle attività residuali incluse nell’Atto di Sottomissione sottoscritto in data 28 gennaio 2020 che, al 31 dicembre 2023, ammontano a €7,6 milioni. Relativamente alla tratta Brescia Est-Verona nel corso del 2023 si è registrato un avanzamento della costruzione pari al 55,53% sulla base del qua- le è stato possibile scaricare parzialmente la garanzia di buona e tempestiva esecuzione rilasciata da Cepav Due nei confronti di RFI con conseguente scarico del 40% delle obbligazioni assunte da Eni nei confronti di RFI; • le Parent Company Guarantees rilasciate nell’interesse di partecipate del settore Exploration & Production il cui ammontare massimo ga- rantito non è definibile a priori in quanto a copertura di tutti gli obblighi contrattuali derivanti dalla firma dei contratti petroliferi, di acquisizio- ne e cessione di quote societarie e di acquisizione di servizi; • le garanzie rilasciate a favore di Eni Rewind SpA a fronte di contratti di cessione di complessi immobiliari per mantenerla indenne da even- tuali oneri sopravvenuti; • le Parent Company Guarantees rilasciate nell’interesse di Eni Insuran- ce DAC a favore di Everen Limited (ex Oil Insurance Limited); • gli impegni con le Autorità locali svizzere assunti in occasione della realizzazione dell’oleodotto Genova-Ingolstadt a garanzia degli obbli- ghi delle società controllate, in relazione alla realizzazione e all’eser- cizio del tratto svizzero (Oleodotto del Reno SA – 100% Eni Rewind SpA). Dal 31 dicembre 2018 il tratto rimasto e per il quale vige l’impe- gno di Eni è limitato alla tratta da Thusis al passo Spluga, tratto per il quale sono state avviate, in accordo con le Autorità svizzere com- petenti, le attività di progettazione per la dismissione della condotta valutando al contempo eventuali possibilità di riutilizzo dell’asset; • gli accordi assunti per le iniziative di forestry, poste in essere nell’am- bito della strategia low carbon definita dall’impresa, e riguardano in particolare gli impegni per l’acquisto, fino al 2038, di crediti di carbo- nio prodotti e certificati secondo standard internazionali da soggetti specializzati nei programmi di conservazione delle foreste; • gli impegni con il Ministerio de Hacienda de la Republica Argentina derivanti dalla concessione esplorativa entro il perimetro dell’area Blocco 124 – Ronda Cosa Afuera nei limiti della quota di partecipa- zione della controllata Eni nel Consorzio; In data 5 febbraio 2021 era stato stipulato da EniServizi SpA (EniServi- zi) per conto di Eni SpA (Eni) un addendum al contratto di locazione di immobile da costruire, sottoscritto a luglio 2017 tra Eni e la Società di gestione del fondo di investimento immobiliare proprietario del nuovo complesso in costruzione a San Donato Milanese (la Proprietà) preve- dendosi, fra l’altro, la posticipazione della data di consegna dell’immo- bile dal 28 luglio 2020 al 31 dicembre 2021. Successivamente in data 16 giugno 2023, le parti si sono accordate per avviare le procedure di consegna pur in assenza del completamento (previsto per aprile 2024) di uno dei parcheggi adiacenti il complesso immobiliare. I sopralluoghi e le verifiche propedeutiche alla consegna hanno comportato una serie di attività di rimedio di vizi e difformità sostanziali da parte della Proprietà da svolgersi prima della consegna e tutt’ora in corso di completamento, con conseguente mancato perfezionamento della stessa entro il 31 di- cembre 2023. Eni ha, pertanto, applicato alla Proprietà le penali per ritar- data consegna previste dal Contratto, assistite da fidejussioni a prima ri- chiesta per l’importo di €16,86 milioni, in misura pari a circa €30 milioni. La Proprietà non ha versato a Eni tale importo, adducendo a motiva- zione il fatto che i ritardi non sarebbero a sé interamente imputabili ma ha richiesto, al contempo, a EniServizi e/o Eni almeno il ricono- scimento di parte delle riserve che il suo appaltatore ha formulato nei confronti della Proprietà medesima. Eni e EniServizi hanno ribadi- to in molteplici comunicazioni la loro completa terzietà ed estraneità rispetto ai rapporti contrattuali intercorrenti tra la Proprietà e il suo Appaltatore. Quanto precede costituisce oggetto di comunicazioni stragiudiziali intercorse tra le parti, non essendo stato instaurato, ad oggi, alcun contenzioso. Al momento, dunque, non si conoscono quali potrebbero essere “petitum”, “causa petendi” e allegazioni pro- batorie di un’eventuale azione giudiziale da promuoversi a cura della controparte. Gli impegni e le manleve per qualunque fatto, anche di natura economi- ca e/o ambientale, che dovesse insorgere dopo i conferimenti/cessioni di rami d’azienda, derivante e/o comunque riconducibile ad attività svol- te anteriormente alla data di decorrenza degli stessi. GESTIONE DEI RISCHI FINANZIARI 4 La gestione dei rischi finanziari si basa su linee di indirizzo ema- nate dal CdA di Eni SpA nell’esercizio del suo ruolo di indirizzo e di fissazione dei limiti di rischio, con l’obiettivo di uniformare e coor- dinare centralmente le politiche Eni in materia di rischi finanziari (“Linee di indirizzo in materia di gestione e controllo dei rischi fi- nanziari”). Le “Linee di indirizzo” definiscono per ciascuno dei rischi finanziari le componenti fondamentali del processo di gestione e controllo, quali l’obiettivo di risk management, la metodologia di misurazione, la struttura dei limiti, il modello delle relazioni e gli strumenti di copertura e mitigazione. (4) Con riferimento agli altri rischi che caratterizzano la gestione si rinvia a quanto indicato nei “Fattori di rischio e incertezza” della relazione sulla gestione del bilancio consolidato. 433ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE Rischio di mercato Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei tassi di cambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle commo- dity possano influire negativamente sul valore delle attività, del- le passività o dei flussi di cassa attesi. La gestione del rischio di mercato è disciplinata dalle sopra indicate “Linee di indirizzo” e da procedure che fanno riferimento a un modello centralizzato di gestione delle attività finanziarie, basato sulle Strutture di Fi- nanza Operativa (Finanza Eni Corporate, Eni Finance Internatio- nal SA – incorporata in Eni SpA a dicembre 2023 – e Banque Eni SA, quest’ultima nei limiti imposti dalla normativa bancaria in tema di “Concentration Risk”) nonché su Eni Trade & Biofuels e Eni Global Energy Markets per quanto attiene alle attività in de- rivati su commodity. In particolare, Finanza Eni Corporate (con Eni Finance International SA fino al giorno della sua incorpora- zione) garantisce per le società Eni la copertura dei fabbisogni e l’assorbimento dei surplus finanziari e le operazioni in cambi e in derivati finanziari non commodity di Eni, mentre Eni Trade & Biofuels e Eni Global Energy Markets assicurano la negoziazio- ne sui mercati dei relativi derivati di copertura sulle commodity attraverso l’attività di execution. Eni SpA, Eni Trade & Biofuels e Eni Global Energy Markets (anche per tramite della consociata Eni Trading & Shipping Inc) svolgono la negoziazione di derivati finanziari sia su tutte le trading venue esterne, quali mercati re- golamentati europei e non europei, Multilateral Trading Facility (MTF), Organised Trading Facility (OTF) e piattaforme di inter- mediazione in genere (ad es. SEF), sia su base bilaterale Over the Counter, con le controparti esterne. Le altre entità legali di Eni che hanno necessità di derivati finanziari, attivano tali ope- razioni per il tramite di Eni Trade & Biofuels, Eni Global Energy Markets ed Eni SpA sulla base delle asset class di competenza. I contratti derivati sono stipulati con l’obiettivo di minimizzare l’esposizione ai rischi di tasso di cambio transattivo e di tasso di interesse e di gestire il rischio di prezzo delle commodity e il connesso rischio di cambio economico in un’ottica di ottimiz- zazione. Eni monitora che ogni attività in derivati classificata come risk reducing sia direttamente o indirettamente collegata agli asset industriali coperti ed effettivamente ottimizzi il profilo di rischio a cui Eni è esposta o potrebbe essere esposta. Nel caso in cui dal monitoraggio risulti che alcuni derivati non sono risk reducing, questi vengono riclassificati nel trading proprie- tario la cui attività è svolta da Eni Trade & Biofuels e Eni Global Energy Markets ed è segregata rispetto alle altre operatività soggetta a specifiche azioni di controllo e monitoraggio. Lo schema di riferimento definito attraverso le “Linee di indiriz- zo” prevede che la misurazione e il controllo dei rischi di mer- cato si basino sulla determinazione di un set di limiti massimi di rischio accettabile espressi in termini di: (i) stop loss, ovvero della massima perdita realizzabile per un determinato portafo- glio in un determinato orizzonte temporale; (ii) soglie di revisio- ne strategia, ossia del livello di Profit & Loss che, se superato, attiva un processo di revisione della strategia utilizzata, e (iii) Value at Risk (VaR), che misura la massima perdita potenziale del portafoglio esposto al rischio, dati un determinato livello di confidenza e un holding period, ipotizzando variazioni avverse nelle variabili di mercato e tenuto conto della correlazione esi- stente tra le posizioni detenute in portafoglio. Con riferimento ai rischi di tasso di interesse e di tasso di cambio, i limiti (espressi in termini di VaR) sono definiti in capo alle Strutture di Finanza Operativa che, dato il modello organizzativo accentrato, centra- lizzano le posizioni a rischio di Eni a livello consolidato, massi- mizzando ove possibile i benefici del netting. Le metodologie di calcolo e le tecniche di misurazione utilizzate sono conformi alle raccomandazioni del Comitato di Basilea per la Vigilanza Bancaria e i limiti di rischio sono definiti in base a un approccio prudenziale nella gestione degli stessi nell’ambito di un gruppo industriale. Alle società operative è indicato di adottare politiche finalizzate alla minimizzazione del rischio, favorendone il trasfe- rimento alle Strutture di Finanza Operativa. Per quanto riguarda il rischio di prezzo delle commodity, le “Linee di indirizzo” defi- niscono le regole per una gestione di questo rischio finalizzata all’ottimizzazione dell’attività “core” e al perseguimento degli obiettivi di stabilità relativi ai margini commerciali/industriali. In questo caso sono definiti limiti massimi di rischio espressi in termini di VaR, di soglie di revisione strategia, e di stop loss con riferimento all’esposizione di natura commerciale e di trading proprietario. La delega a gestire il rischio di prezzo delle com- modity prevede un meccanismo di allocazione e sub-allocazio- ne dei limiti di rischio alle singole unità di business esposte. Eni Trade & Biofuels e Eni Global Energy Markets, oltre a gestire il rischio riveniente dalla propria attività (di natura commerciale e di trading), accentrano le richieste di copertura in strumenti derivati delle esposizioni commerciali Eni, garantendo i servizi di execution nell’ambito dei mercati di riferimento. Nell’ambito degli obiettivi di struttura finanziaria contenuti nel Piano Finanziario approvato dal CdA, Eni ha definito la costi- tuzione e il mantenimento di una riserva di liquidità all’interno della quale si individua l’ammontare di liquidità strategica, per consentire di far fronte a eventuali fabbisogni straordinari, ge- stita dalla funzione finanza di Eni SpA con l’obiettivo di ottimiz- zazione del rendimento pur garantendo la massima tutela del capitale e la sua immediata liquidabilità nell’ambito dei limiti as- segnati. L’attività di gestione della liquidità strategica comporta per Eni l’assunzione di rischio mercato riconducibile all’attività di asset management realizzata tramite operazioni in conto proprio in ottica di ottimizzazione finanziaria del rendimento, pur nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, e con gli obiettivi di tutela del capitale e disponibilità immediata della li- quidità. Le quattro tipologie di rischio di mercato, le cui politiche di gestione e di controllo sono state sopra sintetizzate, presen- tano le caratteristiche di seguito specificate. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023434 ENI Rischio di mercato - tasso di cambio L’obiettivo di risk management Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di cambio transattivo e l’ottimizzazione del rischio di cambio economico connesso al rischio prezzo commodity. Eni centralizza la gestione del rischio di tasso di cambio, compen- sando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle diverse at- tività di business coinvolte e coprendo con il mercato l’esposizio- ne residua, massimizzando i benefici derivanti dal netting. Al fine di gestire l’esposizione residua, le “Linee di indirizzo” ammettono l’utilizzo di differenti tipologie di strumenti derivati (in particolare swap e forward, nonché opzioni su valute). Per quanto attiene la valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di cambio, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazio- ne standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante dall’ac- centramento sulle Strutture di Finanza Operativa di posizioni a rischio tasso di cambio di Eni viene calcolato con frequenza gior- naliera secondo l’approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di 20 giorni. Rischio di mercato - tasso d’interesse Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mer- cato delle attività e passività finanziarie dell’impresa e sul livello degli oneri finanziari netti. L’obiettivo di risk management Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttura finanziaria definiti e approvati nel “Piano Finanziario”. Le Strutture di Finanza Operativa, in funzione del mo- dello di finanza accentrata, raccolgono i fabbisogni finanziari Eni e gestiscono le posizioni rivenienti, ivi incluse le operazioni di carat- tere strutturale, in coerenza con gli obiettivi del “Piano Finanziario” e garantendo il mantenimento del profilo di rischio entro i limiti definiti. Eni utilizza contratti derivati su tasso di interesse, in parti- colare Interest Rate Swap, per gestire il bilanciamento tra indebita- mento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile. Per quanto attiene alla valorizzazione al fair value degli strumenti derivati su tassi di interesse, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante da posizioni a rischio tasso di interesse viene calcolato con fre- quenza giornaliera secondo l’approccio parametrico (varianza/ covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di 20 giorni. Rischio di mercato - commodity Il rischio di prezzo delle commodity è identificato come la possibi- lità che fluttuazioni del prezzo delle materie prime e dei prodotti di base producano significative variazioni dei margini operativi di Eni, determinando un impatto sul risultato economico, tale da compro- mettere gli obiettivi definiti nel piano quadriennale e nel budget. Il rischio di prezzo delle commodity è riconducibile alle seguenti ca- tegorie di esposizione: (a) esposizione strategica: esposizioni iden- tificate direttamente dal CdA in quanto frutto di scelte strategiche di investimento o al di fuori dell’orizzonte di pianificazione del rischio. Includono ad esempio le esposizioni associate al programma di produzione delle riserve, i contratti a lungo termine di approvvigio- namento gas per la parte non bilanciata da contratti di vendita (già stipulati o previsti), il margine derivante dal processo di trasforma- zione della chimica, il margine di raffinazione e gli stoccaggi di lun- go periodo funzionali alle connesse attività logistico-industriali; (b) esposizione commerciale: tale tipologia di esposizioni è costituita dalle componenti contrattualizzate collegate alle attività commer- ciali/industriali (esposizioni contracted) di norma afferenti l’orizzon- te temporale del piano quadriennale e del budget, le componenti non ancora contrattualizzate ma che lo saranno con ragionevole certezza (esposizione committed) e le relative eventuali operazioni di gestione del rischio. Le esposizioni commerciali sono connotate dalla presenza di attività di gestione sistematica del rischio svolte sulla base di logiche rischio/rendimento tramite l’implementazione di una o più strategie e sono soggette a limiti di rischio specifici (VaR, soglie di revisione strategia e stop loss). All’interno delle espo- sizioni commerciali sono ricomprese, in particolare, le esposizioni oggetto di asset backed hedging, derivanti dalla flessibilità/opzio- nalità degli asset; (c) esposizione di trading proprietario: operazioni attuate in conto proprio in ottica opportunistica nel breve termine e normalmente non finalizzate alla delivery con l’intenzione di sfrutta- re movimenti favorevoli di prezzi, spread e/o volatilità ed effettuate a prescindere dalle esposizioni del portafoglio commerciale, dagli asset fisici e contrattuali nel rispetto di specifici limiti di rischio au- torizzati (VaR, stop loss). Il rischio strategico non è oggetto di sistematica attività di gestio- ne/copertura che è eventualmente effettuata solo in particolari condizioni aziendali o di mercato. Lo svolgimento di attività di he- dging del rischio strategico, dato il carattere di straordinarietà, è demandato al top management previa autorizzazione da parte del CdA. Sempre previa autorizzazione da parte del CdA, le esposi- zioni collegate al rischio strategico possono essere impiegate in combinazione ad altre esposizioni di natura commerciale al fine di sfruttare opportunità di naturale compensazione tra i rischi (Natural Hedge) e ridurre conseguentemente il ricorso agli stru- menti derivati (attivando pertanto logiche di mercato interno). Per quanto riguarda le esposizioni di natura commerciale, l’obiettivo di risk management Eni è l’ottimizzazione delle attività “core” e pre- servare i risultati economici/finanziari. Per la gestione del rischio prezzo delle commodity derivante dall’esposizione commerciale, Eni, per mezzo dell’unità di Trading (Eni Trade & Biofuels e Eni Global Energy Markets) per la gestione del rischio commodity e delle competenti funzioni di finanza operativa per la gestione del collegato rischio cambio, utilizza strumenti derivati negoziati nei mercati regolati, MTF, OTF e strumenti derivati negoziati sui circuiti Over the Counter (in particolare contratti swap, forward, Contracts for Differences e opzioni su commodity) con sottostante greggio, 435ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE gas, prodotti petroliferi, energia elettrica e certificati di emissione. Per quanto attiene alla valorizzazione al fair value degli strumenti derivati su commodity, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici o da operatori specifici del settore. Il VaR derivante dalle posizioni delle business unit esposte a rischio commodity viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l’approccio della simulazione storica ponde- rata, adottando un livello di confidenza pari al 95% e un holding period di un giorno. Rischio di mercato - liquidità strategica Il rischio di mercato riveniente dall’attività di gestione della porzione di riserva di liquidità denominata “liquidità strategica” è identifica- to come la possibilità che fluttuazioni del prezzo degli strumenti investiti (obbligazioni, strumenti di money market e fondi comuni di investimento) influiscano sul valore degli stessi in fase di alie- nazione o quando sono valutati in bilancio al fair value. La costi- tuzione e il mantenimento della riserva di liquidità si propongono principalmente di garantire la flessibilità finanziaria necessaria per far fronte a eventuali fabbisogni straordinari (es. difficoltà di ac- cesso al credito, shock esogeni, quadro macroeconomico e ope- razioni straordinarie) ed è dimensionata in modo da assicurare la copertura del debito a breve termine e del debito a medio-lungo termine in scadenza in un orizzonte temporale di 24 mesi. Al fine di regolare l’attività di investimento della liquidità strategica, Eni ha definito una politica di investimento con specifici obiettivi e vincoli, articolati in termini di tipologia di strumenti finanziari che possono essere oggetto di investimento, nonché limiti operativi, quantitativi e di durata; ha individuato altresì un insieme di principi di governan- ce cui attenersi e introdotto un appropriato sistema di controllo. Più in particolare, l’attività di gestione della liquidità strategica è sottoposta a una struttura di limiti in termini di VaR (calcolato con metodologia parametrica con holding period 1 giorno e intervallo di confidenza pari al 99 percentile), stop loss e altri limiti operativi in termini di concentrazione, per emittente, comparto di attività e Pae- se di emissione, duration, classe di rating e tipologia degli strumenti di investimento da inserire nel portafoglio, volti a minimizzare sia il rischio di mercato che quello di liquidità. In nessun caso è permes- so il ricorso alla leva finanziaria né la vendita allo scoperto. Al 31 dicembre 2023 il rating del portafoglio complessivo di Liqui- dità Strategica è pari a A/A-in linea rispetto a quello di fine 2022. Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2023 in termini di VaR (raffrontati con quelli dell’esercizio 2022) per quanto attiene ai rischi tasso di interesse e di cambio nonché al rischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di esposizione); relativa- mente alla liquidità strategica, è riportata la sensitivity a variazioni dei tassi di interesse: (Value at risk - approccio paramentrico varianze/covarianze; holding period: 20 giorni; intervallo di confidenza: 99%) 2023 2022 (€ milioni) Massimo Minimo Media Fine esercizio Massimo Minimo Media Fine esercizio Tasso di interesse (a) 4,70 0,63 1,57 1,32 5,78 1,70 2,97 1,77 Tasso di cambio (a) 0,48 0,02 0,15 0,29 0,78 0,00 0,14 0,24 (a) I valori relativi al VaR di tasso di interesse e di cambio si riferiscono alla sola Finanza operativa Eni Corporate. (Value at risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%) 2023 2022 (€ milioni) Massimo Minimo Media Fine esercizio Massimo Minimo Media Fine esercizio Portfolio Management Esposizioni Commerciali (b) 239,45 4,15 48,59 4,23 773,44 25,36 242,41 25,36 (b) Il perimetro consiste nelle unità di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing e Green/Traditional Refining & Marketing. Il VaR è calcolato sulla cosiddetta vista Statutory, con orizzonte temporale coincidente con l’anno di Bilancio, includendo tutti i volumi con consegna nell’anno e tutti gli strumenti finanziari di copertura di competenza. Di conseguenza l’andamento del VaR di GGP, Power G&M e GTR&M nel corso dell’anno risulta decrescente per il graduale consuntivarsi delle posizioni all’interno dell’orizzonte annuo fissato. (Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP) 2023 2022 (€ milioni) Massimo Minimo Media Fine esercizio Massimo Minimo Media Fine esercizio Liquidità strategica - portafoglio euro (a) 0,22 0,13 0,18 0,19 0,30 0,16 0,23 0,16 (a) L’operatività della gestione del portafoglio di liquidità strategica è iniziata nel luglio 2013. 2023 2022 ($ milioni) Massimo Minimo Media Fine esercizio Massimo Minimo Media Fine esercizio Liquidità strategica \- portafoglio USD (b) 0,12 0,04 0,08 0,11 0,13 0,04 0,08 0,04 (b) L’operatività della gestione del portafoglio di liquidità strategica è iniziata nell’agosto 2017. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023436 ENI Rischio di credito Il rischio di credito rappresenta l’esposizione dell’impresa a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalla controparte. Eni ha definito policy di gestione del rischio di credito coerenti con la natura e con le caratteristiche delle controparti delle transazioni commer- ciali e finanziarie nell’ambito del modello di finanza accentrata prescelto. Eni ha adottato un modello per la quantificazione e il control- lo del rischio di credito basato sulla valutazione dell’Expected Credit Loss. L’Expected Credit Loss costituisce il valore della perdita attesa a fronte di un credito vantato nei confronti di una controparte, per la quale si stima una Probabilità di Default e una capacità di recupero sul credito passato in default attraver- so la cosiddetta Loss Given Default. All’interno del modello di gestione e controllo del rischio di cre- dito, le esposizioni creditizie sono distinte in base alla loro natu- ra in esposizioni di natura commerciale, sostanzialmente relati- ve ai contratti di vendita delle commodity oggetto dei business di Eni ed esposizioni di natura finanziaria relative agli strumenti finanziari utilizzati da Eni, quali depositi, derivati e investimenti in titoli mobiliari. Rischio credito per esposizioni di natura commerciale Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura commerciale, la gestione del credito è affidata alle unità di business e alle funzioni specialistiche corporate di finanza e amministrazione dedicate ed è operata sulla base di pro- cedure formalizzate per la valutazione e l’affidamento delle controparti commerciali, per il monitoraggio delle esposizioni creditizie, per le attività di recupero crediti e per l’eventuale gestione del contenzioso. A livello corporate vengono defini- ti gli indirizzi generali e le metodologie per la quantificazione e il controllo della rischiosità del cliente, in particolare la ri- schiosità delle controparti commerciali è valutata attraverso un modello di rating interno che combina i diversi fattori pre- dittivi del default derivanti dalle variabili di contesto economi- co, dagli indicatori finanziari, dalle esperienze di pagamento e dalle informazioni dei principali info provider specialistici. Per le controparti rappresentate da Entità Statali o ad esse strettamente correlate (es. National Oil Company) la Proba- bilità di Default, essenzialmente la probabilità di un ritardato pagamento, è determinata utilizzando, quale dato di input, i Country Risk Premium adottati ai fini della determinazione dei WACC per l’impairment degli asset non finanziari. Infine, per le controparti non oggetto di un processo di affidamento individuale l’Expected Credit Loss è determinata, per cluster omogenei, sulla base di un modello generico che sintetizza in un unico parametro (cd. Ratio di Expected Credit Loss) i valori della Probabilità di Default e della capacità di recupero (complemento della Loss Given Default) avuto riguardo ai dati storici di recupero dei crediti dalla Società, sistematicamente aggiornati, integrati, ove appropriato, di considerazioni pro- spettiche in merito all’evoluzione del rischio di insolvenza. Rischio credito per esposizioni di natura finanziaria Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura fi- nanziaria derivante essenzialmente dall’impiego della liquidità corrente e strategica, dalle posizioni in contratti derivati e da transazioni con sottostante fisico con controparti finanziarie valutate al fair value, le policy interne prevedono il controllo dell’esposizione e della concentrazione attraverso limiti di ri- schio credito espressi in termini di massimo affidamento e corrispondenti a diverse classi di controparti finanziarie, defini- te a livello di Consiglio di Amministrazione e basate sul rating fornito dalle principali agenzie. Il rischio è gestito dalle funzioni di finanza operativa, da Eni Global Energy Markets (EGEM), da Eni Trade & Biofuels (ETB), e da Eni Trading & Shipping Inc (ETS Inc.) per l’attività in derivati su commodity nonché dalle società e aree di business limitatamente alle operazioni su fisico con controparti finanziarie, in coerenza con il modello di finanza ac- centrata. Nell’ambito dei massimali definiti per classe di rating, sono individuati per ciascuna struttura operativa gli elenchi nominativi delle controparti abilitate, assegnando a ciascuna un limite massimo di affidamento per la singola entità legale e complessivamente per il gruppo di appartenenza, che viene monitorato e controllato attraverso la valutazione giornaliera dell’utilizzo degli affidamenti e l’analisi periodica di Expected Credit Loss e concentrazione. Rischio di liquidità Il rischio liquidità è il rischio che l’impresa non sia in grado di rispettare gli impegni di pagamento a causa della difficoltà di reperire fondi (funding liquidity risk) o di liquidare attività sul mercato (asset liquidity risk). La conseguenza del verificarsi di detto evento è un impatto negativo sul risultato economico nel caso in cui l’impresa sia costretta a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o, come estrema conseguen- za, una situazione di insolvibilità che pone a rischio la continuità aziendale. Tra gli obiettivi di risk management di Eni vi è il manteni- mento di un ammontare adeguato di risorse finanziarie pron- tamente disponibili per far fronte a shock esogeni (drastici mutamenti di scenario, restrizioni nell’accesso al mercato dei capitali) ovvero per assicurare un adeguato livello di ela- sticità operativa ai programmi di sviluppo dell’azienda. A tal fine, Eni mantiene una riserva di liquidità strategica costitu- ita prevalentemente da strumenti finanziari a breve termine ed alta liquidabilità, privilegiando un profilo di rischio molto contenuto. Allo stato attuale, la Società ritiene di disporre di fonti di finanziamento più che adeguate a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie, attraverso la disponibilità di 437ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE attivi finanziari e di linee di credito nonché l’accesso, tramite il sistema creditizio e i mercati dei capitali, ad un’ampia gam- ma di tipologie di finanziamento. A fronte del perdurare della volatilità dei mercati delle commo- dity e del connesso impegno finanziario legato alla margina- zione dei derivati in commodity, Eni ha consolidato la maggio- re flessibilità finanziaria raggiunta lo scorso esercizio, tramite l’attivazione di liquidity swap in aggiunta alle nuove linee di credito acquisite. Eni ha in essere un programma di Euro Me- dium Term Notes, grazie al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali fino a €20 miliardi; al 31 dicembre 2023 il programma risulta utilizzato per circa €16,8 miliardi. Standard & Poor’s assegna ad Eni il rating A- con outlook Stabile per il debito a lungo termine e A-2 per il debito a breve; Moody’s as- segna ad Eni il rating Baa1 con outlook Stabile per il debito a lungo e P-2 per il debito a breve; Fitch assegna ad Eni il rating A- con outlook Stabile per il debito a lungo termine e F1 per il debito a breve. Il rating Eni è legato, oltre a variabili pret- tamente endogene e di mercato, al rating sovrano dell’Italia. A tale proposito, sulla base delle metodologie utilizzate dal- le agenzie di rating, un downgrade del rating sovrano italiano può ripercuotersi sul rating delle società emittenti italiane, tra cui Eni. Nel corso del 2023 Moody’s ha rivisto l’outlook di Eni da Negativo a Stabile in virtù del miglioramento dell’outlook italiano. Nel corso del 2023 Eni ha rinegoziato ed ampliato il proprio portafoglio di linee di credito committed tramite la stipulazio- ne di una linea di credito sustainability-linked sindacata con un pool di banche per un ammontare di €3 miliardi. Al 31 dicembre 2023 il valore complessivo delle linee di credito committed di- sponibili è pari a €9,0 miliardi. Pagamenti futuri a fronte di passività finanziarie, debiti commerciali e altri debiti Nella tavola che segue sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari compresi i pagamenti per interessi. Anni di scadenza (€ milioni) 2024 2025 2026 2027 2028 Oltre Totale 31.12.2023 Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve 2.213 2.582 3.206 2.236 5.459 7.665 23.361 Passività finanziarie a breve termine 23.758 23.758 Passività per beni in leasing 287 286 220 129 118 853 1.893 Passività per strumenti finanziari derivati 4.007 203 61 2 32 39 4.344 30.265 3.071 3.487 2.367 5.609 8.557 53.356 Interessi su debiti finanziari 673 633 534 459 381 787 3.467 Interessi su passività per beni in leasing 25 18 13 10 8 33 107 698 651 547 469 389 820 3.574 Anni di scadenza (€ milioni) 2023 2024 2025 2026 2027 Oltre Totale 31.12.2022 Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve 2.697 2.265 2.082 2.301 808 8.658 18.811 Passività finanziarie a breve termine 14.122 14.122 Passività per beni in leasing 367 275 259 207 140 1.006 2.254 Passività per strumenti finanziari derivati 12.489 1.516 216 83 11 96 14.411 29.675 4.056 2.557 2.591 959 9.760 49.598 Interessi su debiti finanziari 420 333 300 242 213 606 2.114 Interessi su passività per beni in leasing 92 82 71 62 55 274 636 512 415 371 304 268 880 2.750 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023438 ENI Anni di scadenza (€ milioni) 2024 2025-2028 Oltre Totale 31.12.2023 Debiti commerciali 7.033 7.033 Altri debiti e anticipi 803 8 24 835 7.836 8 24 7.868 Anni di scadenza (€ milioni) 2023 2024-2027 Oltre Totale 31.12.2022 Debiti commerciali 11.682 11.682 Altri debiti e anticipi 698 36 65 799 12.380 36 65 12.481 Nella tavola che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e altri debiti: Pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali 5 In aggiunta ai debiti finanziari e commerciali rappresentati nello stato patrimoniale, Eni ha in essere un insieme di obbligazioni contrattuali il cui adempimento comporterà l’effettuazione di pagamenti negli esercizi futuri. Le principali obbligazioni con- trattuali sono relative ai contratti take-or-pay della Global Gas & LNG Portfolio in base ai quali Eni ha l’obbligo di ritirare volumi minimi di gas o di pagare un ammontare equivalente di dena- ro con la possibilità di ritirare i volumi sottostanti negli esercizi successivi. Gli ammontari dovuti sono stati calcolati sulla base delle assunzioni di prezzo di acquisto del gas e dei servizi for- mulate nel piano industriale quadriennale approvato dalla Di- rezione Aziendale e per gli esercizi successivi sulla base delle assunzioni di lungo termine del management. Nella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti non attualizzati dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle principali obbligazioni contrattuali in essere. (5) I pagamenti relativi ai benefici per i dipendenti sono indicati alla nota n. 22 - Fondi per benefici ai dipendenti. Anni di scadenza (€ milioni) 2024 2025 2026 2027 2028 Oltre Totale Costi di abbandono e ripristino siti (a) 202 116 98 97 364 3.309 4.186 Costi relativi a fondi ambientali 250 157 109 92 71 291 970 Impegni di acquisto (b) 19.009 18.210 18.003 15.183 12.833 73.637 156.875 \- Gas Take-or-pay 18.090 17.518 17.372 14.710 12.543 72.974 153.207 Ship-or-pay 919 692 631 473 290 663 3.668 Altri impegni, di cui: 4 14 2 20 40 Memorandum di intenti Val d'Agri 4 14 2 20 Altri 20 20 Totale 19.465 18.497 18.212 15.372 13.268 77.257 162.071 (a) Il fondo abbandono e ripristino siti accoglie principalmente i costi che si presume di sostenere al termine dell’attività di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti. (b) Riguardano impegni di acquisto di beni e servizi che l’impresa è obbligata ad adempiere in quanto vincolanti in base a contratto. 439ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE Anni di scadenza (€ milioni) 2024 2025 2026 2027 Oltre Totale Impegni per progetti committed 604 502 360 366 368 2.200 Impegni per investimenti Nel prossimo quadriennio Eni SpA (comprensiva della joint opera- tion) prevede di effettuare un programma di investimenti tecnici di circa €3 miliardi. Nella tabella che segue sono rappresentati con rife- rimento alla data di bilancio gli investimenti relativi ai progetti com- mitted di maggiori dimensioni. Un progetto è considerato committed quando ha ottenuto le necessarie approvazioni da parte del mana- gement e per il quale normalmente sono stati già collocati o sono in fase di finalizzazione i contratti di procurement. 2023 2022 Valore di iscrizione Proventi (oneri) rilevati a Valore di iscrizione Proventi (oneri) rilevati a (€ milioni) Conto economico Altre componenti dell’utile complessivo Conto economico Altre componenti dell’utile complessivo Strumenti finanziari valutati al fair value con effetti a conto economico: \- Strumenti finanziari derivati non di copertura (a) (79) 472 615 (5.906) \- Strumenti finanziari derivati di copertura CFH (b) 1.019 191 (217) 323 (185) 2.229 \- Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (c) 6.280 263 7.815 (44) Strumenti finanziari da detenersi sino alla scadenza: \- Titoli 20 Partecipazioni valutate al fair value: \- Partecipazioni minoritarie 12 2 14 3 \- Altre imprese disponibili per la vendita 80 Crediti e debiti e altre attività/passività valutate al costo ammortizzato \- Crediti commerciali e altri crediti (d) 8.494 73 11.661 (18) \- Crediti finanziari (c) 21.820 598 5.886 565 \- Debiti commerciali e altri debiti (e) (7.836) 93 (12.380) (183) \- Debiti finanziari (c) (47.331) (978) (33.059) (751) (a) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli “Altri proventi (oneri) operativi” per €514 milioni di proventi (oneri per 6.140 milioni nel 2022) e nei “Proventi (oneri) finanziari” per €42 milioni di oneri (proventi per €234 milioni nel 2022). (b) Gli effetti a conto economico della quota inefficace sono stati rilevati negli “Altri proventi (oneri) operativi”. Rileva inoltre che i reversal a conto economico sono rilevati nei “Ricavi della gestione caratteristica negli “Acquisti, prestazioni e costi diversi”, proventi per €2.138 milioni (oneri per €4.250 milioni nel 2022). (c) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei “Proventi (oneri) finanziari”. (d) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nelle “Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti” per €112 milioni di proventi (oneri per €81 milioni nel 2022) e nei “Proventi (oneri) finanziari” per le differenze di cambio da allineamento al cambio di fine esercizio per €39 milioni di oneri (proventi per €63 milioni nel 2022). (e) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei “Proventi (oneri) finanziari” per le differenze di cambio da allineamento al cambio di fine esercizio. Altre informazioni sugli strumenti finanziari Il valore di iscrizione degli strumenti finanziari e i relativi effetti economici e patrimoniali si analizzano come segue: RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023440 ENI 2023 2022 (€ milioni) Livello 1 Livello 2 Livello 3 Livello 1 Livello 2 Livello 3 Attività correnti: Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 4.603 1.677 4.313 3.502 Strumenti finanziari derivati non di copertura 1 3.919 2 9 11.670 Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 1.046 1.089 Attività non correnti: Partecipazioni minoritarie 12 14 Strumenti finanziari derivati non di copertura 302 2.577 Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 14 4 Attività destinate alla vendita: \- Partecipazioni disponibili per la vendita 80 Passività correnti: Strumenti finanziari derivati non di copertura 7 3.970 6 11.816 Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 30 667 Passività non correnti: Strumenti finanziari derivati non di copertura 326 1.819 Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 11 103 Informazioni sulle valutazioni al fair value Di seguito è indicata la classificazione delle attività e passività valutate al fair value nello schema di stato patrimoniale secondo la gerarchia del fair value definita in funzione della significatività degli input utilizzati nel processo di valutazione. In particolare, a seconda delle caratteristiche degli input utilizzati per la valutazio- ne, la gerarchia del fair value prevede i seguenti livelli: a) Livello 1: prezzi quotati (e non oggetto di modifica) su mercati attivi per le stesse attività o passività finanziarie; b) Livello 2: valutazioni effettuate sulla base di input, differenti dai prezzi quotati di cui al punto precedente, che, per le attività/passi- vità oggetto di valutazione, sono osservabili direttamente (prezzi) o indirettamente (in quanto derivati dai prezzi); c) Livello 3: input non basati su dati di mercato osservabili. In relazione a quanto sopra le attività e passività valutate al fair value al 31 dicembre 2023 di Eni SpA sono classificate: Nel corso dell’esercizio 2023 non vi sono stati trasferimenti significa- tivi tra i diversi livelli della gerarchia del fair value. Contenziosi Eni è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni lega- li collegate al normale svolgimento delle sue attività. Sulla base delle informazioni attualmente a disposizione, e tenuto conto dei fondi rischi esistenti, Eni SpA ritiene che tali procedimenti e azioni non determineranno effetti negativi rilevanti sul bilancio di eserci- zio. Per una sintesi dei procedimenti più significativi riguardanti Eni SpA si rinvia al paragrafo “Garanzie, impegni e rischi - Con- tenziosi” delle Note al bilancio consolidato. Per tali contenziosi, come indicato nelle note al bilancio consolidato, salva diversa indicazione non è stato effettuato alcuno stanziamento perché Eni SpA ritiene improbabile un esito sfavorevole dei procedimenti ovvero perché l’ammontare dello stanziamento non è stimabile in modo attendibile. Regolamentazione in materia ambientale Si rinvia al paragrafo “Garanzie, impegni e rischi – Regolamen- tazione in materia ambientale” delle Note al bilancio consolida- to. Con riferimento allo Schema Europeo di Emissions Trading (ETS), nell’esercizio 2023, a fronte di 3,99 milioni di tonnellate di anidride carbonica emessa in atmosfera, sono stati assegnati 2,21 milioni di permessi di emissione. Il deficit risultante (1,78 milioni di tonnellate di permessi di emissione) è stato interamen- te compensato mediante acquisto di permessi di emissione sul mercato. 441ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE (€ milioni) 2023 2022 Ricavi delle vendite e delle prestazioni Prodotti petroliferi 16.830 22.159 Gas naturale 15.713 34.364 Energia elettrica e utility 4.167 9.499 GNL 3.209 5.509 Greggi 1.143 1.399 Gestione sviluppo sistemi informatici 187 115 Vettoriamento gas su tratte estere 50 53 Altre vendite e prestazioni 1.489 1.575 42.788 74.673 Variazioni dei lavori in corso su ordinazione 2 6 42.790 74.679 (€ milioni) 2023 2022 Ricavi rilevati a fronte di anticipi e altre passività con la clientela esisitenti all'inizio dell'esercizio (a) 600 99 Ricavi rilevati a fronte di performance obligation soddisfatte o parzialmente soddisfatte in esercizi precedenti 1.086 (4) 1.686 95 (a) Per ulteriori informazioni si rinvia alla nota n. 10 - Altre attività e passività. (€ milioni) 2023 2022 Accise su prodotti petroliferi (7.870) (6.051) Vendite a gestori di stazioni di servizio per consegne fatturate a titolari di carte di credito e carte prepagate 3 (2.190) Vendite in conto permuta di prodotti petroliferi, escluse le accise (282) (940) Prestazioni fatturate a partner per attività in joint venture (212) (188) Ricavi operativi relativi a permute greggi (136) (70) (8.497) (9.439) (€ milioni) 2023 2022 Proventi per attività in joint venture 46 33 Locazioni, affitti e noleggi 36 42 Plusvalenze da cessioni 9 8 Penalità contrattuali e altri proventi commerciali 3 66 Altri proventi 338 393 432 542 27 Ricavi RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA I ricavi delle vendite e delle prestazioni sono indicati al netto delle seguenti voci: I ricavi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate. Gli altri ricavi e proventi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate. ALTRI RICAVI E PROVENTI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023442 ENI (€ milioni) 2023 2022 Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci 32.130 59.911 Costi per servizi 4.619 5.156 Costi per godimento di beni di terzi 290 640 Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri 728 1.369 Variazioni rimanenze 1.722 (1.895) Altri oneri 507 954 39.996 66.135 (€ milioni) 2023 2022 Gas naturale 15.219 37.336 Materie prime, sussidiarie 11.123 14.383 Prodotti 4.626 7.117 Semilavorati 675 621 Materiali e materie di consumo 670 626 a dedurre: \- acquisti per investimenti (173) (161) \- ricavi recuperi da partner quota costi acquisto per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci (10) (11) 32.130 59.911 (€ milioni) 2023 2022 Trasporto e distribuzione di gas naturale 1.252 1.190 Tolling fee per la produzione di energia elettrica 972 1.095 Manutenzioni 372 377 Progettazione e direzione lavori 349 439 Costruzioni, rilievi geologici e geofisici e perforazioni 320 279 Sviluppo, gestione infrastrutture e applicativi ICT 320 261 Consulenze e prestazioni professionali 253 298 Trasporti e movimentazioni 206 336 Servizi di modulazione e stoccaggio 119 30 Viaggi, missioni e altri 100 105 Postali, telefoniche e ponti radio 95 95 Trasporto e distribuzione di energia elettrica 93 106 Pubblicità, promozione e attività di comunicazione 75 84 Costi di vendita diversi 29 183 Compensi di lavorazione 165 Altri 688 803 5.243 5.846 a dedurre: \- servizi per investimenti (432) (522) \- ricavi recuperi da partner quota costi per servizi (192) (168) 4.619 5.156 28 Costi ACQUISTI, PRESTAZIONI DI SERVIZI E COSTI DIVERSI I costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci riguardano: I costi per servizi riguardano: 443ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE (€ milioni) 2023 2022 Salari e stipendi 831 883 Oneri sociali 230 248 Oneri per benefici ai dipendenti 163 132 Costi personale in comando 27 24 Altri costi 55 79 1.306 1.366 a dedurre: \- proventi relativi al personale (94) (97) \- incrementi di immobilizzazioni per lavori interni (40) (33) \- ricavi recuperi da partner quota costo lavoro (6) (5) 1.166 1.231 2023 2022 Dirigenti 509 565 Quadri 3.739 4.265 Impiegati 4.860 5.431 Operai 926 1.005 10.034 11.266 I costi di ricerca e sviluppo che non soddisfano le condizioni stabilite per la loro rilevazione nell’attivo patrimoniale, sono rilevati a conto economico e ammontano a €99 milioni. I costi per godimento beni di terzi di €290 milioni comprendono royalties su prodotti petroliferi estratti per €89 milioni (€445 milioni al 31 dicembre 2022). Gli accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri ammontano a €728 milioni. Le informazioni relative ai fondi rischi e oneri sono indi- cate alla nota n.21 - Fondi per rischi e oneri, cui si rinvia. Gli altri oneri di €507 milioni includono essenzialmente: (i) le imposte indirette e tasse (€108 milioni); (ii) Certificati forestry (€25 milioni); (iii) gli oneri addebitati dal GSE - Gestore Servizi Energetici relativi a differenziali zonali, gli oneri per transazioni effettuate sulla borsa elettrica e gli altri oneri di gestione delle attività connesse con la commercializzazione dell’energia elet trica (€23 milioni); (iv) oneri per penalità contrattuali (€18 milioni). Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate. COSTO LAVORO Il costo lavoro si analizza come segue: Gli oneri per benefici ai dipendenti sono analizzati alla nota n. 22 - Fondi per benefici ai dipendenti. NUMERO MEDIO DEI DIPENDENTI Il numero medio dei dipendenti ripartito per categoria è il seguente: Il numero medio dei dipendenti è calcolato come media mensile dei dipendenti per categoria. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023444 ENI PIANI DI INCENTIVAZIONE DEI DIRIGENTI CON AZIONI ENI Di seguito sono indicati i principali termini dei piani di incentivazione dei dirigenti con azioni Eni le cui assegnazioni sono in essere alla chiu- sura dell’esercizio 2023. In particolare, l’Assemblea nelle sedute del 13 maggio 2020 e del 10 maggio 2023 ha approvato rispettivamente i Piani di Incentivazione di Lungo Termine 2020-2022 e 2023-2025, conferendo al Consiglio di Amministrazione ogni potere necessario per l’attuazione dei Piani e autorizzando lo stesso a disporre fino a un massimo di 20 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2020-2022 e di 16 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2023-2025 (autorizzando anche la dispo- sizione delle azioni proprie originariamente destinate al Piano di Incen- tivazione di Lungo Termine 2020-2022, per la parte relativa alle azioni non utilizzate, pari a circa 6,7 milioni di azioni). I Piani di Incentivazione di Lungo Termine prevedono tre attribuzioni di azioni ordinarie ciascu- no (rispettivamente negli anni 2020, 2021 e 2022 e negli anni 2023, 2024, 2025) e sono destinati all’Amministratore Delegato di Eni e ai dirigenti di Eni e delle sue società controllate rientranti nell’ambito delle “risorse manageriali critiche per il business”, individuate tra coloro che occupano le posizioni più direttamente responsabili dei risultati azien- dali o che sono di interesse strategico, compresi i dirigenti con respon- sabilità strategiche. I Piani prevedono l’assegnazione di azioni Eni a titolo gratuito ai beneficiari al termine di un periodo di vesting triennale a condizione che gli stessi siano rimasti in servizio. Coerentemente alla natura sostanziale di retribuzione, ai sensi delle disposizioni dei principi contabili internazionali, il costo dei piani è determinato con riferimento al fair value degli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azioni da assegnare al termine del vesting period; il costo è rilevato pro rata temporis lungo il vesting period. Con riferimento al Piano 2020-2022, il numero di azioni che ver- rà assegnato a scadenza dipende: (i) per il 25%, da un obiettivo di mercato di tipo relativo connesso al Total Shareholder Return (TSR) triennale misurato dalla differenza, nel triennio, tra il TSR del Titolo Eni e il TSR dell’indice FTSE Mib di Borsa Italiana, corretto per l’in- dice di correlazione di Eni, confrontata con le analoghe differenze registrate per ciascuna società di un gruppo di competitors di Eni (“Peer Group”); (ii) per il 20% da un obiettivo industriale di tipo relativo misurato in termini di valore unitario annuale ($/boe) del Net Present Value delle riserve certe (NPV), confrontato con gli analoghi valori registrati per le società del Peer Group, con risultato finale pari alla media dei risultati annuali nel triennio; (iii) per il 20% da un obiettivo economico/finanziario di tipo assoluto misurato dal Free Cash Flow organico (FCF) cumulato nel triennio di riferimento, consuntivato ri- spetto all’omologo valore cumulato previsto nei primi 3 anni del Pia- no Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell’anno di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance. La consuntivazione del FCF viene effettuata al netto degli effetti delle variabili esogene, in applicazione di una metodologia di analisi degli scostamenti predeterminata e approvata dal Comitato Remunera- zione, allo scopo di valorizzare l’effettiva performance aziendale de- rivante dall’azione del management; (iv) per la restante parte (35%) da un obiettivo di sostenibilità ambientale e transizione energetica articolato in tre obiettivi triennali di tipo assoluto e precisamente: (a) per il 15% da un obiettivo di decarbonizzazione misurato dal valo- re consuntivato a fine triennio dell’Intensità delle Emissioni di GHG upstream Scope 1 e Scope 2 equity (tCO 2 eq./kboe), rispetto all’omo- logo valore previsto al 3° anno del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell’anno di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance; (b) per il 10% da un obiettivo di transizione energetica misurato a fine triennio in termini di Megawatt di capacità installata di generazione elettrica da fonti rinnovabili ri- spetto all’omologo valore previsto al 3° anno del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell’anno di attribuzio- ne e mantenuto invariato nel periodo di performance; (c) per il 10% da un obiettivo di economia circolare misurato in termini di stato avanzamento a fine triennio di tre progetti rilevanti rispetto allo stato avanzamento previsto al 3° anno del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell’anno di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance. Con riferimento al Piano 2023-2025, il numero di azioni che verrà as- segnato a scadenza dipende: (i) per il 25%, da un obiettivo di mercato di tipo relativo collegato al Total Shareholder Return (TSR) misurato dalla differenza, nel periodo di performance triennale, tra il TSR del Titolo Eni e il TSR dell’indice FTSE Mib di Borsa Italiana, corretto per l’indice di correlazione di Eni, confrontata con le analoghe differenze registrate per ciascuna società del Peer Group; (ii) per il 40% da un obiettivo economico/finanziario di tipo assoluto misurato come valore cumulato del Free Cash Flow organico (FCF) nel periodo triennale di riferimento, rispetto all’omologo valore cumulato previsto nei primi 3 anni del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell’anno di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di perfor- mance; (iii) per la restante parte (35%) da un obiettivo di sostenibilità ambientale e transizione energetica articolato in tre obiettivi triennali di tipo assoluto e precisamente: (a) per il 10% da un obiettivo di decar- bonizzazione misurato in termini di emissioni nette di GHG upstream Scope 1 e Scope 2 equity (tCO 2 eq.) al termine del triennio di riferimen- to rispetto all’omologo valore previsto al 3° anno del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell’anno di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance; (b) per il 15% da un obiettivo di transizione energetica calcolato come capacità di genera- zione elettrica installata da fonti rinnovabili in termini di megawatt e capacità di produzione di biojet fuel in termini di kton, entrambi valutati rispetto agli omologhi valori previsti al termine del 3° anno del Piano Strategico approvato dal Consiglio si Amministrazione nell’anno di at- tribuzione e mantenuti invariati nel periodo di performance; (c) per il 10% da un obiettivo di economia circolare misurato in termini di valore percentuale di integrazione verticale di agribusiness per la produzione di biocarburanti al termine del triennio di riferimento rispetto a quan- 445ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE (€ milioni) 2023 2022 Salari e stipendi 30 33 Benefici successivi al rapporto di lavoro 3 3 Altri benefici a lungo termine 17 14 Indennità per cessazione rapporto di lavoro 9 50 59 to previsto al 3° anno del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell’anno di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance 6 . In base all’andamento dei parametri di performance sopra indicati, il numero di azioni che saranno offerte a titolo gratuito dopo tre anni dall’attribuzione potrà essere compreso tra lo 0% e il 180% del nume- ro delle azioni attribuite inizialmente. Il 50% delle azioni che saranno effettivamente assegnate a ciascun beneficiario in servizio sarà sot- toposto ad una clausola di lock-up che ne impedisce il trasferimento per 1 anno dalla data di assegnazione per il Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2020-2022, mentre per 2 anni dalla data di assegnazio- ne per il Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2023-2025. Alla grant date sono state attribuite complessivamente da parte di Eni: (i) nel 2023, n. 1.909.849 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla medesima data è pari a 10,82 per azione; (ii) nel 2022, n. 2.069.685 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla me- desima data è pari a 9,20 euro per azione; (iii) nel 2021, n. 2.365.581 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla medesima data è pari a 8,15 euro per azione. La determinazione del fair value è stata operata adottando appro- priate tecniche di valutazione avuto riguardo ai differenti parametri di performance previsti dai piani (metodo stocastico con riferimen- to ad entrambi i Piani di Incentivazione di Lungo Termine in essere) tenendo conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni alla data di attribuzione (€15,482 e €15,068 a seconda della grant date per l’at- tribuzione 2023; €12,918 e €14,324 a seconda della grant date per l’attribuzione 2022; €12,164 e €11,642 a seconda della grant date per l’attribuzione 2021), ridotto dei dividendi attesi nel vesting period (6,6% e 6,8% per l’attribuzione 2023, 6,8% e 6,1% per l’attribuzione 2022 e 7,1% e 7,4% per l’attribuzione 2021 del prezzo dell’azione alla data di attribuzione), considerando la volatilità del titolo (28,2% e 28,4% per l’attribuzione 2023; 30% e 31% per l’attribuzione 2022; 44% e 45% per l’attribuzione 2021), le previsioni relative all’andamento dei parametri di performance, nonché il minor valore attribuibile alle azioni caratterizzate dal vincolo di cedibilità al termine del vesting period (cd. lock-up period). I costi relativi ai Piani di Incentivazione di Lungo Termine, rilevati come componente del costo lavoro in quanto afferenti a dipendenti della so- cietà, ammontano a €15,1 milioni (€14,9 milioni nel 2022) con contro- partita alle riserve di patrimonio netto. COMPENSI SPETTANTI AL KEY MANAGEMENT PERSONNEL I compensi spettanti a soggetti che hanno il potere e la responsabilità della pianificazione, direzione e controllo della Società e quindi gli ammi- nistratori esecutivi e non, i Dirigenti con responsabilità strategiche (cd. key management personnel) in carica nel corso dell’esercizio ammon- tano per il 2023 e il 2022 (inclusi i contributi e gli oneri accessori) rispet- tivamente a €50 milioni e a €59 milioni, e si analizzano come segue: (6) La consuntivazione di tutti i parametri di tipo assoluto viene effettuata al netto degli effetti delle variabili esogene, in applicazione di una metodologia di analisi degli scostamenti predeterminata e approvata dal Comitato Remunerazione, allo scopo di valorizzare l’effettiva performance aziendale derivante dall’azione del management. I compensi spettanti agli amministratori ammontano a €13,9 milioni e i compensi spettanti ai sindaci ammontano a €401 mila (art. 2427, n.16 del Codice civile). Questi compensi riguardano gli emolumenti e ogni altra somma avente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuta per lo svol- gimento della funzione che abbiano costituito un costo per la Società, anche se non soggetti all’imposta sul reddito delle persone fisiche. COMPENSI SPETTANTI AGLI AMMINISTRATORI E SINDACI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023446 ENI (€ milioni) 2023 2022 Proventi (oneri) finanziari: Proventi finanziari 4.344 3.324 Oneri finanziari (4.830) (3.730) Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 263 (44) (223) (450) Strumenti finanziari derivati (42) 234 (265) (216) (€ milioni) 2023 2022 Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto: Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari (517) (400) Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori (784) (105) Interessi passivi su passività per beni in leasing (90) (73) Interessi attivi su depositi e c/c 265 42 Proventi (oneri) su attività finanziarie destinate al trading 229 (42) Proventi (oneri) netti su altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 34 (2) Interessi e altri proventi su crediti finanziari non strumentali all'attività operativa 210 90 Commissioni mancato utilizzo linee di credito (11) (8) (664) (498) Differenze attive (passive) di cambio: Differenze attive realizzate 3.028 2.650 Differenze attive da valutazione 327 416 Differenze passive realizzate (3.045) (2.514) Differenze passive da valutazione (277) (549) 33 3 Altri proventi (oneri) finanziari: Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (a) (79) (44) Interessi e altri proventi su crediti finanziari strumentali all'attività operativa 471 67 Commissioni per servizi finanziari 28 46 Oneri correlati ad operazioni di factoring (24) (8) Interessi su crediti d'imposta 1 1 Altri proventi 8 4 Altri oneri (23) (39) 382 27 Oneri finanziari imputati all’attivo patrimoniale 26 18 (223) (450) (a) La voce riguarda l’incremento dei fondi rischi ed oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio. 29 Proventi (oneri) finanziari I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue: Gli strumenti finanziari derivati, negativi di €42 milioni, sono indicati alla nota n. 23 \- Strumenti finanziari derivati e hedge accounting. I proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate. 447ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE (€ milioni) 2023 2022 Dividendi 3.691 2.336 Plusvalenze nette da vendite 373 214 Plusvalenza su conferimenti 2.006 Altri proventi 432 1.238 Totale proventi 4.496 5.794 Svalutazioni e altri oneri (2.214) (2.023) 2.282 3.771 (€ milioni) 2023 2022 Dividendi Eni International BV 3.190 1.722 Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 107 59 SeaCorridor Srl 95 Eni Insurance Designated Activity Company 81 58 Ecofuel SpA 77 54 Floaters SpA 68 10 Enipower SpA 32 49 Eni Finance International SA 26 15 Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA 10 3 Norpipe Terminal HoldCo Ltd 4 2 Eni International Resources Ltd 1 3 Ieoc SpA 48 EniMoov SpA (ex Eni Fuel SpA) 11 Transmed SpA 2 Azule Energy Angola SpA 300 3.691 2.336 Plusvalenze nette da vendite SeaCorridor Srl 372 Servizio Fondo Bombole Metano SpA 1 Enipower SpA 214 373 214 Plusvalenze su conferimenti Azule Energy Angola SpA 2.006 2.006 Altri proventi Ripresa di valore Saipem SpA 213 Earn out cessione SeaCorridor Srl 202 Ripresa di valore LNG Shipping SpA 8 7 Liquidazione Serfarctoring SpA 8 Ripresa di valore Eni Investments Plc 551 Ripresa di valore Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 359 Ripresa di valore Eni Petroleum Co Inc 287 Ripresa di valore Eni España Comercializadora de Gas SA 31 Ripresa di valore Floaters SpA 2 Altri proventi 1 1 432 1.238 Totale proventi 4.496 5.794 30 Proventi (oneri) su partecipazioni I proventi (oneri) su partecipazioni si analizzano come segue: I proventi su partecipazioni si analizzano come segue: RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023448 ENI (€ milioni) 2023 2022 Svalutazioni Versalis SpA 1.072 379 Eni Petroleum Co Inc 706 Eni Rewind SpA 199 890 Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 115 Eni Mozambico SpA 60 11 Export LNG Ltd 36 45 Floaters SpA 6 Agenzia Giornalistica Italia SpA 5 13 Eni España Comercializadora de Gas SAU 2 Eni Natural Energies SpA 2 Eni Timor Leste SpA 1 2 Società Petrolifera Italiana SpA 1 3 Eni West Africa SpA 1 Raffineria di Gela SpA 331 Saipem SpA 320 Ieoc SpA 14 EniProgetti SpA 11 EniServizi SpA 1 Altre minori 8 2 2.214 2.022 Altri oneri Altri oneri 1 1 Totale oneri 2.214 2.023 (€ milioni) 2023 2022 IRES 228 303 IRAP (99) (26) Altre imposte correnti 86 (1.153) Totale imposte correnti 215 (876) Imposte differite (57) 1 Imposte anticipate (455) 2.513 Totale imposte differite e anticipate (a) (512) 2.514 Totale imposte estere (27) (11) Totale imposte sul reddito di Eni SpA (324) 1.627 Imposte anticipate (differite) relative alla joint operation (1) (4) Totale imposte sul reddito joint operation (1) (4) (325) 1.623 (a) Per il commento si rinvia alla nota n. 16 - Attività per imposte anticipate e passività per imposte differite. Le svalutazioni e gli altri oneri si analizzano come segue: 31 Imposte sul reddito Le imposte sul reddito si analizzano come segue: 449ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE L’ultimo esercizio definito con gli uffici fiscali è quello chiuso al 31 di- cembre 2017. Per effetto delle previsioni dell’art. 67 D.L. 18/2020 e dell’art. 157 D.L. 34/2020 gli atti di accertamento relativi all’IRES, IRAP e IVA per l’esercizio 2017 possono essere notificati fino al 25 marzo 2024. L’analisi della differenza tra l’aliquota teorica e l’aliquota effettiva di Eni SpA, inclusiva delle joint operation è di seguito analizzata: 2023 2022 (€ milioni) Aliquota Imposta Aliquota Imposta Utile prima delle imposte 3.597 24% 863 3.780 24,00% 907 Differenza tra valore e costi della produzione 1.580 4,96% 78 225 4,96% 11 Aliquota teorica 26,18% 24,29% Effetto delle variazioni in aumento (diminuzione) rispetto all'aliquota teorica: \- dividendi esclusi da tassazione -23,47% -13,57% \- cessioni pex -3,53% -12,60% \- perdite fiscali società consolidate -1,51% -9,01% \- valutazione partecipazioni 13,31% 5,02% \- valutazione anticipate -3,27% -57,75% \- altre imposte correnti -2,38% 30,51% \- altre variazioni 3,71% -9,83% Aliquota effettiva 9,04% -42,94% 32 Rapporti con parti correlate Le operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano: a) lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l’impiego di mezzi finanziari con le imprese controllate, collegate e joint venture; b) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre società con- trollate dallo Stato italiano; c) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con società corre- late a Eni SpA per il tramite di alcuni componenti del Consiglio di Amministrazione. La maggior parte di tali operazioni sono esenti dall’applicazione della normativa interna Eni “Operazioni con inte- ressi degli amministratori e sindaci e Operazioni con Parti Correla- te”, emanata in attuazione della regolamentazione Consob, poiché si tratta di operazioni ordinarie concluse a condizioni di mercato o standard, ovvero poiché al di sotto della soglia di esiguità prevista dalla procedura stessa; d) i contributi a soggetti non aventi natura societaria, riferibili a Eni SpA, che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico e i contributi versati ai fondi pensione. In particolare, nel corso del 2023 con: (i) Eni Foundation, costituita senza scopo di lucro e con l’obiettivo di perseguire esclusivamente finalità di solidarietà sociale ed umanitaria nei settori dell’assistenza, della sanità, dell’educazione, della cultura e dell’ambiente, nonché del- la ricerca scientifica e tecnologica (€4 milioni); (ii) Fondazione Eni Enrico Mattei (FEEM), costituita con lo scopo di contribuire, attraverso studi, ricerche e iniziative di formazione e informazione, all’arricchimento delle conoscenze sulle problematiche riguardanti l’economia, l’energia e l’ambiente su scala locale e globale (€5 mi- lioni); (iii) fondo pensione dirigenti (€22 milioni). Tutte le operazioni sono state compiute nell’interesse della Società e, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico, fanno parte dell’ordi- naria gestione. L’analisi dei rapporti di natura commerciale e diversa con le imprese controllate, collegate e joint venture e con altre società controllate dallo Stato è la seguente: RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023450 ENI ESERCIZIO 2023 31.12.2023 2023 Denominazione (€ milioni) Crediti e altre attività Debiti e altre passività Derivati attivi Derivati passivi Garanzie Ricavi (a) Costi (b) Altri proventi (oneri) operativi Imprese controllate Agip Caspian Sea BV 4 14.248 10 Agip Karachaganak BV 5 1 3.127 13 Ecofuel Spa 9 32 64 3 245 Eni Abu Dhabi BV 6 3 49.765 25 1 Eni Abu Dhabi Refining & Trading BV 3.619 Eni Algeria Exploration BV 13 94 17 Eni Arguni I Limited 57 Eni Congo SAU 90 108 Eni Cote d'Ivoire Ltd 28 86 55 Enilive Deutschland GmbH (ex Eni Deutschland GmbH) 161 11 1.181 Eni España Comercializadora de Gas SAU 128 42 36 33 37 1.122 239 14 Enilive France Sarl (ex Eni France Sarl) 1 74 8 Eni Gas & Power France SA 120 1 225 86 186 834 332 Eni Global Energy Markets SpA 1.706 1.508 3.940 3.206 2.672 3.722 1.958 1.787 Eni Indonesia Limited 13 6 20 146 Eni International BV 3 181 4 Eni Lasmo PLC 585 Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 51 71 52 122 264 Eni México S.de RL de CV 22 1 232 52 Eni Mozambico SpA 1 61 55 4 Eni Muara Bakau BV 7 16 10 180 Eni North Africa BV 11 7 24 28 115 Eni Petroleum US LLC 432 Eni Plenitude Iberia SLU 100 Eni Plenitude Renewables Spain SLU 70 Eni Plenitude SpA Società Benefit 492 28 946 725 818 3.406 608 Eni Rewind SpA 26 169 1.018 57 336 Enilive Suisse SA (ex Eni Suisse SA) 14 217 Eni Trade & Biofuels SpA 486 1.832 1 6 3.636 2.322 12.834 (18) Eni Trading & Shipping Inc 991 Eni UK Ltd 13 2 93 36 5 Eni ULX Limited 283 Eni US Operating Co. Inc. 760 Eni USA Gas Marketing LLC 1.270 Enilive SpA (ex Eni Sustainable Mobility SpA) 1.379 114 1 1 359 10.246 1.768 EniMoov SpA (ex Eni Fuel SpA) 730 4 50 2.688 2 Enipower Mantova SpA 10 46 6 54 193 Enipower SpA 71 156 10 151 683 EniProgetti SpA 13 67 11 25 131 EniServizi SpA 10 21 9 40 134 451ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE 31.12.2023 2023 Denominazione (€ milioni) Crediti e altre attività Debiti e altre passività Derivati attivi Derivati passivi Garanzie Ricavi (a) Costi (b) Altri proventi (oneri) operativi Ieoc Production BV 28 10 74 LNG Shipping SpA 12 13 186 3 169 Bioraffineria di Gela SpA (ex Raffineria di Gela SpA) 16 8 152 67 10 Versalis France SAS 3 95 Versalis SpA 123 243 1 121 598 77 Altre (c) 149 84 7 444 348 165 5.951 4.530 5.159 4.058 86.099 27.670 19.655 2.723 Imprese collegate e joint venture Azule Energy Angola BV 14 83 11 Azule Energy Angola SpA 72 3.073 67 Damietta LNG (DLNG) SAE 28 83 North Sea Wind Ltd 169 Società Enipower Ferrara Srl 2 55 5 19 146 Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA 11 473 19 12 Trans Tunisian Pipeline Company SpA 21 29 1 361 Vår Energi ASA 14 68 260 17 807 Altre (c) 37 28 11 44 64 171 681 3.601 178 1.473 Imprese controllate dallo Stato Gruppo Snam 237 351 1.121 1.624 GSE - Gestore Servizi Energetici 57 59 1.088 628 Gruppo Terna 38 13 145 43 8 Altre (c) 31 12 33 44 363 435 2.387 2.339 8 Fondi pensione, fondazioni e altri soggetti correlati 1 2 1 31 6.486 5.648 5.159 4.058 89.700 30.236 23.498 2.731 (a) I ricavi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti i proventi relativi al personale in comando. (b) I costi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti al lordo delle quote capitalizzate e del costo per personale in comando. (c) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023452 ENI ESERCIZIO 2022 31.12.2022 2022 Denominazione (€ milioni) Crediti e altre attività Debiti e altre passività Derivati attivi Derivati passivi Garanzie Ricavi (a) Costi (b) Altri proventi (oneri) operativi Imprese controllate Agip Caspian Sea BV 3 14.753 9 Agip Karachaganak BV 5 1 3.238 14 1 Ecofuel SpA 12 29 63 4 268 Eni Abu Dhabi BV 6 4 51.529 23 3 Eni Abu Dhabi Refining & Trading BV 3.748 Eni Algeria Exploration BV 8 1 101 16 Eni Austria GmbH 15 12 221 Eni Congo SA 33 65 Eni Deutschland GmbH 188 4 5 1.432 56 Eni España Comercializadora De Gas SAU 232 187 37 18 63 3.548 770 (159) Eni Finance International SA 1 136 41 3 Eni Fuel SpA 772 35 62 4.208 11 Eni Gas & Power France SA 296 544 421 105 1.808 258 Eni Global Energy Markets SpA 4.239 3.201 9.842 8.607 2.352 10.344 (7.461) Eni Indonesia Limited 10 23 15 137 Eni Insurance Designated Activity Company 1 1 57 2 33 Eni International BV 1 188 2 Eni Lasmo plc 606 Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 41 50 30 163 492 Eni México, S.de RL de CV 15 1 289 41 Eni Mozambico SpA 1 68 2 Eni Muara Bakau BV 8 10 135 Eni New Energy SpA 1 2 259 5 Eni North Africa BV 8 19 22 6 24 21 267 Eni Petroleum Co Inc 21 4 173 22 5 Eni Petroleum US LLC 438 Eni Plenitude Iberia SLU 105 Eni Plenitude SpA Società Benefit 325 38 4.524 4.876 991 6.878 (947) Eni Rewind SpA 31 159 1.039 71 353 Eni Suisse SA 17 217 8 Eni Sustainable Mobility SpA 1 1 231 Eni Trade & Biofuels SpA 591 1.859 9 6 3.782 3.493 16.236 9 Eni Trading & Shipping Inc 1.106 Eni UK Limited 11 2 89 28 5 Eni ULX Limited 256 Eni US Operating Co. Inc. 787 1 Eni USA Gas Marketing LLC 1.315 Eni Venezuela BV 1 5 63 Enipower Mantova SpA 26 74 6 91 266 Enipower SpA 83 250 1 10 306 959 453ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE 31.12.2022 2022 Denominazione (€ milioni) Crediti e altre attività Debiti e altre passività Derivati attivi Derivati passivi Garanzie Ricavi (a) Costi (b) Altri proventi (oneri) operativi EniProgetti SpA 9 59 10 22 102 EniServizi SpA 7 42 8 56 140 Floaters SpA 22 1 236 Ieoc Production BV 28 1 13 76 2 LNG Shipping SpA 16 17 192 37 155 Nigerian Agip Oil Company Limited 17 77 36 Raffineria di Gela SpA 26 31 69 159 169 Trans Tunisian Pipeline Company SpA 75 485 Versalis France SAS 2 95 Versalis SpA 202 28 1 172 1.408 149 Altre (c) 136 43 520 329 88 7.466 6.241 15.117 13.976 89.036 35.187 21.599 (8.300) Imprese collegate e joint venture Angola LNG Ltd 75 Damietta LNG (DLNG) SAE 14 71 Azule Energy Angola BV (ex Eni Angola Exploration BV) 9 86 9 Azule Energy Angola SpA (ex Eni Angola SpA) 56 3.182 68 Eni North Sea Wind Limited 166 Società Enipower Ferrara Srl 14 69 5 63 172 Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA 6 433 16 12 Vår Energi ASA 14 121 278 19 1.408 Altre (c) 43 21 11 80 89 142 658 3.728 255 1.827 Imprese controllate dallo Stato Gruppo Snam 755 24 1.723 873 GSE - Gestore Servizi Energetici 54 117 5.087 1.141 ITA Airways - Italia Trasporto Aereo SpA 3 179 Gruppo Terna 37 35 4 8 139 90 (18) Altre (c) 9 12 13 21 858 188 4 8 7.141 2.125 (18) Fondi pensione, fondazioni e altri soggetti correlati 2 1 34 8.466 7.089 15.121 13.984 92.764 42.584 25.585 (8.318) (a) I ricavi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti i proventi relativi al personale in comando. (b) I costi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti al lordo delle quote capitalizzate e del costo per personale in comando. (c) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023454 ENI I rapporti commerciali più significativi con le imprese controllate, col- legate e joint venture riguardano: • l’acquisto di greggio da Eni Trade & Biofuels SpA e da Eni Mediterra- nea Idrocarburi SpA sulla base dei corrispettivi legati alle quotazio- ni dei greggi di riferimento sui mercati internazionali riconosciuti; • la fornitura di prodotti petroliferi a società italiane controllate (tra le principali Enilive SpA, EniMoov SpA, Eni Mediterranea Idrocarburi SpA, Eni Trade & Biofuels SpA, Versalis SpA), nonché di greggi a Enilive Deutschland GmbH e prodotti petroliferi a controllate este- re (tra le principali Enilive Suisse SA). I rapporti sono regolati sulla base di corrispettivi legati alle quotazioni dei prodotti e dei greggi sui mercati internazionali di riferimento riconosciuti; • la fornitura di gas e GNL a società controllate in Italia (Eni Plenitu- de SpA Società Benefit, Eni Global Energy Markets SpA, Versalis SpA) e all’estero (Eni Gas & Power France SA, Eni España Comer- cializadora de Gas SAU) sulla base di corrispettivi legati all’anda- mento dei principali prodotti energetici; • la fornitura di energia elettrica e vapore a società controllate (Eni Plenitude SpA Società Benefit, Enipower SpA, Versalis SpA); • l’acquisto di gas e GNL da società controllate e collegate (tra le principali Eni Mediterranea Idrocarburi SpA, Eni North Africa BV, Eni Muara Bakau BV, Eni Global Energy Markets SpA, Eni Indonesia Limited, Eni España Comercializadora de Gas SAU, e Vår Energi ASA) sulla base di corrispettivi legati all’andamento dei principali prodotti energetici; • l’acquisizione di servizi di ingegneria da EniProgetti SpA; • la fornitura di servizi specialistici nel campo dell’upstream petro- lifero a società controllate e collegate (tra le principali Eni Congo SAU, Ieoc Production BV, Azule Energy Angola SpA, Eni Côte d’Ivoi- re Ltd, Eni México S.de RL de CV ed Eni UK Ltd) fatturati sulla base dei costi sostenuti; • l’acquisizione di servizi di trasporto gas all’estero da Trans Tuni- sian Pipeline Company SpA; • l’acquisto di prodotti petrolchimici da Ecofuel SpA sulla base di corrispettivi legati alle quotazioni sui mercati internazionali rico- nosciuti dei prodotti; • l’acquisizione di vapore ed energia elettrica e titoli ambientali da Enipower SpA e di energia elettrica da Enipower Mantova SpA e Società Enipower Ferrara Srl; • l’acquisizione del servizio di cabotaggio (via mare) di prodotti da Eni Trade & Biofuels SpA e LNG Shipping SpA; • il riconoscimento a Eni Rewind SpA degli oneri ambientali soste- nuti a fronte di garanzie rilasciate all’atto della cessione delle par- tecipazioni in Agricoltura SpA e Singea SpA; • il contratto di tolling con le società Enipower SpA ed Enipower Mantova SpA che prevede la consegna in conto lavorazione del gas e la messa a disposizione dell’energia elettrica rilevati sulla base delle disposizioni dell’IFRS16; • il contratto di tolling con Damietta LNG SAE che prevede la conse- gna in conto lavorazione del gas e la messa a disposizione di LNG; • gli anticipi ricevuti da Società Oleodotti Meridionali SpA per il po- tenziamento delle infrastrutture del sistema di trasporto del greg- gio alla Raffineria di Taranto. Eni ha inoltre rapporti commerciali con società di scopo finalizzati alla prestazione di servizi al Gruppo Eni (tra le principali EniServizi SpA ed Eni Insurance Designated Activity Company). In particola- re, i rapporti con EniServizi SpA che svolge servizi generali quali la gestione di immobili, la ristorazione, la guardiania, l’approvvi- gionamento dei beni non strategici e la gestione di magazzini. In considerazione dell’attività svolta e della natura della correlazio- ne (società possedute interamente o pressoché interamente), i servizi forniti da queste società sono regolati sulla base di tariffe definite sulla base dei costi sostenuti – così come quelli che Eni fornisce alle proprie controllate in ambito informatico, amministra- tivo, finanziario, legale e di procurement e della remunerazione del capitale investito. La stipula di contratti derivati a copertura del rischio commodity con Eni Trade & Biofuels SpA, Eni Global Energy Markets SpA, Eni Plenitude SpA Società Benefit, Eni España Comercializadora de Gas SAU ed Eni Gas & Power France SA. I rapporti più significativi con le imprese controllate dallo Stato ri- guardano: • la compravendita di energia elettrica, gas e titoli ambientali, la ven- dita di prodotti petroliferi e capacità di stoccaggio a GSE - Gestore Servizi Energetici per la costituzione delle scorte specifiche tenute dall’Organismo Centrale di Stoccaggio Italiano (OCSIT) in accor- do al decreto legislativo n. 249/12, il contributo a copertura degli oneri derivanti dall’espletamento delle funzioni ed attività di OCSIT e il contributo corrisposto a GSE per la promozione dell’uso del biometano e altri biocarburanti avanzati nel settore dei trasporti; • l’acquisizione di servizi di dispacciamento e la compravendita di energia elettrica per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di corrispettivi legati all’andamento dei principali prodotti energetici e la stipula di contratti derivati su commodity a coper- tura del rischio di volatilità del corrispettivo per l’assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto con il Gruppo Terna; • l’acquisizione di servizi di trasporto, di stoccaggio e servizi di di- stribuzione dal Gruppo Snam nonché la compravendita di gas per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di corrispettivi legati all’andamento dei principali prodotti energetici. 455ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE ESERCIZIO 2023 31.12.2023 2023 Denominazione (€ milioni) Crediti e disponibilità liquide e equivalenti Debiti Garanzie Proventi finanziari Oneri finanziari Derivati Proventi (oneri) su partecipazioni Imprese controllate Agip Caspian Sea BV 34 195 2 Agip Karachaganak BV 16 186 1 1 Banque Eni SA 361 1 7 2 Eni Abu Dhabi BV 1.324 220 49 2 Eni Algeria Exploration BV 299 1 2 Eni Australia BV 93 21 2 Eni Australia Ltd 91 49 2 1 Eni Canada Holding Ltd 60 Eni Congo SAU 3.264 118 Eni Cote d'Ivoire Ltd 1.734 45 40 Enilive Deutschland GmbH (ex Eni Deutschland GmbH) 557 5 Eni Finance International SA 4 431 (8) Enilive France Sarl (ex Eni France Sarl) 50 Eni Ghana Exploration and Production Ltd 182 28 9 Eni Global Energy Markets SpA 276 484 295 12 25 1 Eni In Amenas Ltd 85 1 Eni In Salah Ltd 120 1 Eni International BV 8.398 54 5 Eni International N.A. N.V. Sàrl 71 Eni Investments Plc 1.538 9 Eni Iraq BV 189 1 Eni JPDA 03-13 Ltd 86 1 Eni Lasmo PLC 477 2 Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 360 59 175 8 Eni México S.de RL de CV 2.325 10 22 23 Eni Mozambique LNG Holding BV 52 6 1 Eni New Energy SpA 88 1 4 Eni North Africa BV 52 1 1 9 Eni Oil Algeria Ltd 173 1 Eni Petroleum Co Inc 655 204 20 1 Eni Plenitude SpA Società Benefit 2.000 1 62 3 5 Eni Qatar BV 115 1 Eni Rewind SpA 1.920 11 3 55 Eni Sustainable Mobility US Inc 84 3 L’analisi dei rapporti di natura finanziaria con le imprese controllate, collegate e joint venture e con altre società controllate dallo Stato è la seguente: RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023456 ENI 31.12.2023 2023 Denominazione (€ milioni) Crediti e disponibilità liquide e equivalenti Debiti Garanzie Proventi finanziari Oneri finanziari Derivati Proventi (oneri) su partecipazioni Eni Trade & Biofuels SpA 280 728 1.333 95 9 Eni Trading & Shipping Inc 73 111 1 1 Eni Transporte y Suministro México S. de RL de CV 53 1 Eni Tunisia BV 51 1 Eni Turkmenistan Ltd 3 215 2 Eni UK Ltd 536 3 (4) Eni ULX Ltd 109 2 Eni Venezuela BV 764 88 46 EniBioCh4in SpA 101 4 Enilive SpA (ex Eni Sustainable Mobility SpA) 1.480 1.188 13 12 21 EniMoov SpA (ex Eni Fuel SpA) 161 599 18 Enipower Mantova SpA 224 9 Enipower SpA 1.048 59 EniProgetti SpA 100 29 3 EniServizi SpA 72 71 2 Export LNG Ltd 569 1 3 Floaters SpA 767 143 1.864 5 5 8 LNG Shipping SpA 288 10 Naoc Nigerian Agip Oil Co Ltd 823 113 8 1 Nigerian Agip Exploration Ltd 91 216 3 1 Novamont SpA 146 1 Bioraffineria di Gela SpA (ex Raffineria di Gela SpA) 78 3 Versalis France SAS 220 37 2 3 Versalis SpA 2.041 1 40 46 1 Altre (a) 335 597 93 6 10 (3) 20.506 22.572 3.944 610 746 39 Imprese collegate e joint venture Mozambique Rovuma Venture SpA 1.339 101 1 Altre (a) 17 47 1 2 1 1.356 47 1 103 2 Imprese controllate dallo Stato Gruppo Snam 545 Altre (a) 1 1 1 1 1 546 21.862 22.620 3.945 713 749 39 546 (a) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni. 457ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE 31.12.2022 2022 Denominazione (€ milioni) Crediti e disponibilità liquide e equivalenti Debiti Garanzie Proventi finanziari Oneri finanziari Derivati Proventi (oneri) su partecipazioni Imprese controllate Ecofuel Spa 117 16 (7) Eni Deutschland Gmbh 64 (1) Eni Finance International SA 332 5.308 25.903 56 27 210 Eni Fuel SpA 352 3 1 Eni Global Energy Markets SpA 47 2.450 140 16 13 9 Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 90 94 1 Eni New Energy SpA 120 1 Eni Plenitude SpA Società Benefit 1.497 208 10 5 Eni Rewind SpA 1 2.034 11 8 4 Eni Sustainable Mobility SpA 173 Eni Trade & Biofuels SpA 359 1.425 48 2 9 Eni Trading & Shipping Inc 4 113 1 EniBioCh4in SpA 56 1 Enipower Mantova SpA 4 290 10 Enipower SpA 1.145 1 35 (3) EniProgetti SpA 52 5 Floaters SpA 334 Ieoc Production BV 52 LNG Shipping SpA 301 1 1 Trans Tunisian Pipeline Company SpA 90 (1) Versalis SpA 1.936 26 19 18 (2) Altre (a) 148 264 63 25 7 14 4.456 13.497 27.690 190 100 233 Imprese collegate e joint venture Damietta LNG (DLNG) SAE 105 Mozambique Rovuma Venture SpA 1.187 3 5 Altre (a) 18 39 1 19 2 1.205 39 106 22 5 2 Imprese controllate dallo Stato Altre (a) 10 1 1 10 1 1 5.661 13.546 27.796 213 106 235 (a) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni. ESERCIZIO 2022 Eni provvede alla centralizzazione e copertura dei rischi di cambio e di tasso di interesse delle società del Gruppo attraverso la sti- pula di contratti derivati con le stesse e con le controparti terze. I rapporti finanziari con le imprese del Gruppo sono regolati in forza di una convenzione in base alla quale Eni provvede alla co- pertura dei fabbisogni finanziari e all’impiego della liquidità del Gruppo. Per maggiori informazioni, si rinvia alle note n. 15 - Altre attività finanziarie e n. 18 - Passività finanziarie. I rapporti finanziari comprendono le passività finanziarie per beni in leasing. I proventi (oneri) su partecipazioni riguardano la cessione al grup- po Snam del 49,9% del capitale della SeaCorridor Srl e la cessio- ne al Gruppo GSE della partecipazione in Servizi Fondo Bombole Metano SpA. Per l’illustrazione delle principali garanzie con parti correlate si rinvia alla nota n. 26 - Garanzie, Impegni e rischi. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023458 ENI 31.12.2023 31.12.2022 (€ milioni) Totale Entità correlate Incidenza % Totale Entità correlate Incidenza % Disponibilità liquide ed equivalenti 7.119 163 2,29 7.628 20 0,26 Altre attività finanziarie correnti 6.212 6.139 98,82 3.760 3.565 94,81 Crediti commerciali e altri crediti 8.494 6.310 74,29 11.661 8.434 72,33 Altre Attività correnti 5.227 4.898 93,71 13.076 12.669 96,89 Altre Attività finanziarie non correnti 15.608 15.560 99,69 2.146 2.076 96,74 Altre Attività non correnti 654 437 66,82 2.813 2.484 88,30 Passività finanziarie a breve termine 23.758 21.377 89,98 14.122 12.143 85,99 Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine 2.529 \- n.s. 2.883 \- n.s. Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine 290 139 47,93 373 157 42,09 Debiti commerciali e altri debiti 7.836 5.149 65,71 12.380 6.583 53,17 Altre passività correnti 5.375 3.857 71,76 14.305 12.317 86,10 Passività finanziarie a lungo termine 21.044 3 0,01 16.054 4 0,02 Passività per beni in leasing a lungo termine 1.606 1.101 68,56 1.887 1.242 65,82 Altre passività non correnti 1.194 700 58,63 3.029 2.173 71,74 2023 2022 (€ milioni) Totale Entità correlate Incidenza % Totale Entità correlate Incidenza % Ricavi della gestione caratteristica 42.790 29.312 68,50 74.679 40.936 54,82 Altri ricavi e proventi 432 234 54,17 542 251 46,31 Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi 39.996 22.803 57,01 66.135 24.201 36,59 Altri proventi (oneri) operativi 705 2.731 n.s. (6.325) (8.318) n.s. Proventi finanziari 4.344 713 16,41 3.324 213 6,41 Oneri finanziari 4.830 749 15,51 3.730 106 2,84 Strumenti finanziari derivati (42) 39 n.s. 234 235 n.s. Proventi (oneri) su partecipazioni 2.282 546 23,93 3.771 n.s. (€ milioni) 2023 2022 Ricavi e proventi 29.679 41.519 Costi e oneri (22.851) (24.249) Altri proventi (oneri) operativi 2.731 (8.318) Variazione crediti e debiti commerciali e diversi 654 (4.303) Interessi (112) 88 Flusso di cassa netto da attività operativa 10.101 4.737 Investimenti in attività materiali e immateriali (51) (36) Disinvestimenti in partecipazioni 420 Variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento 124 (10) Variazione crediti finanziari (16.198) 1.631 Flusso di cassa netto da attività di investimento (15.705) 1.585 Variazione debiti finanziari e passività per beni in leasing 9.109 6.258 Flusso di cassa netto da attività di finanziamento 9.109 6.258 Totale flussi finanziari verso entità correlate 3.505 12.580 INCIDENZA DELLE OPERAZIONI O POSIZIONI CON PARTI CORRELATE SULLA SITUAZIONE PATRIMONIALE, SUL RISULTATO ECONOMICO E SUI FLUSSI FINANZIARI L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci di stato patrimoniale è indicata nella seguente tabella riepilogativa: L’incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi: I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella: 459ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE 2023 2022 (€ milioni) Totale Entità correlate Incidenza % Totale Entità correlate Incidenza % Flusso di cassa da attività operativa 6.178 10.101 n.s 5.818 4.737 81,42 Flusso di cassa da attività di investimento (17.704) (15.705) 88,71 (3.715) 1.585 n.s. Flusso di cassa da attività di finanziamento 10.999 9.109 82,82 (1.087) 6.258 n.s. L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi: Ai sensi dell’art. 1, comma 125-bis, della Legge n. 124/2017 e suc- cessive modificazioni, di seguito sono indicate le informazioni in merito alle erogazioni ricevute da parte di entità ed enti pubblici ita- liani, ad esclusione delle società in controllo pubblico quotate e loro partecipate; inoltre ai sensi dell’art. 1, comma 126, della medesima legge, applicabile a Eni SpA in quanto società controllata di diritto o di fatto, direttamente o indirettamente, dallo Stato, sono indicate anche le erogazioni concesse a imprese, persone ed enti pubblici e privati italiani ed esteri. In particolare, non sono oggetto di presentazione: (i) le forme di in- centivo/sovvenzione ricevute in applicazione di un regime generale di aiuto a tutti gli aventi diritto; (ii) i corrispettivi afferenti a presta- zioni di opera/servizi, incluse le sponsorizzazioni, nonché i vantaggi economici aventi natura retributiva o risarcitoria; (iii) i rimborsi e le indennità corrisposti a soggetti impegnati in tirocini formativi e di 33 Erogazioni pubbliche - informativa ex art. 1, commi 125-129, Legge n. 124/2017 orientamento; (iv) i contributi ricevuti per la formazione continua da parte di fondi interprofessionali costituiti nella forma giuridica di associazione; (v) i contributi associativi per l’adesione ad asso- ciazioni di categoria e territoriali, nonché a favore di fondazioni, o altre organizzazioni equivalenti, funzionali alle attività connesse con il business aziendale; (vi) i costi sostenuti a fronte di social project connessi con le attività di investimento operate. Le erogazioni sono individuate secondo il criterio di cassa 7 . L’informativa di seguito presentata include le erogazioni di importo pari o superiore a €10 mila effettuate da un medesimo soggetto ero- gante nel corso del 2023, anche tramite una pluralità di atti. Ai sensi delle disposizioni dell’art. 1, comma 125-quinquies della Leg- ge n. 124/2017, per le erogazioni ricevute si rinvia alle indicazioni contenute nel Registro Nazionale degli Aiuti di Stato di cui all’articolo 52 della Legge 24 dicembre 2012, n. 234. (7) Nel caso di vantaggi economici di natura non monetaria, il criterio per cassa va inteso in senso sostanzialistico, facendo riferimento all’esercizio in cui il beneficio è stato fruito. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023460 ENI Soggetto beneficiario Importo del vantaggio economico corrisposto (€) Comune di Ravenna 5.000.000 Fondazione Eni Enrico Mattei (FEEM) 4.750.000 Eni Foundation 4.455.000 Fondazione Teatro alla Scala 3.202.994 Ministero della Salute della Guinea-Bissau 913.761 Fondazione Giorgio Cini 500.000 WEF - World Economic Forum 313.120 Fondazione Fratelli tutti 250.000 Parrocchia di Santa Barbara - San Donato Milanese 125.000 Extractive Industries Transparency Initiative (EITI) 56.114 Cotec - Fondazione per l'Innovazione Tecnologica 50.000 Agenzia per la sicurezza territoriale e protezione civile 37.500 Aspen Institute Italia 35.000 E4Impact Foundation 35.000 Italiadecide 35.000 Comunità Pastorale Madonna della Pentecoste in Rodano 30.000 Associazione Pionieri e Veterani Eni 27.000 GCNI - Fondazione Global Compact Network Italia 25.000 Voluntary Principles Association (VPA) 24.716 Fondazione Luigi Scotto ONLUS 24.000 Associazione Cure Palliative Livorno 23.000 Fondazione CARITAS Livorno 23.000 Associazione Civita 22.000 Associazione Amici della Luiss 20.000 Centro Studi Americani 20.000 Ara Pacis Initiative For Peace ONLUS 20.000 Famiglie GNAO1 APS 20.000 AIRC - Fondazione AIRC per la Ricerca sul Cancro 12.000 Fondazione Milan 12.000 Harvard University 10.777 Parks - Liberi e Uguali 10.000 Associazione Amici dell'Accademia dei Lincei 10.000 ASD Canoa Club Livorno 10.000 EROGAZIONI CONCESSE 34 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti Nel 2023 e 2022 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti. 35 Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali Nel 2023 e 2022 non si rilevano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali. 36 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio Non si segnalano fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio. Di seguito sono indicate le erogazioni concesse relative essenzialmente a fondazioni, associazioni e altri enti per finalità reputazionali, di liberalità e di sostegno ad iniziative benefiche e di solidarietà: 461ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE Proposte del Consiglio di Amministrazione all’Assemblea degli Azionisti Signori Azionisti, Il Consiglio di Amministrazione Vi propone di: • approvare il bilancio di esercizio al 31 dicembre 2023 di Eni SpA che chiude con l’utile di 3.272.366.066,40 euro; • attribuire l’utile dell’esercizio di 3.272.366.066,40 euro alla riserva disponibile. 13 marzo 2024 per il Consiglio di Amministrazione Il Presidente del Consiglio di Amministrazione Giuseppe Zafarana RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023462 ENI 1\. I sottoscritti Claudio Descalzi e Francesco Esposito in qualità, rispettivamente, di Amministratore Delegato e di Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Eni SpA, attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall’art. 154-bis, commi 3 e 4, del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58: • l’adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell’impresa e • l’effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio d’esercizio nel corso dell’esercizio 2023. 2\. Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio d’esercizio al 31 dicembre 2023 sono state definite e la valuta- zione della loro adeguatezza è stata effettuata sulla base delle norme e metodologie definite da Eni in coerenza con il modello Internal Control – Integrated Framework emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission che rappresenta un framework di riferimento per il sistema di controllo interno generalmente accettato a livello internazionale. 3\. Si attesta, inoltre, che: 3.1 il bilancio d’esercizio al 31 dicembre 2023: a) è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità Europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002; b) corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili; c) è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell’emittente. 3.2 la relazione sulla gestione comprende un’analisi attendibile dell’andamento e del risultato della gestione, nonché della situazione dell’emittente, unitamente alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui è esposto. 13 marzo 2024 Attestazione a norma delle disposizioni dell’art. 154-bis, comma 5 del D.Lgs. 58/1998 (Testo Unico della Finanza) /firma/ Claudio Descalzi Claudio Descalzi Amministratore Delegato /firma/ Francesco Esposito Francesco Esposito Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari 463ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIOBILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE Allegati alle note del bilancio consolidato di Eni SpA al 31 dicembre 2023 466 Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2023 466 Variazioni dell'area di consolidamento verificatesi nell'esercizio 506 Corrispettivi di revisione legale dei conti e dei servizi diversi 510 ALLEGATI Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2023 In conformità a quanto disposto dagli artt. 38 e 39 del D.Lgs. 127/1991 e della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006, sono forniti di seguito gli elenchi delle imprese controlla- te, a controllo congiunto e collegate di Eni SpA al 31 dicembre 2023, nonché delle altre partecipazioni rilevanti. Le imprese sono suddivise per settore di attività e, nell’ambito di ciascun settore di attività, tra Italia ed estero e in ordine alfabetico. Per ogni impresa sono indicati: la denominazione, la sede legale, la sede operativa, il capitale, i soci e le rispettive percentuali di posses- SOCIETÀ CONTROLLATE ASSOGGETTATE A REGIME FISCALE PRIVILEGIATO Il Decreto Legislativo 29 novembre 2018, n. 241, di recepimen- to della Direttiva UE recante norme contro le pratiche di elusione fiscale, ha modificato la nozione di Stato o territorio a regime fi- scale privilegiato di cui all’art. 47-bis del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917. A seguito delle suddette modifiche e delle modifiche ap- portate all’art. 167 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917, le dispo- sizioni in materia di imprese estere controllate, CFC, si applicano se i soggetti controllati non residenti integrano congiuntamente le seguenti condizioni: a) sono assoggettati a tassazione effettiva inferiore alla metà di quella a cui sarebbero stati soggetti qualora residenti in Italia. b) Oltre un terzo dei proventi rientra in una o so; per le imprese consolidate è indicata la percentuale consolida- ta di pertinenza di Eni; per le imprese non consolidate partecipate da imprese consolidate è indicato il criterio di valutazione. In nota è riportata l’indicazione delle partecipazioni con azioni quotate in mercati regolamentati italiani o di altri Paesi dell’Unione Europea, la percentuale di voto spettante nell’assemblea ordinaria se diversa da quella di possesso. I codici delle valute indicati negli elenchi sono conformi all’International Standard ISO 4217. Al 31 dicembre 2023, le imprese di Eni SpA sono così ripartite: più delle seguenti categorie: interessi, canoni, dividendi, redditi da leasing finanziario, redditi da attività assicurativa e bancaria, pro- venti derivanti da prestazione di servizi e compravendita di beni infragruppo con valore economico aggiunto scarso o nullo. Al 31 dicembre 2023 Eni controlla 5 società che beneficiano di un regi- me fiscale privilegiato. Le suddette 5 società sono soggette ad imposizione in Italia perché incluse nella dichiarazione dei redditi di Eni. Nessuna società controllata che beneficia di un regime fiscale pri- vilegiato ha emesso strumenti finanziari e tutti i bilanci 2023 sono oggetto di revisione contabile. ALLEGATI ALLE NOTE DEL BILANCIO CONSOLIDATO DI ENI SPA AL 31 DICEMBRE 2023 Imprese Controllate Imprese a Controllo Congiunto e Collegate Altre partecipazioni rilevanti (a) Italia Estero Totale Italia Estero Totale Italia Estero Totale Imprese consolidate con il metodo integrale 108 266 374 Imprese consolidate joint operation 3 6 9 Partecipazioni di imprese consolidate (b) Valutate con il metodo del patrimonio netto 6 45 51 30 65 95 Valutate con il metodo del costo 4 4 8 3 24 27 Valutate con il metodo del fair value 3 22 25 10 49 59 33 89 122 3 22 25 Partecipazioni di imprese non consolidate Possedute da imprese controllate 1 1 2 4 4 Possedute da imprese a controllo congiunto 1 8 9 1 1 2 1 12 13 Totale 119 316 435 37 107 144 3 22 25 (a) Riguardano le partecipazioni in imprese diverse dalle controllate, controllate congiunte e collegate superiori al 2% o al 10% del capitale, rispettivamente se quotate o non quotate. (b) Le partecipazioni in imprese controllate valutate con il metodo del patrimonio netto e con il metodo del costo riguardano le imprese non significative. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023466 ENI IMPRESA CONSOLIDANTE IMPRESE CONTROLLATE Exploration & Production IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso Eni SpA (#) Roma Italia EUR 4.005.358.876 Cassa Depositi e Prestiti SpA Ministero dell’Economia e delle Finanze Eni SpA Altri Soci 27,73 4,67 4,65 62,95 Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Eni Mediterranea Idrocarburi SpA Gela (CL) Italia EUR 5.200.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. Eni Mozambico SpA San Donato Milanese (MI) Mozambico EUR 200.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. Eni Natural Energies Mozambico Srl San Donato Milanese (MI) Mozambico EUR 100.000 Eni Natural Energies SpA 100,00 P.N. Eni Natural Energies SpA San Donato Milanese (MI) Italia EUR 100.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. Eni Timor Leste SpA San Donato Milanese (MI) Timor Est EUR 4.386.849 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. Eni West Africa SpA San Donato Milanese (MI) Angola EUR 1.000.000 Eni SpA 100,00 P.N. Floaters SpA San Donato Milanese (MI) Italia EUR 200.120.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. Ieoc SpA San Donato Milanese (MI) Egitto EUR 1.518.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. Società Petrolifera Italiana SpA San Donato Milanese (MI) Italia EUR 3.652.000 Eni SpA Soci Terzi 99,96 0,04 99,96 C.I. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati italiani o di altri Paesi dell’UE. 467ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE ALL’ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Agip Caspian Sea BV Amsterdam (Paesi Bassi) Kazakhstan EUR 20.005 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Agip Energy and Natural Resources (Nigeria) Ltd Abuja (Nigeria) Nigeria NGN 5.000.000 Eni International BV Eni Oil Holdings BV 95,00 5,00 100,00 C.I. Agip Karachaganak BV Amsterdam (Paesi Bassi) Kazakhstan EUR 20.005 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Bacton CCS Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 10.000 Eni CCUS H. Ltd 100,00 P.N. Burren Energy (Bermuda) Ltd (1) Hamilton (Bermuda) Regno Unito USD 12.002 Burren Energy Plc 100,00 100,00 C.I. Burren Energy (Egypt) Ltd Londra (Regno Unito) Egitto GBP 2 Burren Energy Plc 100,00 P.N. Burren Energy Congo Ltd (2) Road Town (Isole Vergini Britanniche) Repubblica del Congo USD 50.000 Burren En. (Berm) Ltd 100,00 100,00 C.I. Burren Energy India Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 2 Burren Energy Plc 100,00 100,00 C.I. Burren Energy Plc Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 28.819.023 Eni UK Holding Plc Eni UK Ltd 99,99 (..) 100,00 C.I. Burren Shakti Ltd (1) Hamilton (Bermuda) Regno Unito USD 213.138 Burren En. India Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Abu Dhabi BV (3) Amsterdam (Paesi Bassi) Emirati Arabi Uniti EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Albania BV Amsterdam (Paesi Bassi) Albania EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Algeria Exploration BV Amsterdam (Paesi Bassi) Algeria EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Algeria Ltd Sàrl Lussemburgo (Lussemburgo) Algeria USD 20.000 Eni Oil Holdings BV 100,00 100,00 C.I. Eni Algeria Production BV Amsterdam (Paesi Bassi) Algeria EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Ambalat Ltd Londra (Regno Unito) Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni America Ltd Dover (USA) USA USD 72.000 Eni UHL Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Argentina Exploración y Explotación SA Buenos Aires (Argentina) Argentina ARS 31.997.266 Eni International BV Eni Oil Holdings BV 95,00 5,00 100,00 C.I. Eni Arguni I Ltd Londra (Regno Unito) Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Australia BV Amsterdam (Paesi Bassi) Australia EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Australia Ltd Londra (Regno Unito) Australia GBP 20.000.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Bahrain BV Amsterdam (Paesi Bassi) Bahrein EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (1) Società assoggettata a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia. (2) Società non assoggettata a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione in Congo ed il livello di imposizione non è inferiore al 50% di quello italiano. (3) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione negli Emirati Arabi Uniti ed il livello di imposizione non è inferiore al 50% di quello italiano. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023468 ENI (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (4) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione in Indonesia assogget- tata a livello di imposizione non inferiore al 50% di quello italiano. Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Eni BB Petroleum Inc Dover (USA) USA USD 1.000 Eni Petroleum Co Inc 100,00 100,00 C.I. Eni BTC Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 1 Eni International BV 100,00 P.N. Eni Bukat Ltd Londra (Regno Unito) Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Canada Holding Ltd Calgary (Canada) Canada USD 3.938.200.001 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni CBM Ltd Londra (Regno Unito) Indonesia USD 2.210.728 Eni Lasmo Plc 100,00 P.N. Eni CCUS Holding Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 167.020.000 Eni UK Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni China BV Amsterdam (Paesi Bassi) Cina EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Congo SAU Pointe-Noire (Repubblica del Congo) Repubblica del Congo USD 500.000 Eni E&P Holding BV 100,00 100,00 C.I. Eni Côte d'Ivoire Ltd Londra (Regno Unito) Costa d’Avorio GBP 1 Eni Lasmo Plc 100,00 100,00 C.I. Eni Cyprus Ltd Nicosia (Cipro) Cipro EUR 2.011 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni do Brasil Investimentos em Exploração e Produção de Petróleo Ltda Rio de Janeiro (Brasile) Brasile BRL 1.596.052.720 Eni International BV Eni Oil Holdings BV 99,99 (..) P.N. Eni East Ganal Ltd Londra (Regno Unito) Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni East Med BV Amsterdam (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni East Sepinggan Ltd Londra (Regno Unito) Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Elgin/Franklin Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 100 Eni UK Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Russia BV Amsterdam (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Exploration & Production Holding BV Amsterdam (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 29.832.777,12 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Ganal Deepwater Ltd (4) Hamilton (Bermuda) Indonesia USD 12.700 Eni Lasmo Plc 100,00 100,00 C.I. Eni Ganal Ltd Londra (Regno Unito) Indonesia GBP 2 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Gas & Power LNG Australia BV Amsterdam (Paesi Bassi) Australia EUR 1.013.439 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Ghana Exploration and Production Ltd Accra (Ghana) Ghana GHS 21.412.500 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni GoM Llc Dover (USA) USA USD 5.000 Eni Marketing Inc 100,00 100,00 C.I. Eni Hewett Ltd Aberdeen (Regno Unito) Regno Unito GBP 3.036.000 Eni UK Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Hydrocarbons Venezuela Ltd Londra (Regno Unito) Venezuela GBP 8.050.500 Eni Lasmo Plc 100,00 P.N. Eni In Amenas Ltd Aberdeen (Regno Unito) Algeria USD 1 Eni Algeria Expl. BV 100,00 100,00 C.I. 469ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Eni In Salah Ltd (5) Nassau (Bahamas) Algeria USD 1.002 Eni IS Exploration Ltd Eni Algeria Expl. BV 60,48 39,52 100,00 C.I. Eni India Ltd Londra (Regno Unito) India GBP 1 Eni Lasmo Plc 100,00 P.N. Eni Indonesia Ltd Londra (Regno Unito) Indonesia GBP 100 Eni ULX Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Indonesia Ots 1 Ltd (6) George Town (Isole Cayman) Indonesia USD 1,01 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni International NA NV Sàrl Lussemburgo (Lussemburgo) Regno Unito USD 25.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Investments Plc Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 750.050.000 Eni SpA Eni UK Ltd 99,99 (..) 100,00 C.I. Eni Iran BV Amsterdam (Paesi Bassi) Iran EUR 20.000 Eni International BV 100,00 P.N. Eni Iraq BV Amsterdam (Paesi Bassi) Iraq EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni IS Exploration Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 1 Eni Algeria Expl. BV 100,00 100,00 C.I. Eni Isatay BV Amsterdam (Paesi Bassi) Kazakhstan EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni JPDA 03-13 Ltd Londra (Regno Unito) Australia GBP 250.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni JPDA 06-105 Pty Ltd Perth (Australia) Australia AUD 80.830.576 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni JPDA 11-106 BV Amsterdam (Paesi Bassi) Australia EUR 50.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Kenya BV Amsterdam (Paesi Bassi) Kenya EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Krueng Mane Ltd Londra (Regno Unito) Indonesia GBP 2 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Lasmo Plc Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 337.638.724,25 Eni Investments Plc Eni UK Ltd 99,99 (..) 100,00 C.I. Eni Lebanon BV Amsterdam (Paesi Bassi) Libano EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Liverpool Bay Operating Co Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 1 Eni UK Ltd 100,00 P.N. Eni LNS Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 1 Eni UK Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Makassar Ltd (7) Hamilton (Bermuda) Indonesia USD 12.000 Eni Lasmo Plc 100,00 100,00 C.I. Eni Marketing Inc Dover (USA) USA USD 1.000 Eni Petroleum Co Inc 100,00 100,00 C.I. Eni Maroc BV Amsterdam (Paesi Bassi) Marocco EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (5) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione in Algeria ed il livello di imposizione non è inferiore al 50% di quello italiano. (6) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società è fiscalmente residente nel Regno Unito ed opera con stabile organizzazione in Indonesia assoggettata a livello di imposizione non inferiore al 50% di quello italiano. (7) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione in Indonesia assogget- tata a livello di imposizione non inferiore al 50% di quello italiano. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023470 ENI Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Eni México S. de RL de CV Città del Messico (Messico) Messico MXN 3.000 Eni International BV Eni Oil Holdings BV 99,90 0,10 100,00 C.I. Eni Middle East Ltd Londra (Regno Unito) Emirati Arabi Uniti GBP 1 Eni ULT Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni MOG Ltd (in liquidazione) Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 0 (a) Eni Lasmo Plc Eni LNS Ltd 99,99 (..) 100,00 C.I. Eni Montenegro BV Amsterdam (Paesi Bassi) Repubblica del Montenegro EUR 20.000 Eni International BV 100,00 P.N. Eni Mozambique Engineering Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 1 Eni Lasmo Plc 100,00 P.N. Eni Mozambique LNG Holding BV Amsterdam (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Muara Bakau BV Amsterdam (Paesi Bassi) Indonesia EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Myanmar BV Amsterdam (Paesi Bassi) Myanmar EUR 20.000 Eni International BV 100,00 P.N. Eni New Energy Egypt SAE Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 250.000 Eni International BV Ieoc Exploration BV Ieoc Production BV 99,98 0,01 0,01 P.N. Eni North Africa BV Amsterdam (Paesi Bassi) Libia EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni North Ganal Ltd Londra (Regno Unito) Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Oil & Gas Inc Dover (USA) USA USD 100.800 Eni America Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Oil Algeria Ltd Londra (Regno Unito) Algeria GBP 1.000 Eni Lasmo Plc 100,00 100,00 C.I. Eni Oil Holdings BV Amsterdam (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 450.000 Eni ULX Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Oman BV Amsterdam (Paesi Bassi) Oman EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Peri Mahakam Ltd Londra (Regno Unito) Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Petroleum Co Inc Dover (USA) USA USD 156.600.000 Eni SpA Eni International BV 63,86 36,14 100,00 C.I. Eni Petroleum US Llc Dover (USA) USA USD 1.000 Eni BB Petroleum Inc 100,00 100,00 C.I. Eni Qatar BV Amsterdam (Paesi Bassi) Qatar EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni RAK BV (8) Amsterdam (Paesi Bassi) Emirati Arabi Uniti EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Rapak Deepwater Ltd (9) Hamilton (Bermuda) Indonesia USD 12.000 Eni Lasmo Plc 100,00 100,00 C.I. Eni Rapak Ltd Londra (Regno Unito) Indonesia GBP 2 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni RD Congo SA Kinshasa (Repubblica Democratica del Congo) Repubblica Democratica del Congo CDF 750.000.000 Eni International BV Eni Oil Holdings BV 99,99 (..) P.N. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (8) Società per la quale non sono verificate le condizioni di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione negli Emirati Arabi Uniti e svolge un’attività economica effettiva. (9) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione in Indonesia assogget- tata a livello di imposizione non inferiore al 50% di quello italiano. (a) Azioni senza valore nominale. 471ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Eni Rovuma Basin BV Amsterdam (Paesi Bassi) Mozambico EUR 20.000 Eni Mozamb. LNG H. BV 100,00 100,00 C.I. Eni Sharjah BV (10) Amsterdam (Paesi Bassi) Emirati Arabi Uniti EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni South Africa BV Amsterdam (Paesi Bassi) Repubblica Sudafricana EUR 20.000 Eni International BV 100,00 P.N. Eni South China Sea Ltd Sàrl Lussemburgo (Lussemburgo) Cina USD 20.000 Eni International BV 100,00 P.N. Eni Timor 22-23 BV Amsterdam (Paesi Bassi) Timor Est EUR 20.000 Eni International BV 100,00 P.N. Eni TNS Ltd Aberdeen (Regno Unito) Regno Unito GBP 1.000 Eni UK Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Tunisia BV Amsterdam (Paesi Bassi) Tunisia EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Turkmenistan Ltd (11) Hamilton (Bermuda) Turkmenistan USD 20.000 Burren En. (Berm) Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni UHL Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 1 Eni ULT Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni UK Holding Plc Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 424.050.000 Eni Lasmo Plc Eni UK Ltd 99,99 (..) 100,00 C.I. Eni UK Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 50.000.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni UKCS Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 100 Eni UK Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Ukraine Holdings BV Amsterdam (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 20.000 Eni International BV 100,00 P.N. Eni Ukraine LLC (in liquidazione) Kiev (Ucraina) Ucraina UAH 98.419.627,51 Eni Ukraine Hold. BV Eni International BV 99,99 0,01 Eni ULT Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 93.215.492,25 Eni Lasmo Plc 100,00 100,00 C.I. Eni ULX Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 200.010.000 Eni ULT Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni US Operating Co Inc Dover (USA) USA USD 1.000 Eni Petroleum Co Inc 100,00 100,00 C.I. Eni USA Gas Marketing Llc Dover (USA) USA USD 10.000 Eni Marketing Inc 100,00 100,00 C.I. Eni USA Inc Dover (USA) USA USD 1.000 Eni Oil & Gas Inc 100,00 100,00 C.I. Eni Venezuela BV Amsterdam (Paesi Bassi) Venezuela EUR 20.000 Eni Venezuela E&P H. 100,00 100,00 C.I. Eni Venezuela E&P Holding SA Bruxelles (Belgio) Belgio USD 254.443.200 Eni International BV Eni Oil Holdings BV 99,99 (..) 100,00 C.I. Eni Vietnam BV Amsterdam (Paesi Bassi) Vietnam EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni West Ganal Ltd Londra (Regno Unito) Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni West Timor Ltd Londra (Regno Unito) Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (10) Società per la quale non sono verificate le condizioni di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione negli Emirati Arabi Uniti e svolge un’attività economica effettiva. (11) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione in Turkmenistan ed il livello di imposizione non è inferiore al 50% di quello italiano. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023472 ENI Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Eni Yemen Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 1.000 Burren Energy Plc 100,00 P.N. Export LNG Ltd (12) Hong Kong (Hong Kong) Repubblica del Congo USD 322.325.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. First Calgary Petroleums LP Wilmington (USA) Algeria USD 1 Eni Canada Hold. Ltd FCP Partner Co ULC 99,99 0,01 100,00 C.I. First Calgary Petroleums Partner Co ULC Calgary (Canada) Canada CAD 10 Eni Canada Hold. Ltd 100,00 100,00 C.I. Ieoc Exploration BV Amsterdam (Paesi Bassi) Egitto EUR 20.000 Eni International BV 100,00 P.N. Ieoc Production BV Amsterdam (Paesi Bassi) Egitto EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Lasmo Sanga Sanga Ltd (13) Hamilton (Bermuda) Indonesia USD 12.000 Eni Lasmo Plc 100,00 100,00 C.I. Liverpool Bay CCS Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 117.310.000 Eni CCUS H. Ltd 100,00 100,00 C.I. Liverpool Bay Ltd (in liquidazione) Londra (Regno Unito) Regno Unito USD 1 Eni ULX Ltd 100,00 Co. LLC “Eni Energhia” Mosca (Russia) Russia RUB 2.000.000 Eni Energy Russia BV Eni Oil Holdings BV 99,90 0,10 P.N. Mizamtec Operating Company S. de RL de CV Città del Messico (Messico) Messico MXN 3.000 Eni US Op. Co Inc Eni Petroleum Co Inc 99,90 0,10 P.N. Nigerian Agip CPFA Ltd Lagos (Nigeria) Nigeria NGN 1.262.500 NAOC Ltd Agip En Nat Res. Ltd Nigerian Agip E. Ltd 98,02 0,99 0,99 Co. Nigerian Agip Exploration Ltd Abuja (Nigeria) Nigeria NGN 5.000.000 Eni International BV Eni Oil Holdings BV 99,99 0,01 100,00 C.I. Nigerian Agip Oil Co Ltd Abuja (Nigeria) Nigeria NGN 1.800.000 Eni International BV Eni Oil Holdings BV 99,89 0,11 100,00 C.I. Zetah Congo Ltd (14) Nassau (Bahamas) Repubblica del Congo USD 300 Eni Congo SAU Burren En. Congo Ltd 66,67 33,33 Co. Zetah Kouilou Ltd (14) Nassau (Bahamas) Repubblica del Congo USD 2.000 Eni Congo SAU Burren En. Congo Ltd Soci Terzi 54,50 37,00 8,50 Co. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (12) Società per la quale non sono verificate le condizioni di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917. (13) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società è fiscalmente residente nel Regno Unito ed opera con stabile organizzazione in Indonesia assoggettata a livello di imposizione non inferiore al 50% di quello italiano. (14) Società assoggettata a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia. 473ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Global Gas & LNG Portfolio IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Eni Gas Transport Services Srl San Donato Milanese (MI) Italia EUR 120.000 Eni SpA 100,00 Co. Eni Global Energy Markets SpA Roma Italia EUR 41.233.720 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. LNG Shipping SpA San Donato Milanese (MI) Italia EUR 240.900.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Eni España Comercializadora de Gas SAU Madrid (Spagna) Spagna EUR 2.340.240 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. Eni G&P Trading BV Amsterdam (Paesi Bassi) Turchia EUR 70.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Gas Liquefaction BV Amsterdam (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023474 ENI Enilive, Refining e Chimica Enilive e Refining IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Ecofuel SpA San Donato Milanese (MI) Italia EUR 52.000.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. EniBioCh4in Alexandria Srl Società Agricola San Donato Milanese (MI) Italia EUR 50.000 EniBioCh4in SpA 100,00 100,00 C.I. EniBioCh4in Aprilia Srl San Donato Milanese (MI) Italia EUR 10.000 EniBioCh4in SpA 100,00 100,00 C.I. EniBioCh4in Flaibano Srl Società Agricola San Donato Milanese (MI) Italia EUR 50.000 EniBioCh4in SpA 100,00 100,00 C.I. EniBioCh4in Grupellum Società Agricola Srl San Donato Milanese (MI) Italia EUR 100.000 EniBioCh4in SpA Soci Terzi 98,00 2,00 98,00 C.I. EniBioCh4in Jonica Srl San Donato Milanese (MI) Italia EUR 20.000 EniBioCh4in SpA 100,00 100,00 C.I. EniBioCh4in Momo Società Agricola Srl San Donato Milanese (MI) Italia EUR 20.000 EniBioCh4in SpA 100,00 100,00 C.I. EniBioCh4in Pannellia BioGas Srl Società Agricola San Donato Milanese (MI) Italia EUR 50.000 EniBioCh4in SpA 100,00 100,00 C.I. EniBioCh4in Po Energia Srl Società Agricola (ex Po' Energia Srl Società Agricola) San Donato Milanese (MI) Italia EUR 10.000 EniBioCh4in SpA 100,00 100,00 C.I. EniBioCh4in Quadruvium Srl Società Agricola San Donato Milanese (MI) Italia EUR 100.000 EniBioCh4in SpA 100,00 100,00 C.I. EniBioCh4in Service BioGas Srl San Donato Milanese (MI) Italia EUR 50.000 EniBioCh4in SpA 100,00 100,00 C.I. EniBioCh4in SpA San Donato Milanese (MI) Italia EUR 2.500.000 Eni Sust. Mobility SpA 100,00 100,00 C.I. Enimoov SpA (ex Eni Fuel SpA) Roma Italia EUR 59.944.310 Eni Sust. Mobility SpA 100,00 100,00 C.I. Eni Sustainable Mobility SpA Roma Italia EUR 311.509.143 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. Eni Trade & Biofuels SpA Roma Italia EUR 22.568.759 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. Petroven Srl Genova Italia EUR 918.520 Ecofuel SpA 100,00 100,00 C.I. Raffineria di Gela SpA Gela (CL) Italia EUR 15.000.000 Eni Sust. Mobility SpA 100,00 100,00 C.I. SeaPad SpA Genova Italia EUR 12.400.000 Ecofuel SpA Soci Terzi 80,00 20,00 P.N. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. 475ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Eni Abu Dhabi Refining & Trading BV Amsterdam (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Abu Dhabi Refining & Trading Services BV Amsterdam (Paesi Bassi) Emirati Arabi Uniti EUR 20.000 Eni Abu Dhabi R&T BV 100,00 P.N. Eni Austria GmbH Vienna (Austria) Austria EUR 78.500.000 Eni Sust. Mobility SpA Eni Deutsch. GmbH 75,00 25,00 100,00 C.I. Eni Benelux BV Rotterdam (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 1.934.040 Eni Sust. Mobility SpA 100,00 100,00 C.I. Eni Deutschland GmbH Monaco di Baviera (Germania) Germania EUR 90.000.000 Eni Sust. Mobility SpA Eni International BV 89,00 11,00 100,00 C.I. Eni Ecuador SA Quito (Ecuador) Ecuador USD 103.142,08 Eni International BV Esain SA 99,93 0,07 100,00 C.I. Eni Energy (Shanghai) Co Ltd Shanghai (Cina) Cina EUR 5.000.000 Eni Sust. Mobility SpA 100,00 100,00 C.I. Eni France Sàrl Lione (Francia) Francia EUR 56.800.000 Eni Sust. Mobility SpA 100,00 100,00 C.I. Eni Iberia SLU Alcobendas (Spagna) Spagna EUR 17.299.100 Eni Sust. Mobility SpA 100,00 100,00 C.I. Eni Marketing Austria GmbH Vienna (Austria) Austria EUR 19.621.665,23 Eni Mineralölh. GmbH Eni Sust. Mobility SpA 99,99 (..) 100,00 C.I. Eni Mineralölhandel GmbH Vienna (Austria) Austria EUR 34.156.232,06 Eni Austria GmbH 100,00 100,00 C.I. Eni Schmiertechnik GmbH Wurzburg (Germania) Germania EUR 2.000.000 Eni Deutsch. GmbH 100,00 100,00 C.I. Eni Suisse SA Losanna (Svizzera) Svizzera CHF 102.500.000 Eni Sust. Mobility SpA 100,00 100,00 C.I. Eni Sustainable Mobility US Inc Dover (USA) USA USD 1.000 Eni Sust. Mobility SpA 100,00 100,00 C.I. Eni Trading & Shipping Inc Dover (USA) USA USD 1.000.000 ET&B SpA 100,00 100,00 C.I. Eni Transporte y Suministro México S. de RL de CV Città del Messico (Messico) Messico MXN 3.000 Eni International BV Eni Oil Holdings BV 99,90 0,10 100,00 C.I. Eni USA R&M Co Inc Wilmington (USA) USA USD 11.000.000 Eni International BV 100,00 P.N. Esacontrol SA Quito (Ecuador) Ecuador USD 60.000 Eni Ecuador SA Soci Terzi 87,00 13,00 P.N. Esain SA Quito (Ecuador) Ecuador USD 30.000 Eni Ecuador SA Tecnoesa SA 99,99 (..) 100,00 C.I. Oléoduc du Rhône SA Bovernier (Svizzera) Svizzera CHF 7.000.000 Eni International BV 100,00 P.N. Tecnoesa SA Quito (Ecuador) Ecuador USD 36.000 Eni Ecuador SA Esain SA 99,99 (..) P.N. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023476 ENI (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (15) Società assoggettata a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia. Chimica IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Versalis SpA San Donato Milanese (MI) Italia EUR 300.000.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. Finproject SpA Morrovalle (MC) Italia EUR 18.500.000 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I. Mater-Agro Srl Novara Italia EUR 50.000 Novamont SpA Soci Terzi 85,00 15,00 P.N. Mater-Biotech SpA Novara Italia EUR 120.000 Novamont SpA 100,00 100,00 C.I. Matrìca SpA Porto Torres (SS) Italia EUR 37.500.000 Novamont SpA Versalis SpA 50,00 50,00 100,00 C.I. Novamont SpA Novara Italia EUR 20.000.000 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I. ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Asian Compounds Ltd Hong Kong (Hong Kong) Hong Kong HKD 1.000 Finproject Asia Ltd 100,00 100,00 C.I. BBI Sverige AB Torsby (Svezia) Svezia SEK 100.000 BioBag International 100,00 P.N. BioBag Americas Inc Dunedin (USA) USA USD 476 BioBag International 100,00 100,00 C.I. BioBag Finland OY Vantaa (Finlandia) Finlandia EUR 203.784 BioBag International Soci Terzi 97,99 2,01 P.N. BioBag Inc Toronto (Canada) Canada CAD 100 BioBag International 100,00 P.N. BioBag International AS Indre Østfold (Norvegia) Norvegia NOK 3.565.000 Novamont SpA 100,00 100,00 C.I. BioBag Norge AS Indre Østfold (Norvegia) Norvegia NOK 200.000 BioBag International 100,00 P.N. BioBag Plastics Ltd Delgany (Irlanda) Irlanda EUR 1.000 BioBag International Soci Terzi 90,10 9,90 P.N. BioBag Polska Sp zoo Wroclaw (Polonia) Polonia PLN 106.100 BioBag International 100,00 P.N. BioBag UK Ltd Belfast (Regno Unito) Regno Unito GBP 1.000 BioBag International Soci Terzi 90,10 9,90 P.N. BioBag Zenzo A/S Hillerød (Danimarca) Danimarca DKK 400.000 BioBag International 100,00 P.N. Dagöplast AS Hiiumaa (Estonia) Estonia EUR 76.800 BioBag International 100,00 100,00 C.I. Dunastyr Polisztirolgyártó Zártkörûen Mûködõ Részvénytársaság Budapest (Ungheria) Ungheria HUF 5.219.443.200 Versalis SpA Versalis Deutsch. GmbH Versalis International SA 96,34 1,83 1,83 100,00 C.I. Finproject Asia Ltd (15) Hong Kong (Hong Kong) Hong Kong USD 1.000 Finproject SpA 100,00 100,00 C.I. 477ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Finproject Brasil Industria De Solados Eireli Franca (Brasile) Brasile BRL 1.000.000 Finproject SpA 100,00 P.N. Finproject Guangzhou Trading Co Ltd Guangzhou (Cina) Cina USD 180.000 Finproject SpA 100,00 100,00 C.I. Finproject India Pvt Ltd Jaipur (India) India INR 46.712.940 Versalis Singapore P. Ltd Finproject SpA 99,99 (..) 100,00 C.I. Finproject Romania Srl Valea Lui Mihai (Romania) Romania RON 7.523.030 Finproject SpA 100,00 100,00 C.I. Finproject Viet Nam Company Limited Hai Phong (Vietnam) Vietnam VND 19.623.250.000 Finproject Asia Ltd 100,00 P.N. Foam Creations (2008) Inc Quebec City (Canada) Canada CAD 1.215.000 Finproject SpA 100,00 100,00 C.I. Foam Creations México SA de CV León (Messico) Messico MXN 35.956.433 Foam Creations (2008) Finproject SpA 53,23 46,77 100,00 C.I. Novamont France SAS Parigi (Francia) Francia EUR 40.000 Novamont SpA 100,00 100,00 C.I. Novamont GmbH Eschborn (Germania) Germania EUR 25.564 Novamont SpA 100,00 P.N. Novamont Iberia SLU Cornellà de Llobregat (Spagna) Spagna EUR 50.000 Novamont SpA 100,00 100,00 C.I. Novamont North America Inc Shelton (USA) USA USD 50.000 Novamont SpA 100,00 100,00 C.I. Padanaplast America Llc Wilmington (USA) USA USD 70.000 Finproject SpA 100,00 P.N. Padanaplast Deutschland GmbH Hannover (Germania) Germania EUR 25.000 Finproject SpA 100,00 P.N. Versalis Americas Inc Dover (USA) USA USD 100.000 Versalis International SA 100,00 100,00 C.I. Versalis Congo Sarlu Pointe-Noire (Repubblica del Congo) Repubblica del Congo XAF 1.000.000 Versalis International SA 100,00 100,00 C.I. Versalis Deutschland GmbH Eschborn (Germania) Germania EUR 100.000 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I. Versalis France SAS Mardyck (Francia) Francia EUR 126.115.582,90 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I. Versalis International Côte d'Ivoire Sarlu Abidjan (Costa d'Avorio) Costa d’Avorio XOF 270.000.000 Versalis International SA 100,00 P.N. Versalis International SA Bruxelles (Belgio) Belgio EUR 15.449.173,88 Versalis SpA Versalis Deutsch. GmbH Dunastyr Zrt Versalis France 59,00 23,71 14,43 2,86 100,00 C.I. Versalis Kimya Ticaret Limited Sirketi Istanbul (Turchia) Turchia TRY 20.000 Versalis International SA 100,00 100,00 C.I. Versalis México S. de RL de CV Città del Messico (Messico) Messico MXN 45.001.000 Versalis International SA Versalis SpA 99,99 (..) 100,00 C.I. Versalis Pacific (India) Private Ltd Mumbai (India) India INR 238.700 Versalis Singapore P. Ltd Versalis International SA 99,99 (..) 100,00 C.I. Versalis Pacific Trading (Shanghai) Co Ltd Shanghai (Cina) Cina CNY 15.237.236 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I. Versalis Singapore Pte Ltd Singapore (Singapore) Singapore SGD 5.886.800 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I. Versalis UK Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 4.018.042 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I. Versalis Zeal Ltd Takoradi (Ghana) Ghana GHS 5.650.000 Versalis International SA Soci Terzi 80,00 20,00 80,00 C.I. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023478 ENI Plenitude & Power Plenitude IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Eni Plenitude SpA Società Benefit San Donato Milanese (MI) Italia EUR 770.000.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. Agrikroton Srl - Società Agricola Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Solar Srl 100,00 100,00 C.I. Be Charge Srl Milano Italia EUR 500.000 Be Power SpA 100,00 100,00 C.I. Be Charge Valle d'Aosta Srl Milano Italia EUR 10.000 Be Charge Srl 100,00 100,00 C.I. Be Power SpA Milano Italia EUR 698.251 Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi 99,19 0,81 (a) 100,00 C.I. Borgia Wind Srl Cesena (FC) Italia EUR 100.000 Eni Plen. Wind 2020 Srl 100,00 100,00 C.I. Corridonia Energia Srl Cesena (FC) Italia EUR 20.000 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. Dynamica Srl Cesena (FC) Italia EUR 50.000 Eni Plen. Wind 2022 SpA 100,00 100,00 C.I. Ecoener Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Wind & En. Srl 100,00 100,00 C.I. Elettro Sannio Wind 2 Srl Cesena (FC) Italia EUR 1.225.000 Eni Plen. Wind 2022 SpA 100,00 100,00 C.I. Enerkall Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Wind & En. Srl 100,00 100,00 C.I. Eni New Energy SpA San Donato Milanese (MI) Italia EUR 9.296.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Eni Plenitude Miniwind Srl (ex SEF Miniwind Srl) Cesena (FC) Italia EUR 50.000 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. Eni Plenitude Società Agricola Bio Srl (ex Società Agricola SEF Bio Srl) Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. Eni Plenitude Solar & Miniwind Italia Srl (ex SEF Srl) Cesena (FC) Italia EUR 25.000 Eni New Energy SpA 100,00 100,00 C.I. Eni Plenitude Solar Abruzzo Srl (ex SEF Solar Abruzzo Srl) Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. Eni Plenitude Solar III Srl (ex SEF Green Srl) Cesena (FC) Italia EUR 500 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. Eni Plenitude Solar II Srl (ex SEF Solar II Srl) Cesena (FC) Italia EUR 1.000 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. Eni Plenitude Solar Srl (ex SEF Solar Srl) Cesena (FC) Italia EUR 120.000 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (a) Quota di Controllo: Eni Plenitude SpA SB 100,00 479ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Eni Plenitude Technical Services Srl (ex PLT Engineering Srl) Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Wind & En. Srl 100,00 100,00 C.I. Eni Plenitude Wind & Energy Srl (ex PLT Energia Srl) Cesena (FC) Italia EUR 3.865.474 Eni New Energy SpA 100,00 100,00 C.I. Eni Plenitude Wind 2020 Srl (ex PLT Wind 2020 Srl) Cesena (FC) Italia EUR 1.000.000 Eni Plen. Wind & En. Srl 100,00 100,00 C.I. Eni Plenitude Wind 2022 SpA (ex PLT Wind 2022 SpA) Cesena (FC) Italia EUR 1.000.000 Eni Plen. Wind & En. Srl 100,00 100,00 C.I. Eolica Pietramontecorvino Srl Cesena (FC) Italia EUR 100.000 Eni Plen. Wind & En. Srl 100,00 100,00 C.I. Eolica Wind Power Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Wind 2022 SpA 100,00 100,00 C.I. Eolo Energie - Corleone - Campofiorito Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Wind 2020 Srl 100,00 100,00 C.I. Evolvere SpA Società Benefit Milano Italia EUR 1.130.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Evolvere Venture SpA Milano Italia EUR 50.000 Evolvere SpA Soc. Ben. 100,00 100,00 C.I. Faren Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Solar III Srl 100,00 100,00 C.I. FAS Srl Cesena (FC) Italia EUR 119.000 Eni Plen. Wind & En. Srl 100,00 100,00 C.I. Fotovoltaica Pietramontecorvino Srl Cesena (FC) Italia EUR 100.000 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. FV4P Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. Gemsa Solar Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. GPC Due Srl Cesena (FC) Italia EUR 12.000 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. GPC Uno Srl Cesena (FC) Italia EUR 25.000 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. Green Parity Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Wind & En. Srl 100,00 100,00 C.I. Lugo Società Agricola Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Solar Srl 100,00 100,00 C.I. Lugo Solar Tech Srl Cesena (FC) Italia EUR 100.000 Eni Plen. Solar Srl 100,00 100,00 C.I. Marano Solar Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Solar Srl 100,00 100,00 C.I. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023480 ENI Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Marano Solare Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. Marcellinara Wind Srl Cesena (FC) Italia EUR 35.000 Eni Plen. Wind 2022 SpA 100,00 100,00 C.I. Micropower Srl Cesena (FC) Italia EUR 30.000 Eni Plen. Wind 2020 Srl 100,00 100,00 C.I. Molinetto Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Faren Srl 100,00 100,00 C.I. Montefano Energia Srl Cesena (FC) Italia EUR 20.000 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. Monte San Giusto Solar Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. Olivadi Srl Cesena (FC) Italia EUR 100.000 Eni Plen. Wind 2020 Srl 100,00 100,00 C.I. Parco Eolico di Tursi e Colobraro Srl Cesena (FC) Italia EUR 31.000 Eni Plen. Wind 2022 SpA 100,00 100,00 C.I. Pescina Wind Srl Cesena (FC) Italia EUR 50.000 Eni Plen. Wind 2020 Srl 100,00 100,00 C.I. Pieve5 Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Solar Srl 100,00 100,00 C.I. Pollenza Sole Srl Cesena (FC) Italia EUR 32.500 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. Ravenna 1 FTV Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. RF-AVIO Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. RF-Cavallerizza Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. Ruggiero Wind Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Wind & En. Srl 100,00 100,00 C.I. SAV - Santa Maria Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Wind 2022 SpA 100,00 100,00 C.I. Società Agricola Agricentro Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Solar Srl 100,00 100,00 C.I. Società Agricola Casemurate Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. Società Agricola Forestale Pianura Verde Srl Cesena (FC) Italia EUR 100.000 Soc. Agr. Agricentro Srl 100,00 100,00 C.I. Società Agricola Isola d'Agri Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Solar Srl 100,00 100,00 C.I. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. 481ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Società Agricola L'Albero Azzurro Srl Cesena (FC) Italia EUR 100.000 Soc. Agr. Agricentro Srl 100,00 100,00 C.I. Timpe Muzzunetti 2 Srl Cesena (FC) Italia EUR 2.500 Eni Plen. Wind & En. Srl Soci Terzi 70,00 30,00 70,00 C.I. Vivaro FTV Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. S&M Italia Srl 100,00 100,00 C.I. VRG Wind 127 Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Wind & En. Srl 100,00 100,00 C.I. VRG Wind 149 Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Wind 2022 SpA 100,00 100,00 C.I. W-Energy Srl Cesena (FC) Italia EUR 93.000 Eni Plen. Wind & En. Srl 100,00 100,00 C.I. Wind Salandra Srl Cesena (FC) Italia EUR 100.000 Eni Plen. Wind 2020 Srl 100,00 100,00 C.I. Windsol Srl Cesena (FC) Italia EUR 3.250.000 Eni Plen. Wind 2020 Srl 100,00 100,00 C.I. Wind Turbines Engineering 2 Srl Cesena (FC) Italia EUR 5.450.000 Eni Plen. Wind 2020 Srl 100,00 100,00 C.I. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023482 ENI ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Adriaplin Podjetje za distribucijo zemeljskega plina doo Ljubljana Lubiana (Slovenia) Slovenia EUR 12.956.935 Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi 51,00 49,00 51,00 C.I. Aleria Solar SAS Bastia (Francia) Francia EUR 100 Eni Plen. Op. Fr. SAS 100,00 100,00 C.I. Almazara Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Alpinia Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 100,00 C.I. Anberia Invest SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 13.000 Eni Plen. T. S. Spain 100,00 100,00 C.I. Argon SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 180.000 Eni Plen. Op. Fr. SAS 100,00 100,00 C.I. Armadura Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Arm Wind Llp Astana (Kazakhstan) Kazakhstan KZT 19.069.100.000 Eni Energy Solutions BV 100,00 100,00 C.I. Athies-Samoussy Solar PV1 SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 68.000 Krypton SAS 100,00 100,00 C.I. Athies-Samoussy Solar PV2 SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 40.000 Krypton SAS 100,00 100,00 C.I. Athies-Samoussy Solar PV3 SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 36.000 Krypton SAS 100,00 100,00 C.I. Athies-Samoussy Solar PV4 SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 14.000 Xenon SAS 100,00 100,00 C.I. Athies-Samoussy Solar PV5 SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 14.000 Xenon SAS 100,00 100,00 C.I. Atlante Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Belle Magiocche Solaire SAS Bastia (Francia) Francia EUR 10.000 Eni Plen. Op. Fr. SAS 100,00 100,00 C.I. Boceto Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Bonete Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 100,00 C.I. Brazoria Class B Member Llc Dover (USA) USA USD 1.000 Eni New Energy US Inc 100,00 100,00 C.I. Brazoria County Solar Project Llc Dover (USA) USA USD 1.000 Brazoria HoldCo Llc 100,00 90,69 C.I. Brazoria HoldCo Llc Dover (USA) USA USD 194.670.209 Brazoria Class B Soci Terzi 90,69 9,31 90,69 C.I. BT Kellam Solar Llc Austin (USA) USA USD 1.000 Kellam Tax Eq. Partn. 100,00 95,25 C.I. Camelia Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 100,00 C.I. Celtis Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 100,00 C.I. Chapitel Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Corazon Energy Class B Llc Dover (USA) USA USD 100 Eni New Energy US Inc 100,00 100,00 C.I. Corazon Energy Llc Dover (USA) USA USD 100 Corazon Tax Eq. Part. Llc 100,00 94,03 C.I. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. 483ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Corazon Energy Services Llc Dover (USA) USA USD 100 Eni New Energy US Inc 100,00 P.N. Corazon Tax Equity Partnership Llc Dover (USA) USA USD 184.488.333 Corazon En. Class B Llc Soci Terzi 94,03 5,97 94,03 C.I. Corlinter 5000 SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 13.000 Eni Plen. T. S. Spain 100,00 100,00 C.I. Cornisa Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Desarrollos Empresariales Illas SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 100,00 C.I. Desarrollos Energéticos Riojanos SL Madrid (Spagna) Spagna EUR 876.042 Eni Plenitude SpA SB Energías Amb. de Outes 60,00 40,00 100,00 C.I. Ecovent Parc Eolic SAU Madrid (Spagna) Spagna EUR 1.037.350 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Ekain Renovables SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. T. S. Spain 100,00 100,00 C.I. Energía Eólica Boreas SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Energías Alternativas Eólicas Riojanas SL Madrid (Spagna) Spagna EUR 2.008.901,71 Eni Plenitude SpA SB Des. Energéticos Riojanos 57,50 42,50 100,00 C.I. Energías Ambientales de Outes SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 643.451,49 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Solutions BV Amsterdam (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 20.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Eni Gas & Power France SA Levallois Perret (Francia) Francia EUR 239.500.800 Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi 99,99 (..) 100,00 C.I. Eni New Energy Australia Pty Ltd Perth (Australia) Australia AUD 4 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Eni New Energy Batchelor Pty Ltd Perth (Australia) Australia AUD 1 Eni New En. Aus. Pty Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni New Energy Katherine Pty Ltd Perth (Australia) Australia AUD 1 Eni New En. Aus. Pty Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni New Energy Manton Dam Pty Ltd Perth (Australia) Australia AUD 1 Eni New En. Aus. Pty Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni New Energy US Holding Llc Dover (USA) USA USD 100 Eni New Energy US Inc Eni New Energy US Inv. Inc 99,00 1,00 100,00 C.I. Eni New Energy US Inc Dover (USA) USA USD 100 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Eni New Energy US Investing Inc Dover (USA) USA USD 1.000 Eni New Energy US Inc 100,00 100,00 C.I. Eni Plenitude Iberia SLU Santander (Spagna) Spagna EUR 3.192.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Eni Plenitude Investment Colombia SAS (ex PLT Colombia SAS) Bogotà (Colombia) Colombia COP 510.840.000 Eni Plen. Wind & En. Srl Soci Terzi 51,00 49,00 51,00 C.I. Eni Plenitude Investment Spain SL (ex PLT Spagna SL) Madrid (Spagna) Spagna EUR 100.000 Eni Plen. Wind & En. Srl Soci Terzi 51,00 49,00 51,00 C.I. Eni Plenitude Operations France SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 1.116.489,72 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 100,00 C.I. Eni Plenitude Renewables France SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 51.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 100,00 C.I. Eni Plenitude Renewables Hellas Single Member SA Atene (Grecia) Grecia EUR 8.227.464 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023484 ENI Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Eni Plenitude Renewables Luxembourg Sàrl Lussemburgo (Lussemburgo) Lussemburgo EUR 10.253.560 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Eni Plenitude Renewables Spain SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 6.680 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 100,00 C.I. Eni Plenitude Rooftop France SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 40.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 100,00 C.I. Eni Plenitude Technical Services Colombia SAS (ex PLT Engineering Colombia SAS) Bogotà (Colombia) Colombia COP 1.000.000 Eni Plen. Tech. Serv. Srl Soci Terzi 60,00 40,00 60,00 C.I. Eni Plenitude Technical Services Romania Srl (ex PLT Engineering Romania Srl) Cluj-Napoca (Romania) Romania RON 4.400 Eni Plen. Tech. Serv. Srl Ruggiero Wind Srl 95,00 5,00 100,00 C.I. Eni Plenitude Technical Services Spain SLU (ex PLT Engineering Spagna SLU) Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Tech. Serv. Srl 100,00 100,00 C.I. Eolica Cuellar de la Sierra SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 110.999,77 Eni Plen. Inv. Spain SL 100,00 51,00 C.I. Estanque Redondo Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 100,00 C.I. Fortaleza Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Fotovoltaica Escudero SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 100,00 C.I. Garita Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Gas Supply Company Thessaloniki - Thessalia SA Thessaloniki (Grecia) Grecia EUR 13.761.788 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Guajillo Energy Storage Llc Dover (USA) USA USD 100 Eni New Energy US H. Llc 100,00 100,00 C.I. Guilleus Consulting SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 13.000 Eni Plen. T. S. Spain 100,00 100,00 C.I. HLS Bonete PV SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.602 HLS Bonete Topco SLU 100,00 100,00 C.I. HLS Bonete Topco SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 6.602 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Holding Lanas Solar Sàrl Argenteuil (Francia) Francia EUR 100 Eni Plen. Op. Fr. SAS 100,00 100,00 C.I. Inveese SAS Bogotà (Colombia) Colombia COP 100.000.000 Eni Plen. Inv. Colombia Soci Terzi 75,00 25,00 38,25 C.I. Ixia Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 100,00 C.I. Kellam Solar Class B Llc Dover (USA) USA USD 1 Eni New Energy US Inc 100,00 100,00 C.I. Kellam Tax Equity Partnership Llc Dover (USA) USA USD 41.199.357 Kellam Solar Class B Soci Terzi 95,25 4,75 95,25 C.I. Krypton SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 180.000 Eni Plen. Op. Fr. SAS 100,00 100,00 C.I. Ladronera Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 100,00 C.I. Lanas Solar SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 100 Holding Lanas Solar Sàrl 100,00 100,00 C.I. Maristella Directorship SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Spain SLU 100,00 100,00 C.I. Membrio Solar SLU Lodosa (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 100,00 C.I. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. 485ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Miburia Trade SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 13.000 Eni Plen. T. S. Spain 100,00 100,00 C.I. Olea Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 100,00 C.I. Opalo Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 100,00 C.I. Pistacia Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 100,00 C.I. POP Solar SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 1.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 100,00 C.I. Punes Trade SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 13.000 Eni Plen. T. S. Spain 100,00 100,00 C.I. Renopool 1 SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.015 Eni Plen. Ren. Spain SLU 100,00 100,00 C.I. SKGRPV1 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 37.600 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 100,00 C.I. SKGRPV2 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 39.600 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 100,00 C.I. SKGRPV3 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 37.600 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 100,00 C.I. SKGRPV4 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 36.600 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 100,00 C.I. SKGRPV5 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 22.600 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 100,00 C.I. SKGRPV6 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 28.300 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 100,00 C.I. SKGRPV7 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 66.000 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 100,00 C.I. SKGRPV8 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 27.200 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 100,00 C.I. SKGRPV9 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 27.200 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 100,00 C.I. SKGRPV10 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 19.800 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 100,00 C.I. SKGRPV11 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 26.300 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 100,00 C.I. SKGRPV12 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 31.000 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 100,00 C.I. SKGRPV13 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 45.100 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 100,00 C.I. SKGRPV14 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 121.900 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 100,00 C.I. SKGRPV15 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 39.000 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 100,00 C.I. SKGRPV16 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 32.000 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 100,00 C.I. SKGRPV17 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 50.200 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 100,00 C.I. SKGRPV18 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 6.200 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 100,00 C.I. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023486 ENI (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (a) Quota di Controllo: Eni Plenitude Operations France SAS 100,00 Power IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Enipower SpA San Donato Milanese (MI) Italia EUR 200.000.000 Eni SpA Soci Terzi 51,00 49,00 51,00 C.I. Enipower Mantova SpA San Donato Milanese (MI) Italia EUR 144.000.000 Enipower SpA Soci Terzi 86,50 13,50 44,12 C.I. Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) SKGRPV19 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 91.400 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 100,00 C.I. SKGRPV20 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 59.200 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 100,00 C.I. Tantalio Renovables SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Spain SLU 100,00 100,00 C.I. Tebar Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 100,00 C.I. Wind Grower SLU Ourense (Spagna) Spagna EUR 593.000 Eni Plen. T. S. Spain 100,00 100,00 C.I. Wind Hero SLU Ourense (Spagna) Spagna EUR 563.000 Eni Plen. T. S. Spain 100,00 100,00 C.I. Xenon SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 1.500.100 Eni Plen. Op. Fr. SAS Soci Terzi 0,01 99,99 (a) 100,00 C.I. Zinnia Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 100,00 C.I. 487ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Corporate e Altre attività Corporate e Società finanziarie IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Agenzia Giornalistica Italia SpA Roma Italia EUR 2.000.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. D-Share SpA Milano Italia EUR 121.719,25 AGI SpA 100,00 100,00 C.I. Eni Corporate University SpA San Donato Milanese (MI) Italia EUR 3.360.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. Eni Energia Italia Srl San Donato Milanese (MI) Italia EUR 50.000 Eni SpA 100,00 Co. Eni Trading & Shipping SpA (in liquidazione) Roma Italia EUR 334.171 Eni SpA 100,00 Co. EniProgetti SpA Venezia Marghera (VE) Italia EUR 2.064.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. EniServizi SpA San Donato Milanese (MI) Italia EUR 13.427.419,08 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. Eniverse Ventures Srl San Donato Milanese (MI) Italia EUR 1.550.000 Eni SpA 100,00 Co. Enivibes Srl Milano Italia EUR 3.552.632 Eniverse Soci Terzi 76,00 24,00 Servizi Aerei SpA San Donato Milanese (MI) Italia EUR 48.205.536 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Banque Eni SA Bruxelles (Belgio) Belgio EUR 50.000.000 Eni International BV Eni Oil Holdings BV 99,90 0,10 100,00 C.I. Eni Finance USA Inc Dover (USA) USA USD 2.500.000 Eni Petroleum Co Inc 100,00 100,00 C.I. Eni Insurance DAC Dublino (Irlanda) Irlanda EUR 500.000.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. Eni International BV Amsterdam (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 641.683.425 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. Eni International Resources Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 50.000 Eni SpA Eni UK Ltd 99,99 (..) 100,00 C.I. Eni Next Llc Dover (USA) USA USD 100 Eni Petroleum Co Inc 100,00 100,00 C.I. EniProgetti Egypt Ltd Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 50.000 EniProgetti SpA Eni SpA 99,00 1,00 P.N. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023488 ENI Altre attività IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Eni Rewind SpA San Donato Milanese (MI) Italia EUR 101.755.495,30 Eni SpA Soci Terzi 99,99 (..) 100,00 C.I. Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) Gela (CL) Italia EUR 1.300.000 Eni Rewind SpA Soci Terzi 52,00 48,00 P.N. Progetto Nuraghe Scarl Porto Torres (SS) Italia EUR 10.000 Eni Rewind SpA 100,00 P.N. ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Eni Rewind International BV Amsterdam (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 20.000 Eni International BV 100,00 P.N. Oleodotto del Reno SA Coira (Svizzera) Svizzera CHF 1.550.000 Eni Rewind SpA 100,00 P.N. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. 489ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE IMPRESE A CONTROLLO CONGIUNTO E COLLEGATE Exploration & Production IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Agri-Energy Srl (†) Jolanda di Savoia (FE) Italia EUR 50.000 Eni Natural Energies SpA Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. Azule Energy Angola SpA San Donato Milanese (MI) Angola EUR 20.200.000 Azule Energy Holdings Ltd 100,00 Mozambique Rovuma Venture SpA (†) San Donato Milanese (MI) Mozambico EUR 20.000.000 Eni SpA Soci Terzi 35,71 64,29 P.N. ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Agiba Petroleum Co (†) Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV Soci Terzi 50,00 50,00 Co. Ashrafi Island Petroleum Co (in liquidazione) Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV Soci Terzi 25,00 75,00 Co. Azule Energy Angola (Block 18) BV (ex BP Angola (Block 18) BV) Rotterdam (Paesi Bassi) Angola EUR 2.275.625,42 Azule Energy Holdings Ltd 100,00 Azule Energy Angola BV (ex Eni Angola Exploration BV) Amsterdam (Paesi Bassi) Angola EUR 20.000 Azule Energy Holdings Ltd 100,00 Azule Energy Angola Production BV (ex Eni Angola Production BV) Amsterdam (Paesi Bassi) Angola EUR 20.000 Azule Energy Holdings Ltd 100,00 Azule Energy Exploration Angola (KB) Ltd (ex BP Exploration Angola (Kwanza Benguela) Ltd) Sunbury On Thames (Regno Unito) Angola USD 1 Azule Energy Holdings Ltd 100,00 Azule Energy Exploration (Angola) Ltd (ex BP Exploration (Angola) Ltd) Sunbury On Thames (Regno Unito) Angola USD 1.000.000 Azule Energy Holdings Ltd 100,00 Azule Energy Gas Supply Services Inc Dover (USA) USA USD 1.000 Azule Energy Holdings Ltd 100,00 Azule Energy Holdings Ltd (†) Londra (Regno Unito) Regno Unito USD 1.000.000 Eni International BV Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. Azule Energy Ltd (ex Angola JVCO Ltd) Sunbury On Thames (Regno Unito) Angola USD 1.000 Azule Energy Holdings Ltd 100,00 Azule Energy US Gas Llc (ex BP Gas Supply (Angola) Llc) Wilmington (USA) USA USD 12.800.000 Azule En. Gas Sup. S. Inc 100,00 Barentsmorneftegaz Sàrl (†) Lussemburgo (Lussemburgo) Russia USD 20.000 Eni Energy Russia BV Soci Terzi 33,33 66,67 P.N. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (†) L’impresa è a controllo congiunto. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023490 ENI (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (†) L’impresa è a controllo congiunto. (a) Azioni senza valore nominale. Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Cabo Delgado Gas Development Limitada (†) Maputo (Mozambico) Mozambico MZN 2.500.000 Eni Mozamb. LNG H. BV Soci Terzi 50,00 50,00 Co. Cardón IV SA (†) Caracas (Venezuela) Venezuela VED 0 Eni Venezuela BV Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. Compañia Agua Plana SA Caracas (Venezuela) Venezuela VED 0 Eni Venezuela BV Soci Terzi 26,00 74,00 Co. Coral FLNG SA Maputo (Mozambico) Mozambico MZN 100.000.000 Eni Mozamb. LNG H. BV Soci Terzi 25,00 75,00 P.N. Coral South FLNG DMCC Dubai (Emirati Arabi Uniti) Emirati Arabi Uniti AED 500.000 Eni Mozamb. LNG H. BV Soci Terzi 25,00 75,00 P.N. East Delta Gas Co (in liquidazione) Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV Soci Terzi 37,50 62,50 Co. East Obaiyed Petroleum Co Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV Soci Terzi 37,50 62,50 Co. El Temsah Petroleum Co Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV Soci Terzi 25,00 75,00 Co. El-Fayrouz Petroleum Co (†) (in liquidazione) Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 20.000 Ieoc Exploration BV Soci Terzi 50,00 50,00 Fedynskmorneftegaz Sàrl (†) Lussemburgo (Lussemburgo) Russia USD 20.000 Eni Energy Russia BV Soci Terzi 33,33 66,67 P.N. In Salah Gas Ltd St. Helier (Jersey) Algeria GBP 180 Eni In Salah Ltd Soci Terzi 25,56 74,44 Co. In Salah Gas Services Ltd St. Helier (Jersey) Algeria GBP 180 Eni In Salah Ltd Soci Terzi 25,56 74,44 Co. Isatay Operating Company Llp (†) Astana (Kazakhstan) Kazakhstan KZT 400.000 Eni Isatay Soci Terzi 50,00 50,00 Co. Karachaganak Petroleum Operating BV Amsterdam (Paesi Bassi) Kazakhstan EUR 20.000 Agip Karachaganak BV Soci Terzi 29,25 70,75 Co. Khaleej Petroleum Co Wll Safat (Kuwait) Kuwait KWD 250.000 Eni Middle E. Ltd Soci Terzi 49,00 51,00 P.N. Liberty National Development Co Llc Wilmington (USA) USA USD 0 (a) Eni Oil & Gas Inc Soci Terzi 32,50 67,50 P.N. Mediterranean Gas Co Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV Soci Terzi 25,00 75,00 Co. Meleiha Petroleum Company Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV Soci Terzi 37,50 62,50 Co. Mellitah Oil & Gas BV (†) Amsterdam (Paesi Bassi) Libia EUR 20.000 Eni North Africa BV Soci Terzi 50,00 50,00 Co. Nile Delta Oil Co Nidoco Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV Soci Terzi 37,50 62,50 Co. Norpipe Terminal Holdco Ltd Londra (Regno Unito) Norvegia GBP 55,69 Eni SpA Soci Terzi 14,20 85,80 P.N. North Bardawil Petroleum Co (in liquidazione) Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 20.000 Ieoc Exploration BV Soci Terzi 30,00 70,00 North El Burg Petroleum Co Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV Soci Terzi 25,00 75,00 Co. North El Hammad Petroleum Co Il Cairo (Egitto) Egitto USD 20.000 Ieoc Production BV Soci Terzi 18,75 81,25 Co. Petrobel Belayim Petroleum Co (†) Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV Soci Terzi 50,00 50,00 Co. 491ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) PetroBicentenario SA (†) Caracas (Venezuela) Venezuela VED 0 Eni Lasmo Plc Soci Terzi 40,00 60,00 P.N. PetroJunín SA (†) Caracas (Venezuela) Venezuela VED 0,02 Eni Lasmo Plc Soci Terzi 40,00 60,00 P.N. PetroSucre SA Caracas (Venezuela) Venezuela VED 0 Eni Venezuela BV Soci Terzi 26,00 74,00 P.N. Pharaonic Petroleum Co Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV Soci Terzi 25,00 75,00 Co. Port Said Petroleum Co (†) Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV Soci Terzi 50,00 50,00 Co. QatarEnergy LNG NFE (5) (ex Qatar Liquefied Gas Company Limited (9)) Doha (Qatar) Qatar USD 1.175.885.000 Eni Qatar BV Soci Terzi 25,00 75,00 P.N. Rovuma LNG Investment (DIFC) Ltd Dubai (Emirati Arabi Uniti) Mozambico USD 50.000 Eni Mozamb. LNG H. BV Soci Terzi 25,00 75,00 P.N. Rovuma LNG SA Maputo (Mozambico) Mozambico MZN 100.000.000 Eni Mozamb. LNG H. BV Soci Terzi 25,00 75,00 P.N. Shorouk Petroleum Company Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV Soci Terzi 25,00 75,00 Co. Société Centrale Electrique du Congo SA Pointe-Noire (Repubblica del Congo) Repubblica del Congo XAF 44.732.000.000 Eni Congo SAU Soci Terzi 20,00 80,00 P.N. Société Italo Tunisienne d’Exploitation Pétrolière SA (†) Tunisi (Tunisia) Tunisia TND 5.000.000 Eni Tunisia BV Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. Sodeps - Société de Developpement et d’Exploitation du Permis du Sud SA (†) Tunisi (Tunisia) Tunisia TND 100.000 Eni Tunisia BV Soci Terzi 50,00 50,00 Co. Thekah Petroleum Co (in liquidazione) Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 20.000 Ieoc Exploration BV Soci Terzi 25,00 75,00 United Gas Derivatives Co New Cairo (Egitto) Egitto USD 153.000.000 Eni International BV Soci Terzi 33,33 66,67 P.N. Vår Energi ASA (#) Sandnes (Norvegia) Norvegia NOK 399.425.000 Eni International BV Soci Terzi 63,04 36,96 P.N. VIC CBM Ltd (†) Londra (Regno Unito) Indonesia USD 52.315.912 Eni Lasmo Plc Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. Virginia Indonesia Co CBM Ltd (†) Londra (Regno Unito) Indonesia USD 25.631.640 Eni Lasmo Plc Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. West Ashrafi Petroleum Co (†) (in liquidazione) Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 20.000 Ieoc Exploration BV Soci Terzi 50,00 50,00 (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (†) L’impresa è a controllo congiunto. (#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati extra-UE. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023492 ENI (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (†) L’impresa è a controllo congiunto. (a) Percentuale pari al working interest di Eni. Global Gas & LNG Portfolio IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) SeaCorridor Srl (†) (ex Eni Corridor Srl) San Donato Milanese (MI) Italia EUR 100.000.000 Eni SpA Soci Terzi 50,10 49,90 P.N. ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Blue Stream Pipeline Co BV (†) Amsterdam (Paesi Bassi) Russia USD 22.000 Eni International BV Soci Terzi 50,00 50,00 74,62 (a) J.O. Damietta LNG (DLNG) SAE (†) Damietta (Egitto) Egitto USD 375.000.000 Eni Gas Liquef. BV Soci Terzi 50,00 50,00 50,00 J.O. DLNG Service SAE (†) Damietta (Egitto) Egitto USD 1.000.000 Damietta LNG Eni Gas Liquef. BV Soci Terzi 98,00 1,00 1,00 50,00 J.O. GreenStream BV (†) Amsterdam (Paesi Bassi) Libia EUR 200.000.000 Eni North Africa BV Soci Terzi 50,00 50,00 50,00 J.O. Société Energies Renouvelables Eni-ETAP SA (†) Tunisi (Tunisia) Tunisia TND 11.100.000 Eni International BV Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. 493ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Enilive, Refining e Chimica Enilive e Refining IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Arezzo Gas SpA (†) Arezzo Italia EUR 394.000 Ecofuel SpA Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. CePIM Centro Padano Interscambio Merci SpA Fontevivo (PR) Italia EUR 6.642.928,32 Ecofuel SpA Soci Terzi 44,78 55,22 P.N. Consorzio Operatori GPL di Napoli Napoli Italia EUR 102.000 Ecofuel SpA Soci Terzi 25,00 75,00 Co. Costiero Gas Livorno SpA (†) Livorno Italia EUR 26.000.000 Ecofuel SpA Soci Terzi 65,00 35,00 65,00 J.O. Disma SpA Segrate (MI) Italia EUR 2.600.000 Ecofuel SpA Soci Terzi 25,00 75,00 P.N. Porto Petroli di Genova SpA Genova Italia EUR 2.068.000 Ecofuel SpA Soci Terzi 40,50 59,50 P.N. Raffineria di Milazzo ScpA (†) Milazzo (ME) Italia EUR 171.143.000 Eni SpA Soci Terzi 50,00 50,00 50,00 J.O. Seram SpA Fiumicino (RM) Italia EUR 852.000 Eni SpA Soci Terzi 25,00 75,00 P.N. Sigea Sistema Integrato Genova Arquata SpA Genova Italia EUR 3.326.900 Ecofuel SpA Soci Terzi 35,00 65,00 P.N. Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA (†) Roma Italia EUR 3.085.000 Eni SpA Soci Terzi 70,00 30,00 P.N. South Italy Green Hydrogen Srl (†) Roma Italia EUR 10.000 Eni SpA Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) Abu Dhabi (Emirati Arabi Uniti) Emirati Arabi Uniti AED 500.000.000 Eni Abu Dhabi R&T BV Soci Terzi 20,00 80,00 P.N. ADNOC Global Trading Ltd Abu Dhabi (Emirati Arabi Uniti) Emirati Arabi Uniti USD 100.000.000 Eni Abu Dhabi R&T BV Soci Terzi 20,00 80,00 P.N. AET - Raffineriebeteiligungsgesellschaft mbH (†) Schwedt (Germania) Germania EUR 27.000 Eni Deutsch. GmbH Soci Terzi 33,33 66,67 P.N. Bayernoil Raffineriegesellschaft mbH (†) Vohburg (Germania) Germania EUR 10.226.000 Eni Deutsch. GmbH Soci Terzi 20,00 80,00 20,00 J.O. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (†) L’impresa è a controllo congiunto. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023494 ENI Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) City Carburoil SA (†) Monteceneri (Svizzera) Svizzera CHF 6.000.000 Eni Suisse SA Soci Terzi 49,91 50,09 P.N. Egyptian International Gas Technology Co New Cairo (Egitto) Egitto EGP 100.000.000 Eni International BV Soci Terzi 40,00 60,00 P.N. ENEOS Italsing Pte Ltd Singapore (Singapore) Singapore SGD 12.000.000 Eni Sust. Mobility SpA Soci Terzi 22,50 77,50 P.N. Fuelling Aviation Services GIE Tremblay- en-France (Francia) Francia EUR 0 Eni France Sàrl Soci Terzi 25,00 75,00 Co. Mediterranée Bitumes SA Tunisi (Tunisia) Tunisia TND 1.000.000 Eni International BV Soci Terzi 34,00 66,00 P.N. Routex BV Amsterdam (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 67.500 Eni Sust. Mobility SpA Routex BV Soci Terzi 20,00 20,00 60,00 (a) P.N. Saraco SA Meyrin (Svizzera) Svizzera CHF 420.000 Eni Suisse SA Soci Terzi 20,00 80,00 Co. St. Bernard Renewables Llc (†) Wilmington (USA) USA USD 1.000 ESM US Inc Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. Supermetanol CA (†) Jose Puerto La Cruz (Venezuela) Venezuela VED 0 Ecofuel SpA Supermetanol CA Soci Terzi 34,51 30,07 35,42 50,00 (b) J.O. TBG Tanklager Betriebsgesellschaft GmbH (†) Salisburgo (Austria) Austria EUR 43.603,70 Eni Marketing A. GmbH Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. Weat Electronic Datenservice GmbH Düsseldorf (Germania) Germania EUR 409.034 Eni Deutsch. GmbH Soci Terzi 20,00 80,00 P.N. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (†) L’impresa è a controllo congiunto. (a) Quota di Controllo: Eni Sust. Mobility SpA 25,00 Soci Terzi 75,00 (b) Percentuale pari al working interest di Eni. 495ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Chimica IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Brindisi Servizi Generali Scarl Brindisi Italia EUR 1.549.060 Versalis SpA Eni Rewind SpA Enipower SpA Soci Terzi 49,00 20,20 8,90 21,90 P.N. IFM Ferrara ScpA Ferrara Italia EUR 5.304.464 Versalis SpA Eni Rewind SpA S.E.F. Srl Soci Terzi 19,61 11,51 10,63 58,25 P.N. Polymer Servizi Ecologici Scarl Terni Italia EUR 10.000 Novamont SpA Soci Terzi 32,44 67,56 P.N. Priolo Servizi ScpA Melilli (SR) Italia EUR 28.100.000 Versalis SpA Eni Rewind SpA Soci Terzi 37,22 5,65 57,13 P.N. Ravenna Servizi Industriali ScpA Ravenna Italia EUR 5.597.400 Versalis SpA Enipower SpA Ecofuel SpA Soci Terzi 42,13 30,37 1,85 25,65 P.N. Servizi Porto Marghera Scarl Venezia Marghera (VE) Italia EUR 8.695.718 Versalis SpA Eni Rewind SpA Soci Terzi 48,44 38,39 13,17 P.N. ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) BioBag Baltic OÜ Tallinn (Estonia) Estonia EUR 3.846 BioBag International Soci Terzi 35,00 65,00 P.N. Lotte Versalis Elastomers Co Ltd (†) Yeosu (Corea del Sud) Corea del Sud KRW 601.800.000.000 Versalis SpA Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. Versalis Chem-invest Llp (†) Uralsk City (Kazakhstan) Kazakhstan KZT 64.194.000 Versalis International SA Soci Terzi 49,00 51,00 P.N. VPM Oilfield Specialty Chemicals Llc (†) Abu Dhabi (Emirati Arabi Uniti) Emirati Arabi Uniti AED 1.000.000 Versalis International SA Soci Terzi 49,00 51,00 P.N. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (†) L’impresa è a controllo congiunto. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023496 ENI Plenitude & Power Plenitude IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Atis Floating Wind Srl (†) Milano Italia EUR 10.000 Eni New Energy SpA Soci Terzi 70,00 30,00 P.N. Bettercity SpA Bergamo Italia EUR 4.050.000 Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. Evogy Srl Società Benefit Seriate (BG) Italia EUR 11.785,71 Evolvere Venture SpA Soci Terzi 45,45 54,55 P.N. GreenIT SpA (†) San Donato Milanese (MI) Italia EUR 50.000 Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi 51,00 49,00 P.N. Hergo Renewables SpA (†) Milano Italia EUR 50.000 Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi 65,00 35,00 P.N. Krimisa Floating Wind Srl (†) Milano Italia EUR 10.000 Eni New Energy SpA Soci Terzi 70,00 30,00 P.N. Messapia Floating Wind Srl (†) Milano Italia EUR 10.000 Eni New Energy SpA Soci Terzi 70,00 30,00 P.N. Renewable Dispatching Srl Milano Italia EUR 200.000 Evolvere Venture SpA Soci Terzi 40,00 60,00 P.N. Siel Agrisolare Srl (†) Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. S&M Italia Srl Soci Terzi 51,00 49,00 P.N. Tate Srl Bologna Italia EUR 408.509,29 Evolvere Venture SpA Soci Terzi 36,00 64,00 P.N. ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Bluebell Solar Class A Holdings II Llc Wilmington (USA) USA USD 82.351.634 Eni New Energy US Inc Soci Terzi 99,00 1,00 P.N. Clarensac Solar SAS Fuveau (Francia) Francia EUR 25.000 Eni Plen. Op. Fr. SAS Soci Terzi 40,00 60,00 P.N. Enera Conseil SAS (†) Clichy (Francia) Francia EUR 9.690 Eni G&P France SA Soci Terzi 51,00 49,00 P.N. EnerOcean SL (†) Malaga (Spagna) Spagna EUR 493.320 Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi 37,70 62,30 P.N. Evacuación San Serván 400 SL (†) Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Renopool 1 SLU Soci Terzi 68,77 31,23 P.N. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (†) L’impresa è a controllo congiunto. 497ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (†) L’impresa è a controllo congiunto. Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Guillena 400 Promotores SL (†) Siviglia (Spagna) Spagna EUR 3.000 Almazara Solar SLU Atlante Solar SLU Chapitel Solar SLU Fortaleza Solar SLU Garita Solar SLU Soci Terzi 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 65,05 P.N. Infraestructuras San Serván SET 400 SL (†) Madrid (Spagna) Spagna EUR 90.000 Renopool 1 SLU Soci Terzi 42,31 57,69 P.N. Instalaciones San Serván II 400 SL (†) Madrid (Spagna) Spagna EUR 11.026 Renopool 1 SLU Soci Terzi 52,38 47,62 P.N. Novis Renewables Holdings Llc Wilmington (USA) USA USD 100 Eni New Energy US Inc Soci Terzi 49,00 51,00 P.N. Novis Renewables Llc (†) Wilmington (USA) USA USD 100 Eni New Energy US Inc Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. Parc Tramuntana SL (†) Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.500 Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. Parque Eolico Marino La Janda SL (†) Jerez de la Frontera (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. Parque Eolico Marino Nordes SL (†) Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. Parque Eolico Marino Tarahal SL (†) Las Palmas de Gran Canaria (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. POW - Polish Offshore Wind-Co Sp zoo (†) Varsavia (Polonia) Polonia PLN 5.000 Eni Energy Solutions BV Soci Terzi 95,00 5,00 P.N. Promotores Caparacena 400 SL Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Ladronera Solar SLU Boceto Solar SLU Cornisa Solar SLU Soci Terzi 8,21 7,30 7,30 77,19 P.N. Tramuntana Energy LAB SL (†) Cerdanyola del Valles (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. Vårgrønn AS (†) Stavanger (Norvegia) Norvegia NOK 600.000 Eni Energy Solutions BV Soci Terzi 65,00 35,00 P.N. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023498 ENI Power IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Società Enipower Ferrara Srl (†) San Donato Milanese (MI) Italia EUR 140.000.000 Enipower SpA Soci Terzi 51,00 49,00 26,01 J.O. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (†) L’impresa è a controllo congiunto. 499ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Corporate e Altre attività Corporate e Società finanziarie IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Consorzio per l'attuazione del Progetto Divertor Tokamak Test DTT Scarl (†) Frascati (RM) Italia EUR 1.000.000 Eni SpA Soci Terzi 25,00 75,00 Co. Energy Dome SpA Milano Italia EUR 182.830,21 Eni Next Llc Soci Terzi P.N. Saipem SpA (#)(†) Milano Italia EUR 501.669.790,83 Eni SpA Saipem SpA Soci Terzi 31,19 0,02 68,79 (a) P.N. ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Avanti Battery Company Natick (USA) USA USD 683 Eni Next Llc Soci Terzi P.N. Commonwealth Fusion Systems Llc Wilmington (USA) USA USD 904,64 Eni Next Llc CFS Soci Terzi P.N. Cool Planet Technologies Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 1.000 Eni Next Llc Soci Terzi P.N. CZero Inc Wilmington (USA) USA USD 334 Eni Next Llc Soci Terzi P.N. Form Energy Inc Somerville (USA) USA USD 1.129 Eni Next Llc Soci Terzi P.N. M2X Energy Inc Wilmington (USA) USA USD 99 Eni Next Llc Soci Terzi P.N. sHYp BV PBC Wilmington (USA) USA USD 86 Eni Next Llc Soci Terzi P.N. Swift Solar Inc Wilmington (USA) USA USD 740,37 Eni Next Llc Soci Terzi P.N. Tecninco Engineering Contractors Llp (†) Aksai (Kazakhstan) Kazakhstan KZT 29.478.455 EniProgetti SpA Soci Terzi 49,00 51,00 P.N. Thiozen Inc Wilmington (USA) USA USD 351 Eni Next Llc Soci Terzi P.N. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati italiani o di altri Paesi dell’UE. (†) L’impresa è a controllo congiunto. (a) Quota di Controllo: Eni SpA 31,20 Soci Terzi 68,80 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023500 ENI Altre attività IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) HEA SpA (†) Bologna Italia EUR 50.000 Eni Rewind SpA Soci Terzi 50,00 50,00 Co. LabAnalysis Environmental Science Srl (†) San Giovanni Teatino (CH) Italia EUR 100.000 Eni Rewind SpA Soci Terzi 30,00 70,00 P.N. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (†) L’impresa è a controllo congiunto. 501ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE ALTRE PARTECIPAZIONI RILEVANTI Exploration & Production IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) BF SpA (#) Jolanda di Savoia (FE) Italia EUR 261.883.391 Eni Natural Energies SpA Soci Terzi 5,32 94,68 F.V. Consorzio Universitario in Ingegneria per la Qualità e l’Innovazione Pisa Italia EUR 142.000 Eni SpA Soci Terzi 12,50 87,50 F.V. ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Administradora del Golfo de Paria Este SA Caracas (Venezuela) Venezuela VED 0 Eni Venezuela BV Soci Terzi 19,50 80,50 F.V. Brass LNG Ltd Lagos (Nigeria) Nigeria USD 1.000.000 Eni Int. NA NV Sàrl Soci Terzi 20,48 79,52 F.V. Darwin LNG Pty Ltd West Perth (Australia) Australia AUD 187.569.921,42 Eni G&P LNG Aus. BV Soci Terzi 10,99 89,01 F.V. New Liberty Residential Urban Renewal Company Llc (ex New Liberty Residential Co Llc) West Trenton (USA) USA USD 0 (a) Eni Oil & Gas Inc Soci Terzi 17,50 82,50 F.V. Nigeria LNG Ltd Port Harcourt (Nigeria) Nigeria USD 1.138.207.000 Eni Int. NA NV Sàrl Soci Terzi 10,40 89,60 F.V. North Caspian Operating Company NV L'Aja (Paesi Bassi) Kazakhstan EUR 128.520 Agip Caspian Sea BV Soci Terzi 16,81 83,19 F.V. Petrolera Güiria SA Caracas (Venezuela) Venezuela VED 0 Eni Venezuela BV Soci Terzi 19,50 80,50 F.V. Torsina Oil Co Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 20.000 Ieoc Production BV Soci Terzi 12,50 87,50 F.V. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati italiani o di altri Paesi dell’UE. (a) Azioni senza valore nominale. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023502 ENI Global Gas & LNG Portfolio ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Norsea Gas GmbH Friedeburg-Etzel (Germania) Germania EUR 1.533.875,64 Eni International BV Soci Terzi 13,04 86,96 F.V. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. 503ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Enilive, Refining e Chimica Enilive e Refining ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) BFS Berlin Fuelling Services GbR Berlino (Germania) Germania EUR 89.199 Eni Deutsch. GmbH Soci Terzi 12,50 87,50 F.V. Compañía de Economia Mixta “Austrogas” Cuenca (Ecuador) Ecuador USD 6.863.493 Eni Ecuador SA Soci Terzi 13,38 86,62 F.V. Dépôt Pétrolier de la Côte d’Azur SAS Nanterre (Francia) Francia EUR 207.500 Eni France Sàrl Soci Terzi 18,00 82,00 F.V. Dépôts Pétroliers de Fos SA Fos-Sur-Mer (Francia) Francia EUR 3.954.196,40 Eni France Sàrl Soci Terzi 16,81 83,19 F.V. Gestión de Envases Comerciales e Industriales SL Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Iberia SLU Soci Terzi 16,40 83,60 F.V. Joint Inspection Group Ltd Cambourne (Regno Unito) Regno Unito GBP 0 (a) Eni Sust. Mobility SpA Soci Terzi 12,50 87,50 F.V. S.I.P.G. Société Immobilière Pétrolière de Gestion Snc Tremblay-en- France (Francia) Francia EUR 40.000 Eni France Sàrl Soci Terzi 12,50 87,50 F.V. Saudi European Petrochemical Co "IBN ZAHR" Al Jubail (Arabia Saudita) Arabia Saudita SAR 1.200.000.000 Ecofuel SpA Soci Terzi 10,00 90,00 F.V. Sistema Integrado de Gestion de Aceites Usados Madrid (Spagna) Spagna EUR 175.713 Eni Iberia SLU Soci Terzi 15,45 84,55 F.V. Tanklager - Gesellschaft Tegel (TGT) GbR Amburgo (Germania) Germania EUR 4.953 Eni Deutsch. GmbH Soci Terzi 12,50 87,50 F.V. TAR - Tankanlage Ruemlang AG Ruemlang (Svizzera) Svizzera CHF 3.259.500 Eni Suisse SA Soci Terzi 16,27 83,73 F.V. Tema Lube Oil Co Ltd Accra (Ghana) Ghana GHS 258.309 Eni International BV Soci Terzi 12,00 88,00 F.V. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (a) Azioni senza valore nominale. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023504 ENI Corporate e Altre attività Corporate e Società finanziarie ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) New Energy One Acquisition Corporation Plc (#) Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 56.220,61 Eni International BV Soci Terzi F.V. Altre attività IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso Metodo di consolidamento o criterio di valutazione (*) Ottana Sviluppo ScpA (in fallimento) Nuoro Italia EUR 516.000 Eni Rewind SpA Soci Terzi 30,00 70,00 F.V. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati extra-UE. 505ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Variazioni dell'area di consolidamento verificatesi nell'esercizio Imprese consolidate con il metodo integrale IMPRESE INCLUSE (N. 42) Almazara Solar SLU Madrid Plenitude Acquisizione Armadura Solar SLU Madrid Plenitude Acquisizione Atlante Solar SLU Madrid Plenitude Acquisizione BioBag Americas Inc Dunedin Chimica Acquisizione del controllo BioBag International AS Indre Østfold Chimica Acquisizione del controllo Boceto Solar SLU Madrid Plenitude Acquisizione BT Kellam Solar Llc Austin Plenitude Acquisizione Chapitel Solar SLU Madrid Plenitude Acquisizione Cornisa Solar SLU Madrid Plenitude Acquisizione Dagöplast AS Hiiumaa Chimica Acquisizione del controllo Eni CCUS Holding Ltd Londra Exploration & Production Costituzione Eni East Med BV Amsterdam Exploration & Production Sopravvenuta rilevanza Eni Ganal Deepwater Ltd Hamilton Exploration & Production Acquisizione Eni GoM Llc Dover Exploration & Production Costituzione Eni In Amenas Ltd Aberdeen Exploration & Production Acquisizione Eni In Salah Ltd Nassau Exploration & Production Acquisizione Eni IS Exploration Ltd Londra Exploration & Production Acquisizione Eni Makassar Ltd Hamilton Exploration & Production Acquisizione Eni Peri Mahakam Ltd Londra Exploration & Production Costituzione Eni Rapak Deepwater Ltd Hamilton Exploration & Production Acquisizione Eni Sustainable Mobility US Inc Dover Enilive e Refining Costituzione EniBioCh4in Flaibano Srl Società Agricola San Donato Milanese (MI) Enilive e Refining Acquisizione Fortaleza Solar SLU Madrid Plenitude Acquisizione Garita Solar SLU Madrid Plenitude Acquisizione HLS Bonete PV SLU Madrid Plenitude Acquisizione HLS Bonete Topco SLU Madrid Plenitude Acquisizione Kellam Solar Class B Llc Dover Plenitude Acquisizione Kellam Tax Equity Partnership Llc Dover Plenitude Acquisizione RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023506 ENI Ladronera Solar SLU Madrid Plenitude Acquisizione Liverpool Bay CCS Ltd Londra Exploration & Production Sopravvenuta rilevanza Maristella Directorship SLU Madrid Plenitude Acquisizione Mater-Biotech SpA Novara Chimica Acquisizione del controllo Matrìca SpA Porto Torres (SS) Chimica Acquisizione del controllo Novamont France SAS Parigi Chimica Acquisizione del controllo Novamont Iberia SLU Cornellà de Llobregat Chimica Acquisizione del controllo Novamont North America Inc Shelton Chimica Acquisizione del controllo Novamont SpA Novara Chimica Acquisizione del controllo Renopool 1 SLU Madrid Plenitude Acquisizione Tantalio Renovables SLU Madrid Plenitude Acquisizione Versalis Pacific (India) Private Ltd Mumbai Chimica Sopravvenuta rilevanza Wind Grower SLU Ourense Plenitude Acquisizione Wind Hero SLU Ourense Plenitude Acquisizione 507ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE 4Energia Srl Milano Plenitude Fusione CEF 3 Wind Energy SpA Milano Plenitude Fusione CGDB Enrico Srl San Donato Milanese (MI) Plenitude Fusione CGDB Laerte Srl San Donato Milanese (MI) Plenitude Fusione Eni Corridor Srl (ora SeaCorridor Srl) San Donato Milanese (MI) Global Gas & LNG Portfolio Cessione del controllo Eni Gabon SA Libreville Exploration & Production Cessione Eni Finance International SA Bruxelles Corporate e società finanziarie Fusione Eni Ireland BV (in liquidazione) Amsterdam Exploration & Production Cancellazione Eni Montenegro BV Amsterdam Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza Eni Myanmar BV Amsterdam Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza EniBioCh4in Società Agricola Il Bue Srl San Donato Milanese (MI) Enilive e Refining Cessione Finpower Wind Srl Milano Plenitude Fusione Finproject Brasil Industria De Solados Eireli Franca Chimica Sopravvenuta irrilevanza Finproject Singapore Pte Ltd Singapore Chimica Fusione Finproject Viet Nam Company Limited Hai Phong Chimica Sopravvenuta irrilevanza Padanaplast America Llc Wilmington Chimica Sopravvenuta irrilevanza Padanaplast Deutschland GmbH Hannover Chimica Sopravvenuta irrilevanza PLT Puregreen SpA Cesena (FC) Plenitude Fusione SEA SpA L'Aquila Plenitude Fusione Serfactoring SpA (in liquidazione) San Donato Milanese (MI) Corporate e società finanziarie Cancellazione Società Energie Rinnovabili SpA Palermo Plenitude Fusione Società Energie Rinnovabili 1 SpA Roma Plenitude Fusione Société de Service du Gazoduc Transtunisien SA - Sergaz SA Tunisi Global Gas & LNG Portfolio Cessione del controllo Société pour la Construction du Gazoduc Transtunisien SA - Scogat SA Tunisi Global Gas & LNG Portfolio Cessione del controllo Trans Tunisian Pipeline Co SpA San Donato Milanese (MI) Global Gas & LNG Portfolio Cessione del controllo Wind Park Laterza Srl San Donato Milanese (MI) Plenitude Fusione IMPRESE ESCLUSE (N. 26) RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023508 ENI Imprese consolidate joint operation IMPRESE ESCLUSE (N. 1) Transmediterranean Pipeline Co Ltd St. Helier Global Gas & LNG Portfolio Cessione del controllo congiunto 509ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO BILANCIO CONSOLIDATO RELAZIONE SULLA GESTIONE Corrispettivi di revisione legale dei conti e dei servizi diversi dalla revisione (€ migliaia) Revisore della capogruppo Rete del revisore della capogruppo Totale Tipologia di servizi Società capogruppo Società controllate (1) Gruppo Eni Società capogruppo Società controllate (1) Gruppo Eni Società capogruppo Società controllate (1) Gruppo Eni Revisione legale dei conti 9.977 5.182 15.160 15 10.807 10.822 9.992 15.990 25.982 Servizi di attestazione 132 197 329 \- 251 251 132 448 580 Servizi di consulenza fiscale \- \- \- \- - - \- - - Altri servizi 1.012 1.465 2.478 \- 522 522 1.012 (2) 1.987 (3) 3.000 Totale corrispettivi 11.122 6.845 17.967 15 11.580 11.595 11.137 18.425 29.562 (1) Si intendono società controllate, di cui alla Direttiva Transparency, riconducibili essenzialmente, alle società considerate controllate secondo le disposizioni dei principi contabili internazionali e secondo le normative civilistiche applicabili. (2) Gli altri servizi di revisione forniti da PwC SpA alla capogruppo sono relativi principalmente a servizi per l'emissione di comfort letter in occasione di emissioni obbligazionarie, ai servizi di revisione della relazione predisposta da Eni SpA sui pagamenti ai governi e alle verifiche sui riaddebiti dei costi/tariffe. (3) Gli altri servizi di revisione forniti da PwC SpA e dalle società appartenenti al network PwC alle società controllate sono relativi principalmente a: (i) emissione di comfort letter; (ii) procedure di verifica concordate; e (iii) certifi- cazione tariffe. RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2023510 ENI Eni SpA Sede Legale Piazzale Enrico Mattei, 1 - Roma \- Italia Capitale Sociale al 31 dicembre 2023: € 4.005.358.876,00 interamente versato Registro delle Imprese di Roma, codice fiscale 00484960588 Partita IVA 00905811006 Altre Sedi Via Emilia, 1 - San Donato Milanese (MI) - Italia Piazza Ezio Vanoni, 1 - San Donato Milanese (MI) - Italia Contatti eni.com +39-0659821 800940924 segreteriasocietaria.azionisti@eni.com Uf ficio rapporti con gli investitori Piazza Ezio Vanoni, 1 - 20097 San Donato Milanese (MI) Tel. +39-0252051651 - Fax +39-0252031929 e-mail: investor.relations@eni.com Layout, impaginazione e supervisione K-Change - Roma