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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 2024 Bilancio integrato La Relazione sulla gestione integrata 2024 è redatta se- condo proprie linee guida interne di reporting anche fa- cendo 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 raggiun- gimento degli Obiettivi per lo Sviluppo Sostenibile (SDGs) che l’Organizzazione delle Nazioni Unite ha fissato al fine di indirizzare chiaramente le azioni che tutti gli attori devono intraprendere. Adempimenti ESEF (European Single Electro- nic Format). Questo documento non è stato predisposto ai sensi del Regolamento Delegato UE 2019/815 (Regola- mento ESEF), adottato in attuazione della Direttiva Tran- sparency. Il documento redatto ai sensi del Regolamento ESEF è disponibile (solo in italiano) nell’apposita sezione del sito internet della Società (www.eni.com, sezione Docu- mentazione) e sul meccanismo di stoccaggio centralizzato autorizzato da Consob denominato “1Info” – consultabile all’indirizzo www.1info.it Disclaimer La Relazione Finanziaria Annuale contiene dichiarazioni pre- visionali (forward-looking statements), in particolare nella sezione “Evoluzione prevedibile della gestione”, relative a: piani di investimento, dividendi, acquisto di azioni proprie, 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 signifi- cativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molte- plicità di fattori, tra cui l’avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità del management nell’e- secuzione 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 pe- troliferi, le performance operative effettive, le condizioni ma- croeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni internazionali e l’instabilità socio-politica e i mutamenti del quadro economico e normativo in molti dei Paesi nei quali Eni opera, l’impatto delle regolamentazioni dell’industria de- gli idrocarburi, del settore dell’energia elettrica e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell’applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli sta- keholder 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. LEGENDA Link alla Relazione sulla Gestione e al Bilancio Consolidato Link interni alla Rendicontazione di Sostenibilità Link esterni Relazione sulla gestione Attività 6 Modello di business 8 Principali eventi dell’anno 12 Eni in sintesi 14 Strategia 18 Risk Management Integrato 22 Governance 28 ANDAMENTO OPERATIVO Exploration & Production 42 Global Gas & LNG Portfolio e Power 62 CCS e Agri 68 Enilive e Plenitude 72 Refining e Chimica 78 Attività Ambientali 84 COMMENTO AI RISULTATI E ALTRE INFORMAZIONI Commento ai risultati economico-finanziari 88 Commento ai risultati economico-finanziari di Eni SpA 114 Fattori di rischio e incertezza 122 Evoluzione prevedibile della gestione 137 RENDICONTAZIONE DI SOSTENIBILITÀ 138 Attestazione della rendicontazione di sostenibilità ai sensi dell’art. 81-ter, comma 1, del Regolamento Consob n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modifiche e integrazioni 271 Altre informazioni 272 Glossario 273 Bilancio consolidato Schemi di bilancio 278 Note al bilancio consolidato 286 Informazioni supplementari sull’attività Oil & Gas previste dalla SEC 398 Attestazione a norma dell’art. 154-bis, comma 5 del D.lgs. 58/1998 419 Bilancio di esercizio Schemi di bilancio 422 Note al bilancio di esercizio 428 Proposte del Consiglio di Amministrazione all’Assemblea degli Azionisti 492 Attestazione a norma dell’art. 154-bis, comma 5 del D.lgs. 58/1998 493 Allegati Allegati alle note del bilancio consolidato di Eni SpA al 31 dicembre 2024 496 Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2024 496 Variazioni dell’area di consolidamento verificatesi nell’esercizio 542 Corrispettivi di revisione legale dei conti e dei servizi diversi dalla revisione 546 Lettera agli azionisti Cari azionisti, nel 2024 abbiamo realizzato eccellenti risultati operativi e finanzia- ri grazie all’attuazione della nostra strategia di crescita del valore, fondata sulla capacità tecnologica, la qualità del portafoglio, il di- stintivo modello satellitare e la disciplina finanziaria. Questo ci ha permesso di assicurare remunerazioni crescenti ai nostri azionisti e di avanzare con una robusta sostenibilità economica verso l’o- biettivo della neutralità carbonica. La nuova struttura organizzativa di Eni, articolata su tre raggrup- pamenti di business, rende ancora più efficace l’esecuzione della strategia: (i) “Chief Transition & Financial Officer”, con l’obiettivo di valorizzare i business legati alla transizione; (ii) “Global Natural Re- sources”, con il compito di massimizzare i margini lungo l’intera ca- tena del valore oil & gas, incluso il power e il trading; (iii) “Industrial Transformation”, con il compito di accelerare la riconversione del downstream oil e la ristrutturazione della chimica. I solidi risultati finanziari 2024 dimostrano la capacità di Eni di cogliere le opportunità di un mercato dell’energia in trasformazio- ne, conseguendo stabili ritorni e una significativa riduzione della leva finanziaria, realizzando un utile operativo “EBIT” adjusted di €14,3 miliardi, su base proforma, ed un flusso di cassa operativo adjusted di €13,6 miliardi, entrambi ben superiori alle previsioni di budget. Nel 2024, Eni ha compiuto progressi significativi nel suo programma di dismissioni nette complessivo da €8 miliardi, grazie ai progressi nella strategia di valorizzazione dei satelliti legati alla Lettera agli azionisti transizione Enilive/Plenitude, con incassi di €3,7 miliardi e il ricono- scimento del mercato di un valore d’impresa a multipli molto elevati di oltre €21 miliardi, e alla ristrutturazione del portafoglio Explora- tion & Production con l’uscita da asset non strategici. Il contributo delle dismissioni, i robusti flussi di cassa gestionali e la disciplina finanziaria nei costi e nella selezione dei progetti ci hanno consentito di investire €8,8 miliardi nella crescita del busi- ness e di potenziare la remunerazione degli azionisti, attraverso la crescita del dividendo, ad €1 per azione (+4% rispetto al 2023), e un programma di riacquisto di azioni proprie di €2 miliardi, quasi raddoppiato rispetto a quanto inizialmente comunicato al mercato. Queste misure hanno portato ad uno yield totale di oltre il 10%; il tutto mantenendo sotto controllo il rapporto d’indebitamento che, su base proforma e al netto delle dismissioni definite nel 2024 si attesta al 15%, ai minimi storici per Eni. La crescita è stata significativa sia nel settore tradizionale, sia nei business della transizione. Nel 2024 la produzione upstream ha registrato un incremento del 3% raggiungendo 1,71 milioni di boe/giorno per effetto degli svi- luppi organici in Costa d’Avorio, Congo e Mozambico, dell’avvio del progetto a gas Argo-Cassiopea nell’offshore siciliano, nonché della acquisizione del gruppo britannico Neptune. Grazie all’esplorazione di successo e all’avanzamento dei nuovi pro- getti, abbiamo posto le basi per una nuova fase di sviluppo. L’esplo- razione, con 1,2 miliardi di boe di nuove risorse scoperte nell’anno, si conferma motore di crescita e di creazione di valore. I principali suc- cessi del 2024 sono stati l’incremento dell’area di scoperta di Geng North in Indonesia, la scoperta di Calao in Costa d’Avorio, l’appraisal di Cronos nell’offshore cipriota e due scoperte in Messico. Continuiamo a ridurre il “time-to-market” della produzione delle no- stre riserve grazie al nostro approccio “fast track” e per fasi nello sviluppo dei progetti. A dicembre 2024 è stata avviata, nel rispetto ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 dei tempi e costi di budget, la Fase 2 di Baleine nell’offshore della Costa d’Avorio, mentre per Congo LNG, dopo l’avvio dell’impianto di liquefazione Tango FLNG, la successiva fase di espansione sarà inaugurata a fine 2025. Nel Regno Unito, replicando il modello di successo già sperimentato per Vår Energi e Azule Energy, abbiamo creato con Ithaca Energy un nuovo satellite upstream, geograficamente focalizzato, che combina due portafogli complementari con l’obiettivo di massimizzare le op- portunità di crescita, le sinergie e la generazione di cassa. In Indonesia, anche grazie all’integrazione degli asset di Neptune, è stato approvato dalle autorità locali il programma di sviluppo di due complessi a gas di rilevanza mondiale: il Northern hub, che comprende l’eccezionale scoperta Geng North; e l’estensione del Southern hub, che prolungherà la vita utile della FPU Jangkrik. Nel Mediterraneo orientale, lo storico accordo con Cipro ed Egitto per la valorizzazione delle significative ri- serve di gas cipriota del Blocco 6, facendo leva sulle infrastrutture già presenti in Egitto presso il giacimento di Zohr e l’impianto di liquefa- zione di Damietta, ha posto le basi per la creazione di un hub del gas e l’apertura di una nuova via di rifornimenti gas per l’Europa. Inoltre, è in via di definizione un accordo strategico con Petronas per combinare i rispettivi portafogli gas in Indonesia e Malesia, po- nendo le premesse per creare un’entità che produrrà 500 mila boe/ giorno nel medio termine su un lungo plateau produttivo grazie al rilevante potenziale minerario delle nostre scoperte. Dal lato del- le dismissioni, abbiamo ceduto le attività petrolifere in Alaska, in Nigeria e in Congo, in linea con la strategia di ottimizzazione del portafoglio upstream e maggiore focus sui progetti “core”. Grazie alla crescita della produzione e al controllo dei costi, E&P ha realizzato €13 miliardi di EBIT proforma adjusted. GGP conferma la solidità del proprio modello di business in grado di generare stabili risultati economici, €1,1 miliardi di EBIT proforma adjusted nel 2024, facendo leva sulla continua ottimizzazione del portafoglio gas e LNG. Plenitude ed Enilive, i nostri satelliti impegnati nell’offerta di pro- dotti e servizi sempre più decarbonizzati alla clientela, continua- no a crescere e a generare valore. Entrambi hanno conseguito gli obiettivi annuali di redditività, con circa €1 miliardo di EBITDA proforma adjusted ciascuno nonostante lo sfavorevole scenario. Plenitude ha raggiunto una capacità installata di 4,1 GW (+37% vs. 2023); Enilive ha avviato la realizzazione di tre bioraffinerie: a Livor- no, attraverso la riconversione dell’esistente impianto Eni, in Corea del Sud e in Malesia, in joint venture con partner locali. Nel 2024, l’investimento del fondo KKR in Enilive, per una quota di minoranza del 25% del valore di €2,9 miliardi, e quello di EIP in Plenitude, per una quota complessiva del 10% in due distinte transazioni di €0,8 miliardi di incasso totale, confermano il carattere innovativo del modello di business integrato e le significative prospettive di cre- scita delle due società. Queste operazioni sono esempi concreti e di successo della strategia satellitare di Eni, che ha l’obiettivo di creare le condizioni per lo sviluppo indipendente dei business della transizione a elevato potenziale, garantendo l’accesso a nuovi ba- cini di capitale strategico ed esplicitandone il valore di mercato. A febbraio 2025, il fondo KKR ha concordato con Eni di incrementare la partecipazione in Enilive al 30%, per un controvalore addizionale di €0,6 miliardi. Grazie all’avanzamento dei nostri progetti di cattura e stoccaggio della CO 2 , principalmente in Italia, dove abbiamo avviato la Fase 1 del Progetto Ravenna CCS, e in Regno Unito, con gli importan- ti progressi verso il sanzionamento del progetto HyNet, abbiamo posto le basi per la creazione di un nuovo satellite nei business lower carbon. Per Versalis è stato varato un piano di recupero di redditività che prevede la razionalizzazione delle attività a scarsa marginalità, cracking e produzione polietilene, e la riconversione del portafo- glio prodotti in una piattaforma a elevato valore focalizzata su bio- chimica, economia circolare/da riciclo e polimeri specializzati. Il piano consentirà l’evoluzione della Chimica verso un modello di business capace di sfruttare la leva tecnologica per creare van- taggi competitivi nella transizione, in linea con la strategia di Eni. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI Infatti, il successo della strategia Eni, la competitività del business e l’accesso a nuovi mercati e opportunità di crescita sono guidati dalle nostre tecnologie, sia quelle sviluppate nell’ambito delle at- tività tradizionali, sia quelle sviluppate in laboratorio con l’obiettivo di conseguire importanti breakthrough. I business in crescita della bioraffinazione e della CCS nascono dal nostro patrimonio di tecno- logie consolidate sviluppate in ambito tradizionale, quali l’Ecofining™, innovazione derivante dalla raffinazione tradizionale, e le tecnologie di giacimento per lo stoccaggio della CO 2 . La trasformazione della raffinazione tradizionale e di Versalis farà leva sia sulle riconversioni degli impianti in bioraffinazione e produzione di sistemi di accumulo, sia su tecnologie innovative quali Hoop ® per il riciclo chimico del- le plastiche e Waste-to-Chemicals per la produzione di metanolo/ idrogeno circolari da rifiuti. Nel campo delle soluzioni breakthrough, stiamo lavorando alla fusione a confinamento magnetico per la pro- duzione di energia elettrica a zero emissioni, con l’obiettivo di com- mercializzazione agli inizi del prossimo decennio. I progressi tecnologici di Eni e lo sviluppo di nuove soluzioni energe- tiche si avvalgono della straordinaria potenza di calcolo del nostro nuovo supercomputer HPC6, che rappresenta una leva imprescin- dibile in tutte le fasi di business e per il raggiungimento dell’obietti- vo Net Zero al 2050\. La capacità computazionale, insieme ad altri elementi – come la disponibilità di spazi nei nostri siti industriali e l’elettricità fornita dalle nostre centrali a gas e decarbonizzata grazie alla CCS – sono fattori chiave nel cogliere ulteriori opportunità di bu- siness. Al riguardo, a febbraio 2025 è stata definita una partnership con società emiratine per lo sviluppo di data center in Italia alimenta- ti da “blue power”, nel quadro più ampio di accordi di collaborazione che abbracciano anche la trasmissione di energia rinnovabile tramite interconnessione tra Albania e Italia e i minerali critici. Il nostro business diventa sempre più sostenibile e a contenuto im- patto emissivo. I nostri più recenti progetti upstream, Baleine in Co- sta d’Avorio e Argo/Cassiopea in Italia, sono disegnati in modo da ottenere zero emissioni nette (Scope 1 e 2) sin dallo start-up; grazie a queste e altre iniziative di efficienza, le emissioni nette Upstream, in quota equity, sono diminuite nel 2024 del 55% (vs. baseline del 2018), in linea con l’obiettivo Net Zero Upstream al 2030\. Nel 2024 abbiamo pubblicato il primo Methane Report, riaffermando il no- stro obiettivo di raggiungere entro il 2030 un livello prossimo allo zero (near zero) per le emissioni di metano. Nell’ambito dell’iniziati- va CEO Water Mandate, abbiamo assunto l’impegno di raggiungere entro il 2035 la positività idrica in almeno il 30% dei siti operati con prelievi maggiori di 0,5 Mm 3 /anno di acqua dolce in aree a stress idrico. In riconoscimento del nostro impegno nella sostenibilità, Moody’s ESG Solutions ha confermato il posizionamento Eni in fascia Advanced, la migliore prevista, per le elevate capacità nella gestione dei rischi ESG. Questi risultati si fondano sul nostro modello di business e sulle leve dell’eccellenza operativa, dell’asset integrity e della cultura HSE di tutela della sicurezza delle persone nei luoghi di lavoro, delle comu- nità, dell’ambiente e della proprietà dal rischio intrinseco connesso alla complessità e alla scala delle nostre attività. L’incidente presso il deposito di Calenzano, con il suo tragico bilancio di vite umane, è as- solutamente in contrasto con la nostra cultura aziendale che pone al centro la sicurezza delle persone e l’integrità dei nostri asset. Noi tut- ti in Eni desideriamo esprimere nuovamente la nostra forte vicinanza alle famiglie colpite. L’organizzazione mantiene e rafforza l’impegno nella sicurezza operativa e nel perseguire l’obiettivo di zero infortuni sul posto di lavoro, che continuiamo a sostenere con significative risorse, professionali ed economiche. STRATEGIA La strategia Eni nel prossimo quadriennio è focalizzata sui busi- ness nei quali possiede vantaggi competitivi che generano crescita e rendimenti attrattivi in rapporto al rischio. L’azione industriale Eni nel prossimo quadriennio mira ad accelerare la crescita del valore e la diversificazione del Gruppo, massimizzando i benefici del mo- dello satellitare e mantenendo una solida struttura patrimoniale e una politica di distribuzione in crescita. Nel rispetto di rigorosi criteri ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 di ritorni nella selezione dei progetti, cresceremo in modo organico nell’Upstream e proseguiremo nel nostro percorso di transizione e trasformazione, utilizzando la leva del portafoglio per accelerare l’e- strazione di valore degli asset e ridurre l’esposizione. Per il prossimo quadriennio abbiamo varato un piano di investimenti lordi da €33 miliardi, pari a €27 miliardi includendo il contributo degli incassi netti delle operazioni di portafoglio, i cui impegni saranno autofinanziati grazie ai flussi di cassa gestionali. I principali temi di investimento saranno lo sviluppo di progetti Upstream, prevalentemente a gas, e l’esplorazione per il rimpiazzo delle riserve, il build-up della capacità di generazione rinnovabile, l’espansione delle bioraffinerie, la trasfor- mazione di Versalis e la riconversione della raffinazione tradizionale. La produzione di idrocarburi è prevista crescere a un tasso del 3-4% medio annuo (2-3% al netto delle dismissioni). La capacità rinno- vabile di Plenitude è prevista raggiungere i 10 GW nel 2028, oltre il doppio di quella attuale; la capacità di produzione di biocarburanti aumenterà a oltre 3 milioni di tonnellate/anno al 2028, con un’impor- tante leva di flessibilità data dalla SAF optionality. Versalis, grazie allo sviluppo delle nuove piattaforme bio, circolarità e transizione e alla chiusura di gran parte delle attività commodity (cracker di Ragusa, Brindisi, Priolo) è prevista tornare al breakeven nel 2028\. Nell’ambi- to della trasformazione industriale, completeremo la conversione in bioraffineria di Livorno, con avvio previsto a fine 2026, e procedere- mo alla riconversione bio dei siti di Sannazzaro e Priolo. La gestione attiva del portafoglio si conferma una delle principali fonti di autofinanziamento grazie alla valorizzazione dei satelliti e al Dual Exploration Model, il cui contributo netto previsto è pari a circa €6 miliardi nel periodo 2025-2028. Grazie alle azioni pianificate, alle proiezioni di robusta redditività e alla solida struttura finanziaria, prevediamo di distribuire agli azio- nisti tra il 35% e il 40% del CFFO adjusted, incrementata rispetto al passato, attraverso un dividendo in progressiva crescita e il riacqui- sto di azioni, e di condividere eventuali upside di scenario rispetto ai nostri piani, fino a un massimo del 60%, attraverso il buy-back. Per il 2025 proponiamo un dividendo di €1,05 per azione (+5% vs. 2024) e un riacquisto di azioni di €1,5 miliardi, con upside fino a €3,5 miliardi. Inoltre, confermiamo i progressi verso il conseguimento dei target Net Zero per le emissioni nette Scope 1 e 2 al 2030 per il business upstream e al 2035 per tutte le attività Eni. In definitiva, il piano ’25-’28 proietta una compagnia sempre più com- petitiva, profittevole e finanziariamente solida grazie al percorso di crescita distintiva che accompagna i business tradizionali e della transizione. Una strategia che fa leva sul modello di crescita organi- ca e sulla massimizzazione del valore dei satelliti per rispondere in maniera efficace alle sfide attuali e prospettiche, assicurando forni- ture affidabili, competitive e a ridotto impatto emissivo. Esprimiamo, per concludere, il nostro riconoscimento alle persone di Eni, il princi- pale asset della nostra compagnia, senza il cui impegno e dedizione non sarebbe stato possibile raggiungere i traguardi fin qui conseguiti e pianificare le sfide future. Roma, 18 marzo 2025 Giuseppe Zafarana Il Presidente del Consiglio di Amministrazione Claudio Descalzi L’ Amministratore Delegato Per il Consiglio di Amministrazione RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI Relazione sulla gestione Attività 6 Modello di business 8 Principali eventi dell’anno 12 Eni in sintesi 14 Strategia 18 Risk Management Integrato 22 Governance 28 ANDAMENTO OPERATIVO Exploration & Production 42 Global Gas & LNG Portfolio e Power 62 CCS e Agri 68 Enilive e Plenitude 72 Refining e Chimica 78 Attività Ambientali 84 COMMENTO AI RISULTATI E ALTRE INFORMAZIONI Commento ai risultati economico-finanziari 88 Commento ai risultati economico-finanziari di Eni SpA 114 Fattori di rischio e incertezza 122 Evoluzione prevedibile della gestione 137 RENDICONTAZIONE DI SOSTENIBILITÀ 138 Altre informazioni 272 Glossario 273 ~32.500 i nostri dipendenti 64 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 E GAS ESPLORAZIONE E SVILUPPO RETE DI TRASPORTO TRADING & SHIPPING CATTURA, STOCCAGGIO E UTILIZZO DELLA CO ² CARBON OFFSETS OLIO E 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 SERVIZI THIRD PARTY INDUSTRY CCUS SERVIZI DI RETE PRODOTTI Eni è un’impresa dell’energia, integrata lungo l’intera catena del valore. Vanta una rilevante presenza nelle attività tra- dizionali dell’esplorazione e della produzione di petrolio e gas convenzionali e nella commercializzazione di gas/GNL grazie a un ampio portafoglio di forniture. Nel downstream petrolifero/petrolchimico è in corso un importante proces- so di trasformazione e di riconversione. Eni è impegnata attraverso modelli di business innovativi nello sviluppo delle nuove energie e servizi di decarbonizzazione: rinnovabili da solare/eolico, biocarburanti, biochimica, cattura/sequestro geologico della CO 2 e le linee di ricerca su nuovi paradigmi energetici (fusione magnetica, riciclo chimico della plastica). Eni ha una larga base di clienti sia industriali sia consumatori finali. La distintiva strategia del Gruppo ha come punti di riferimento i vantaggi competitivi del business, le competenze interne e le tecnologie proprietarie con l’obiettivo di cre- scere, di creare valore e di trasformare la Società. Nelle attività tradizionali la crescita e i ritorni fanno leva sull’esplora- zione di successo, con opzione di monetizzazione anticipata delle scoperte, sull’efficiente sviluppo delle risorse e sulla costituzione di entità indipendenti in sinergia con qualificati partner, in ambiti geografici focalizzati, per perseguire op- portunità di sviluppo e di redditività. Nelle attività relative alla transizione energetica, il modello satellitare di Eni prevede la costituzione di entità impegnate nello sviluppo di prodotti e soluzioni a ridotto contenuto carbonico, in grado, grazie all’ingresso di capitali specializzati, di crescere in maniera autonoma e finanziariamente indipendente, liberando valore per la capogruppo, come evidenziano i successi di Enilive e Plenitude. L’efficace esecuzione della strategia, fondata sulla disciplina finanziaria nei costi e negli investimenti e su una robusta struttura patrimoniale, con l’ausilio di solidi pro- cessi di corporate governance e di identificazione e gestione dei rischi consente di continuare a investire nel business e a garantire competitivi ritorni agli azionisti. Il conseguimento dell’obiettivo di Net Zero al 2050 prevede l’utilizzo delle tecnologie disponibili in grado di contribuire fin da subito alla riduzione delle emissioni, quali: • l’utilizzo del gas quale fonte energetica di transizione, affiancata da investimenti per la riduzione delle emissioni di CO 2 e metano; Attività LA CATENA DEL VALORE ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 6 ACQUISTO MATERIE PRIME, SCARTI E RESIDUI BIO E RINNOVABILI SVILUPPO FILIERA AGRI-FEEDSTOCK ACQUISTO GAS DA TERZI PRODUZIONE DA FONTI RINNOVABILI PRODUZIONE OLIO E GAS ESPLORAZIONE E SVILUPPO RETE DI TRASPORTO TRADING & SHIPPING CATTURA, STOCCAGGIO E UTILIZZO DELLA CO ² CARBON OFFSETS OLIO E 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 SERVIZI THIRD PARTY INDUSTRY CCUS SERVIZI DI RETE PRODOTTI • le tecnologie di raffinazione tradizionale applicate nella produzione di biocarburanti, con l’impiego di materie prime di origine biologica, non in competizione con la filiera alimentare nell’ambito del- lo sviluppo dell’agri-business per contribuire alla decarbonizzazione dei trasporti senza repentini mutamenti alle infrastrutture esistenti; • le energie rinnovabili attraverso l’incremento della capacità di generazione installata e l’integrazio- ne con il business retail, facendo leva su un’ampia base di clienti; • le tecnologie di giacimento applicate nella cattura e stoccaggio della CO 2 “Carbon Capture Utiliza- tion e Storage (CCUS)”, in grado di fornire un contributo concreto alla riduzione delle emissioni, in particolare delle installazioni industriali a elevata intensità carbonica mediante lo sviluppo di hub dedicati allo stoccaggio della CO 2 ; • le tecnologie di produzione di bioplastiche e di riciclo meccanico delle plastiche usate. All’utilizzo su scala di tali soluzioni, si affianca la ricerca e sviluppo di tecnologie innovative, quali la fusione a confinamento magnetico o il riciclo chimico delle plastiche che possono contribuire a mutare il paradigma energetico nel lungo termine. Le operazioni di Eni si avvalgono di una catena di fornitura globale per l’approvvigionamento di beni capi- tali, materie prime, opere e servizi. I principali beni approvvigionati hanno riguardato il supporto logistico per l’area dei pozzi e i servizi ausiliari, gli impianti offshore, i servizi di ingegneria per il settore oil & gas, i servizi professionali e i servizi di perforazione dei pozzi. Enilive e Plenitude Refining e Chimica Global Gas & LNG Portfolio e Power Exploration & Production* (*) Incluso CCUS e agribusiness. EUROPA Albania Austria Belgio Cipro Estonia 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 Mozambico Namibia Nigeria Ruanda Tunisia ASIA E OCEANIA Arabia Saudita Australia Bahrain Cina Corea del Sud Emirati Arabi Uniti Hong Kong India Indonesia Iraq Kazakhstan Libano Malesia Oman Pakistan Qatar Russia Singapore Timor Leste Turkmenistan Vietnam AMERICA Argentina Brasile Canada Colombia Messico Stati Uniti Venezuela PAESI DI PRESENZA ENI NEL MONDO RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 7 Il modello di business di Eni sostiene l’impegno aziendale per una transizione energetica social- mente equa ed è volto alla realizzazione di solidi ritorni finanziari e alla creazione di valore di lungo termine per gli stakeholder principali attraverso una consolidata presenza lungo la catena del valore dell’energia. La mission aziendale integra gli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) dell’Agenda 2030 delle Nazioni Unite. Eni si impegna per contribuire a garantire sicurezza energetica, facendo leva su un portafoglio glo- bale e su alleanze con i Paesi produttori. Al contempo, Eni implementa una strategia di transizione improntata ad un approccio tecnologicamente neutrale e pragmatico, volto al mantenimento della competitività del sistema 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 decarbonizzato. 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 modello di business di Eni coniuga l’utilizzo di tecnologie, in larga parte proprietarie, valorizzando le competenze interne e una rete strategica di collaborazioni, 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. Eni è presente lungo tutta la catena del valore - dall’esplorazione, lo sviluppo e l’estrazione di risorse fino alla commercializzazione di energia, prodotti e servizi ai clienti finali - sviluppando solidi modelli di business integrati che valorizzano i propri asset industriali e la propria base clienti. A supporto di questo modello integrato si inseriscono il sistema di Corporate Governance, basato sui principi di trasparenza e integrità, e il processo di Risk Management Integrato, funzionale per as- sicurare, attraverso la valutazione 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 signifi- cativi 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 (in- put) di cui l’organizzazione dispone e sulla loro trasformazione in output, mediante l’attuazione della propria strategia. Le risorse immateriali sono parte integrante del processo di creazione di valore di Eni e includono le competenze delle persone, l’innovazione e la relazione con gli stakeholder, oggetto di disclosure nella rendicontazione di sostenibilità. Eni, inoltre, combina in maniera organica il proprio piano industriale con i principi di sostenibilità ambientale e sociale, articolando le proprie azioni lungo cinque direttrici, ciascuna orientata verso risultati specifici (outcome): Modello di business I risultati conseguiti nell’anno e gli ulteriori progressi nella strategia di crescita e generazione di valore dimostrano ancora una volta la solidità del modello aziendale Eni, facendo leva sul portafoglio di asset e sul modello satellitare, confermando il distintivo vantaggio competitivo del Gruppo nella transizione ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 8 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 prodotti 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 transizione, in virtù della sua accessibilità, affidabilità, versatilità e ridotto contenuto carbonico rispetto ad altri combustibili fossili, e in modo complementare rispetto ad altre soluzioni tecnologiche ed energetiche che, gradualmente, diventeranno sempre più rilevanti nel soddisfare la domanda di energia. PROTEZIONE DELL’AMBIENTE Eni è impegnata nella protezione dell’ambiente attraverso la ricerca di soluzioni innovative finalizzate a ridurre l’impatto delle proprie operazioni, garan- tendo un uso efficiente delle risorse naturali, la tutela della biodiversità e della risorsa idrica e la promozione di modelli di sviluppo che si basano sui principi rigenerativi dell’economia circolare, con l’obiettivo di massimizzare il recupero e la valorizzazione di rifiuti e scarti. VALORE DELLE NOSTRE PERSONE Eni riconosce il valore delle proprie persone come elemento fondamentale per il successo dell’azienda e per questo garantisce un ambiente di lavoro libero da ogni forma di discriminazione che favorisca il pieno sviluppo del potenziale di ognuno, promuovendo lo sviluppo di una cultura basata sulla diffusione delle conoscenze. Eni rispetta inoltre i più alti standard internazionali in materia di salute e di sicurezza e adotta adeguate misure volte a proteggere le persone e gli asset. ALLEANZE PER LO SVILUPPO Eni mira a contribuire alla riduzione della povertà energetica nei Paesi in cui opera, integrando lo sviluppo di progetti industriali e iniziative rivolte alle comunità ospitanti, trasferendo il proprio know-how e competenze ai partner locali. Secondo il c.d. approccio “Dual Flag”, l’agire di Eni si fonda su un profondo rispetto del singolo individuo, sulla conoscenza delle istanze locali e sulla disponibilità ad impegnarsi accanto ai Paesi per promuovere lo sviluppo sostenibile, anche attraverso partnership con attori riconosciuti a livello nazionale ed internazionale. 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 internazionali e in linea con i Piani di Sviluppo Nazionali e l’Agenda 2030. SOSTENIBILITÀ NELLA CATENA DEL VALORE Eni promuove lo sviluppo in chiave sostenibile della propria catena di fornitura, riconoscendone il ruolo chiave nel percorso di trasformazione intrapreso. Attraverso un approccio sistemico ed inclusivo Eni condivide valori, impegni e target con i propri fornitori, supportandoli e coinvolgendoli in un percorso di crescita. Congiuntamente, Eni supporta i propri clienti offrendo soluzioni energetiche all’avanguardia per aiutarli a svolgere un ruolo primario nella transizione energetica e comunica con loro in modo onesto e trasparente, fornendo prodotti e servizi di qualità in linea con le loro esigenze. Il modello di business di Eni si sviluppa lungo queste cinque direttrici facendo leva sullo sviluppo e l’applicazione di tecnologie innovative e sul pro- cesso di digitalizzazione. Nell’attuazione di tale modello, Eni garantisce il rispetto dei diritti umani nell’ambito delle proprie attività e ne promuove il rispetto presso i propri partner e stakeholder, perseguendo inoltre un’operatività improntata ai valori di responsabilità, integrità e trasparenza. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 9 CREAZIONE DI VALORE PER TUTTI GLI STAKEHOLDER Attraverso la presenza integrata nell'intera catena del valore dell’energia INPUT OUTCOME E OUTPUT BIOCHEMISTRY AZULE ENERGY CCUS VÅR ENERGI ITHACAPLENITUDE ENILIVE PERFORMANCE FINANZIARIA Remunerazione agli azionisti (€ mld) 5,1 Flusso di cassa adj (€ mld) 13,6 EBIT Proforma adj (€ mld) 14,3 Leverage proforma 0,15 PERFORMANCE INDUSTRIALE Produzione di idrocarburi (Kboe/g) 1.707 Volumi di GNL contrattualizzati (MTPA) 13,4 Produzione di energia da fonti rinnovabili (TWh) 4,71 PERSONE DI ENI TRIR (infortuni registrabili/ore lavorate) 0,69 Donne in posizioni manageriali +3,4% vs. 2020 AMBIENTE Net Carbon Footprint Eni Scope 1+2 (mln ton CO2eq.) 23,6 Net Carbon Footprint upstream Scope 1+2 (mln ton CO 2 eq.) 6,8 Riutilizzo di acqua dolce (%) 90 COMUNITÀ LOCALI Imposte pagate (€ mld) 5,8 Persone raggiunte con progetti di sviluppo locale oltre 2 mln CLIENTI E CONSUMATORI Punti di ricarica per veicoli elettrici (mgl di unità) 21,31 Produzioni vendute di biocarburanti (mgl ton) 9822 Vendite gas naturale (mld mc) 50,9 RISORSE FINANZIARIE Capitale Investito Netto (€ mld) 74,3 Capex (€ mld) 8,8 Contributo operazioni di portafoglio (€ mld) 3,5 (proforma) ASSET INDUSTRIALI Capacità di bioraffinazione (mln ton/a) 1,652 Capacità da fonti rinnovabili di Gruppo (GW) 4,11 RICERCA E SVILUPPO ★ Spesa in Ricerca e Sviluppo (€ mln) 178 ★ Brevetti in vita 10.244 RISORSE ENERGETICHE E NATURAL I Permessi exp/sviluppo oil & gas (mgl km 2 ) 211 Riserve certe (mln boe) 6,5 Prelievi di acqua dolce (Mm 3 ) 127 PERSONE E COMPETENZE Dipendenti 32.492 Donne nella forza lavoro (%) 28,3 ★ Ore di formazione (mgl) 1.027 RELAZIONI E COLLABORAZIONI ★ Clienti gas & power (mln) 101 Investimenti per lo sviluppo locale (€ mln) 88,8 ★ Intangibles 1) 100% Plenitude, 2) 100% Enilive * MODELLO SATELLITARE PROTEZIONE DELL’AMBIENTE VALORE DELLE NOSTRE PERSONE ALLEANZE PER LO SVILUPPO NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050 SOSTENIBILITÀ NELLA CATENA DEL VALORE OUR MISSION V A L U E C H AIN INT 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 M O D E L L O S A T E L L I T A R E * INDUSTRIAL TRANSFORMATION TRANSITION BUSINESSES GLOBAL NATURAL RESOURCES C O R P O R A T E G O V E R N A N C E R I S K M A N A G E M E N T TECNOLOGIE PROPRIETARIE E BREAKTHROUGH AMPIO PORTAFOGLIO DI OPPORTUNITÀ VANTAGGI COMPETITIVI ECCELLENZA OPERATIVA DIVERSIFICAZIONE DELLE FONTI ENERGETICHE STRATEGIA E TARGET ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 10 CREAZIONE DI VALORE PER TUTTI GLI STAKEHOLDER Attraverso la presenza integrata nell'intera catena del valore dell’energia INPUT OUTCOME E OUTPUT BIOCHEMISTRY AZULE ENERGY CCUS VÅR ENERGI ITHACAPLENITUDE ENILIVE PERFORMANCE FINANZIARIA Remunerazione agli azionisti (€ mld) 5,1 Flusso di cassa adj (€ mld) 13,6 EBIT Proforma adj (€ mld) 14,3 Leverage proforma 0,15 PERFORMANCE INDUSTRIALE Produzione di idrocarburi (Kboe/g) 1.707 Volumi di GNL contrattualizzati (MTPA) 13,4 Produzione di energia da fonti rinnovabili (TWh) 4,71 PERSONE DI ENI TRIR (infortuni registrabili/ore lavorate) 0,69 Donne in posizioni manageriali +3,4% vs. 2020 AMBIENTE Net Carbon Footprint Eni Scope 1+2 (mln ton CO2eq.) 23,6 Net Carbon Footprint upstream Scope 1+2 (mln ton CO 2 eq.) 6,8 Riutilizzo di acqua dolce (%) 90 COMUNITÀ LOCALI Imposte pagate (€ mld) 5,8 Persone raggiunte con progetti di sviluppo locale oltre 2 mln CLIENTI E CONSUMATORI Punti di ricarica per veicoli elettrici (mgl di unità) 21,31 Produzioni vendute di biocarburanti (mgl ton) 9822 Vendite gas naturale (mld mc) 50,9 RISORSE FINANZIARIE Capitale Investito Netto (€ mld) 74,3 Capex (€ mld) 8,8 Contributo operazioni di portafoglio (€ mld) 3,5 (proforma) ASSET INDUSTRIALI Capacità di bioraffinazione (mln ton/a) 1,652 Capacità da fonti rinnovabili di Gruppo (GW) 4,11 RICERCA E SVILUPPO ★ Spesa in Ricerca e Sviluppo (€ mln) 178 ★ Brevetti in vita 10.244 RISORSE ENERGETICHE E NATURAL I Permessi exp/sviluppo oil & gas (mgl km 2 ) 211 Riserve certe (mln boe) 6,5 Prelievi di acqua dolce (Mm 3 ) 127 PERSONE E COMPETENZE Dipendenti 32.492 Donne nella forza lavoro (%) 28,3 ★ Ore di formazione (mgl) 1.027 RELAZIONI E COLLABORAZIONI ★ Clienti gas & power (mln) 101 Investimenti per lo sviluppo locale (€ mln) 88,8 ★ Intangibles 1) 100% Plenitude, 2) 100% Enilive * MODELLO SATELLITARE PROTEZIONE DELL’AMBIENTE VALORE DELLE NOSTRE PERSONE ALLEANZE PER LO SVILUPPO NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050 SOSTENIBILITÀ NELLA CATENA DEL VALORE OUR MISSION V A L U E C H AIN INT 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 M O D E L L O S A T E L L I T A R E * INDUSTRIAL TRANSFORMATION TRANSITION BUSINESSES GLOBAL NATURAL RESOURCES C O R P O R A T E G O V E R N A N C E R I S K M A N A G E M E N T TECNOLOGIE PROPRIETARIE E BREAKTHROUGH AMPIO PORTAFOGLIO DI OPPORTUNITÀ VANTAGGI COMPETITIVI ECCELLENZA OPERATIVA DIVERSIFICAZIONE DELLE FONTI ENERGETICHE STRATEGIA E TARGET RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 11 Principali eventi dell’anno GENNAIO AGO STO LUGLIO SETTEMBRE OTTOBRE NOVEMBRE DICEMBRE FEBBRAIO MARZO APRILE MAGGIO GIUGNO Plenitude firma un accordo con EDPR per l’acquisizione di capacità di generazione da fotovoltaico negli Stati Uniti per 0,38 GW. Ingresso nella partnership BlueFloat Energy-sener Renewable investments per lo sviluppo di impianti eolici offshore in Spagna Enilive stabilisce una joint venture con LG Chem per la costruzione e gestione di una bioraffineria in Corea del Sud. Approvata la decisione sulla conversione della raffineria di Livorno in bioraffineria Enilive è il title sponsor della Serie A fino al 2027 Completato l’appraisal della scoperta Cronos del Blocco 6 nell'offshore di Cipro Primo carico di GNL dal Congo dopo solo un anno dall’approvazione del progetto Plenitude avvia la costruzione dell'impianto fotovoltaico Renopool in Spagna con una capacità di 330 MW Versalis perfeziona l’acquisizione di Tecnofilm SpA, azienda specializzata nel settore compounding Sottoscritto da Eni e International Finance Corporation (IFC) un accordo di collaborazione per un finanziamento complessivo di $210 mln per lo sviluppo dell’agri-feedstock in Kenya Eni per la quinta volta è stata la società di esplorazione più apprezzata dalla ricerca annuale svolta da Wood Mackenzie’s Scoperta di Calao nell’offshore della Costa d’Avorio, la seconda più grande del Paese Perfezionato l’ingresso di EIP nel capitale sociale di Plenitude attraverso un investimento di €0,6 mld (interessenza 7,6%) Rinnovata l'adesione alla MIT Energy Initiative focalizzata sulle innovazioni tecnologiche per il raggiungimento dell’obiettivo Net Zero Perfezionata la cessione a Perenco di attività petrolifere in Congo Enilive Iberia completa l’acquisizione di Atenoil, società con una rete di stazioni di servizio in Spagna Completata la cessione del 10% del capitale sociale di Saipem con un incasso di €0,4 mld Lanciato in Mozambico il progetto Great Limpopo, per la protezione delle foreste e contrastare le cause di deforestazione in linea con il protocollo REDD+ delle Nazioni Unite Accordo con Hilcorp, una delle maggiori società private americane operanti in Alaska, per la vendita del 100% degli asset Eni di Nikaitchuq e Oooguruk Nuova scoperta nel pozzo esplorativo Yopaat-1 EXP, perforato nel Blocco 9 in Messico Completata la realizzazione di un nuovo parco eolico con una capacità di 39 MW in Calabria Conseguita la decisione finale di investimento (FID) per sviluppare una bioraffineria in Malesia da parte di Petronas, Enilive ed Euglena Avviata la produzione di gas del giacimento Argo Cassiopea nel Canale di Sicilia Finalizzata la cessione degli asset petroliferi onshore in Nigeria Approvato il Piano di Sviluppo dei campi di Geng North (North Ganal PSC) e Gehem (Rapak PSC) con la creazione del polo produttivo Northern Hub, nel bacino del Kutei. Approvato lo sviluppo di Ganal PSC; ottenuta un'estensione di 20 anni delle licenze Ganal e Rapak Lancio di On the Road, la nuova identità dei servizi per la mobilità elettrica Completata la business combination di attività oil & gas di Eni e di Ithaca Energy in UK Firmato l’accordo per l’ingresso di KKR nel capitale sociale di Enilive con un investimento di €2,9 mld pari al 25% del capitale Annunciato il piano di trasformazione, decarbonizzazione e rilancio della Chimica Perfezionata la cessione a Hilcorp degli asset upstream in Alaska Accordo per un ulteriore investimento di EIP in Plenitude di €0,2 mld (2,4%) Avviato il supercomputer HPC6, a supporto della decarbonizzazione di Eni Varata l'unità galleggiante Nguya FLNG per il progetto LNG Congo Acquisiti 4 blocchi esplorativi nell’offshore della Costa d’Avorio Avviato con Snam Ravenna CCS, primo progetto di cattura e stoccaggio della CO 2 in Italia Annunciata la nuova struttura organizzativa con la creazione di tre direzioni generali Avviata la Fase 2 del progetto di Baleine in Costa d’Avorio Accordo tra Enilive e EasyJet per l’approvvigionamento di Saf in Italia Completata l’acquisizione dell'operatore oil & gas britannico Neptune Energy di intesa con la collegata Vår Energi ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 12 GENNAIO AGO STO LUGLIO SETTEMBRE OTTOBRE NOVEMBRE DICEMBRE FEBBRAIO MARZO APRILE MAGGIO GIUGNO Plenitude firma un accordo con EDPR per l’acquisizione di capacità di generazione da fotovoltaico negli Stati Uniti per 0,38 GW. Ingresso nella partnership BlueFloat Energy-sener Renewable investments per lo sviluppo di impianti eolici offshore in Spagna Enilive stabilisce una joint venture con LG Chem per la costruzione e gestione di una bioraffineria in Corea del Sud. Approvata la decisione sulla conversione della raffineria di Livorno in bioraffineria Enilive è il title sponsor della Serie A fino al 2027 Completato l’appraisal della scoperta Cronos del Blocco 6 nell'offshore di Cipro Primo carico di GNL dal Congo dopo solo un anno dall’approvazione del progetto Plenitude avvia la costruzione dell'impianto fotovoltaico Renopool in Spagna con una capacità di 330 MW Versalis perfeziona l’acquisizione di Tecnofilm SpA, azienda specializzata nel settore compounding Sottoscritto da Eni e International Finance Corporation (IFC) un accordo di collaborazione per un finanziamento complessivo di $210 mln per lo sviluppo dell’agri-feedstock in Kenya Eni per la quinta volta è stata la società di esplorazione più apprezzata dalla ricerca annuale svolta da Wood Mackenzie’s Scoperta di Calao nell’offshore della Costa d’Avorio, la seconda più grande del Paese Perfezionato l’ingresso di EIP nel capitale sociale di Plenitude attraverso un investimento di €0,6 mld (interessenza 7,6%) Rinnovata l'adesione alla MIT Energy Initiative focalizzata sulle innovazioni tecnologiche per il raggiungimento dell’obiettivo Net Zero Perfezionata la cessione a Perenco di attività petrolifere in Congo Enilive Iberia completa l’acquisizione di Atenoil, società con una rete di stazioni di servizio in Spagna Completata la cessione del 10% del capitale sociale di Saipem con un incasso di €0,4 mld Lanciato in Mozambico il progetto Great Limpopo, per la protezione delle foreste e contrastare le cause di deforestazione in linea con il protocollo REDD+ delle Nazioni Unite Accordo con Hilcorp, una delle maggiori società private americane operanti in Alaska, per la vendita del 100% degli asset Eni di Nikaitchuq e Oooguruk Nuova scoperta nel pozzo esplorativo Yopaat-1 EXP, perforato nel Blocco 9 in Messico Completata la realizzazione di un nuovo parco eolico con una capacità di 39 MW in Calabria Conseguita la decisione finale di investimento (FID) per sviluppare una bioraffineria in Malesia da parte di Petronas, Enilive ed Euglena Avviata la produzione di gas del giacimento Argo Cassiopea nel Canale di Sicilia Finalizzata la cessione degli asset petroliferi onshore in Nigeria Approvato il Piano di Sviluppo dei campi di Geng North (North Ganal PSC) e Gehem (Rapak PSC) con la creazione del polo produttivo Northern Hub, nel bacino del Kutei. Approvato lo sviluppo di Ganal PSC; ottenuta un'estensione di 20 anni delle licenze Ganal e Rapak Lancio di On the Road, la nuova identità dei servizi per la mobilità elettrica Completata la business combination di attività oil & gas di Eni e di Ithaca Energy in UK Firmato l’accordo per l’ingresso di KKR nel capitale sociale di Enilive con un investimento di €2,9 mld pari al 25% del capitale Annunciato il piano di trasformazione, decarbonizzazione e rilancio della Chimica Perfezionata la cessione a Hilcorp degli asset upstream in Alaska Accordo per un ulteriore investimento di EIP in Plenitude di €0,2 mld (2,4%) Avviato il supercomputer HPC6, a supporto della decarbonizzazione di Eni Varata l'unità galleggiante Nguya FLNG per il progetto LNG Congo Acquisiti 4 blocchi esplorativi nell’offshore della Costa d’Avorio Avviato con Snam Ravenna CCS, primo progetto di cattura e stoccaggio della CO 2 in Italia Annunciata la nuova struttura organizzativa con la creazione di tre direzioni generali Avviata la Fase 2 del progetto di Baleine in Costa d’Avorio Accordo tra Enilive e EasyJet per l’approvvigionamento di Saf in Italia Completata l’acquisizione dell'operatore oil & gas britannico Neptune Energy di intesa con la collegata Vår Energi RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 13 I risultati conseguiti da Eni nel 2024 dimostrano il costante progresso nella realizzazione della strategia di crescita e di valore, fondata sulla disciplina finanziaria nei costi e negli investimenti. Il Gruppo è ben posizionato per assicurare l’esecuzione della strategia di decarbonizzazione, la sicurezza e l’accessibilità energetica grazie alla competitività del portafoglio di attività e alla robustezza del modello satellitare. I successi conseguiti nell’anno dimostrano la validità della propria strategia con l’obiettivo di creare valore e trasformare l’azienda in una visione di lungo termine, valorizzando le tecnologie proprietarie. La disciplina finanziaria e la selettività delle operazioni consentono al Gruppo di crescere continuando a generare rendimenti positivi, migliorando il portafoglio di attività, mantenendo la necessaria solidità patrimoniale con un basso livello di leverage. Eni in sintesi LEVA FINANZIARIA E INDEBITAMENTO Indebitamento finanziario netto (€ mld) Leverage (%) UTILE OPERATIVO PROFORMA ADJUSTED (€ mld) 0 10 20 30 202420232022 17,8 14,3 Società consolidate 25,3 20,4 13,8 10,3 4 4 4,9 Società partecipate rilevanti Utile (perdita) operativo proforma adjusted GENERAZIONE DI CASSA (€ mld) 0 10 20 202420232022 Investimenti organici 20,4 13,6 FCF Prezzo medio del greggio Brent dated Flusso di cassa netto da attività operativa adjusted 12,1 7,3 4,8 8,2 9,2 8,8 5 0 10 15 20 202420232022 20 13 5,1 5,4 4,9 15* *su base proforma 7 10,9 12,2 REMUNERAZIONE AZIONISTI (€ mld) 2024 2023 2022 Dividendo di competenza Buy-back 3,1 3,1 3 2 1,8 2,4 16,5 101 83 81 Il flusso di cassa operativo adjusted di €13,6 mld sostenuto dai continui progressi nell’attuazione della strategia, dal contributo dei nuovi progetti e dalla disciplina finanziaria, ampiamente superiore al fabbisogno per gli investimenti organici di €8,8 mld, in riduzione rispetto alla guidance di €9 mld. GLOBAL NATURAL RESOURCES EXPLORATION & PRODUCTION Eccellente performance produttiva: +3% produzione di petrolio e gas, grazie agli avvii di progetti organici e all’integrazione degli asset acquisiti di Neptune. Posizione di leadership nell’esplorazione 1,2 mld di boe di nuove risorse, principalmente in Indonesia, Costa d’Avorio, Cipro e Messico, costituiscono la piattaforma della futura fase di sviluppo, aprendo oppor- tunità di monetizzazione anticipata delle scoperte, in linea con il dual explora- tion model di Eni. Operazioni di portafoglio Creazione di un nuovo satellite con Ithaca Energy, geograficamente focalizzato nel Regno Unito; definita la business combination con Neptune Energy, rafforzando la posizione del Gruppo in Paesi chiave quali Indonesia, Algeria e Regno Unito. Cessione di asset non strate- gici in Nigeria, Congo e Alaska. GGP E POWER Risultati robusti confermando la solidità del modello di business. GGP supera la guidance originaria del 40% con un EBIT proforma adjusted di €1,1 mld, facendo leva sulla continua ottimizzazione del portafoglio gas/ LNG e sulla propria posizione di global LNG player. Valorizzato il portafo- glio di asset e contratti. TRANSITION BUSINESSES PLENITUDE Eccellenti risultati operativi capacità installata da fonti rinnovabili in au- mento di oltre il 30% a 4,1 GW. Portafoglio clienti pari a oltre 10 mln di PDF. Valorizzazione della società ulteriore incremento della partecipazione di EIP in Plenitude, attraverso un aumento di ca- pitale riservato pari a circa €0,2 mld. La parte- cipazione di EIP, post-transazione, sarà pari al 10% del capitale sociale di Plenitude. Robusti risultati economici EBITDA proforma adjusted di €1,1 mld, supe- riore alla guidance iniziale, grazie alla solida performance dell’attività retail. Nel 2024, Eni ha realizzato ulteriori progressi nella strategia di crescita e generazione di valore facendo leva sul portafoglio di asset e sul modello satellitare, conseguendo stabili ritorni con un utile operativo adjusted di €14,3 mld su base proforma includendo il contributo in quota Eni delle principali joint venture/collegate. Plenitude ed Enilive hanno entrambe raggiunto gli obiettivi dell’anno in termini di “EBITDA”, nonostante lo sfidante scenario, progredendo nella crescita. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 14 LEVA FINANZIARIA E INDEBITAMENTO Indebitamento finanziario netto (€ mld) Leverage (%) UTILE OPERATIVO PROFORMA ADJUSTED (€ mld) 0 10 20 30 202420232022 17,8 14,3 Società consolidate 25,3 20,4 13,8 10,3 4 4 4,9 Società partecipate rilevanti Utile (perdita) operativo proforma adjusted GENERAZIONE DI CASSA (€ mld) 0 10 20 202420232022 Investimenti organici 20,4 13,6 FCF Prezzo medio del greggio Brent dated Flusso di cassa netto da attività operativa adjusted 12,1 7,3 4,8 8,2 9,2 8,8 5 0 10 15 20 202420232022 20 13 5,1 5,4 4,9 15* *su base proforma 7 10,9 12,2 REMUNERAZIONE AZIONISTI (€ mld) 2024 2023 2022 Dividendo di competenza Buy-back 3,1 3,1 3 2 1,8 2,4 16,5 101 83 81 L’accelerazione del programma di valorizzazione del portafoglio e il maggior contributo rispetto a quanto pianificato hanno consentito di distribuire agli azionisti €5,1 mld di cassa attraverso i dividendi (€3,1 mld) e l’esecuzione di un programma di acquisto di azioni proprie quasi raddoppiato a €2 mld, completato all’80%. Il rapporto d’indebitamento proforma si attesta al livello storicamente più basso pari a 15% beneficiando dei prossimi incassi dalle cessioni della quota del 25% di Enilive a KKR (€2,9 mld) e della seconda tranche di Plenitude a EIP (circa €0,2 mld) nonché di ulteriori transazioni in corso. TRANSITION BUSINESSES ENILIVE Solida base clienti circa 1,5 mln di clienti/g Sviluppo della bioraffinazione lavorazioni bio in crescita del 29%. Sviluppi di business avviato in Sicilia il primo impianto per la produzione di biojet. Ottenute tre decisioni finali di investimento in Italia, Corea del Sud e Malesia per la realizzazione/trasformazione di bioraffinerie. INDUSTRIAL TRANSFORMATION RAFFINAZIONE Resilienza dell’attività operativa lavorazioni complessive di 24,2 mi- lioni di tonnellate, in un contesto di mercato sfidante, con ridotti crack spread dei prodotti, debole domanda, eccesso di capacità e pressione com- petitiva da altre aree geografiche. Sviluppi di business avviata la trasformazione della Raf- fineria tradizionale di Livorno in bio- raffineria. 202420232022 PREZZO MEDIO DEL GREGGIO BRENT DATED ($/BL) CAMBIO MEDIO EUR/USD STANDARD ENI REFINING MARGIN (SERM) ($/BL) PSV (€/MWh) 101,19 82,62 80,76 202420232022 202420232022 202420232022 1,053 1,081 1,082 42 36 122 8,1 8,1 5,1 VERSALIS Ristrutturazione e riconversione avviato un processo di ristrutturazione e di trasformazione che farà leva sul nostro pri- mato tecnologico nel costruire business do- tati di vantaggi competitivi nella transizione e nell’economia circolare. Previsti significativi investimenti per lo svilup- po di nuove piattaforme chimiche in segmenti a elevato valore aggiunto, legati alla tran- sizione, all’economia circolare e ai prodotti specializzati. Attività della chimica di base da idrocarburi previste in ristrutturazione, con un impatto netto positivo sull’occupazione. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 15 2024 2023 2022 PRINCIPALI DATI ECONOMICI E FINANZIARI Ricavi della gestione caratteristica (€ milioni) 88.797 93.717 132.512 Utile (perdita) operativo 5.238 8.257 17.510 Utile (perdita) operativo adjusted (a) 10.348 13.805 20.386 Utile (perdita) operativo proforma adjusted (a) 14.322 17.809 25.333 Exploration & Production 13.022 13.538 21.062 Global Gas & LNG Portfolio e Power 1.274 3.599 2.333 Enilive e Plenitude 1.143 1.253 1.473 Refining e Chimica (713) 46 1.161 Utile (perdita) netto adjusted (a)(b) 5.257 8.322 13.301 Utile (perdita) netto (b) 2.624 4.771 13.887 Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted 13.590 16.498 20.380 Investimenti tecnici 8.485 9.215 8.056 di cui: ricerca esplorativa 433 784 708 sviluppo riserve di idrocarburi 5.564 6.293 5.238 Dividendi per esercizio di competenza (c) 3.167 3.034 2.972 Dividendi pagati nell'esercizio 3.068 3.046 3.009 Totale attività a fine periodo 146.939 142.606 152.130 Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi 55.648 53.644 55.230 Indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 12.175 10.899 7.026 Indebitamento finanziario netto post IFRS 16 18.628 16.235 11.977 Capitale investito netto 74.276 69.879 67.207 di cui: Exploration & Production 56.132 51.687 50.905 Global Gas & LNG Portfolio e Power (1.322) 1.876 859 Enilive e Plenitude 10.396 8.688 8.832 Refining e Chimica 7.760 7.868 7.683 Prezzo delle azioni a fine periodo (€) 13,1 15,4 13,3 Numero medio ponderato di azioni in circolazione (milioni) 3.167,0 3.303,8 3.483,6 Capitalizzazione di borsa (d) (€ miliardi) 40 50 48 2024 2023 2022 PRINCIPALI INDICATORI REDDITUALI E FINANZIARI Utile (perdita) netto per azione (a) (€) 0,78 1,40 3,95 per ADR (a)(b) ($) 1,69 3,03 8,32 Utile (perdita) netto adjusted per azione (a) (€) 1,60 2,47 3,78 per ADR (a)(b) ($) 3,46 5,34 7,96 Cash flow per azione (a) (€) 4,13 4,58 5,01 per ADR (a)(b) ($) 8,94 9,90 10,55 Return on average capital employed (ROACE) adjusted (%) 7,6 12,3 22,0 Leverage ante IFRS 16 22 20 13 Gearing 25 23 18 Coverage 8,7 17,5 18,9 Current ratio 1,2 1,3 1,3 Debt coverage 70,3 93,1 145,8 Net Debt/EBITDA adjusted 100,5 74,4 43,0 Dividendo di competenza (€ per azione) 1,00 0,94 0,88 Total Shareholder Return (TSR) (%) (9) 23 16 2024 2023 2022 DIPENDENTI Exploration & Production (numero) 9.188 9.840 9.733 Global Gas & LNG Portfolio e Power 1.151 1.130 1.317 Enilive e Plenitude 5.899 5.759 5.303 Refining e Chimica 10.060 10.449 9.770 Corporate e altre attività 6.194 5.964 6.065 Gruppo 32.492 33.142 32.188 (a) Misure di risultato Non-GAAP. (b) Di competenza azionisti Eni. (c) L'importo 2024 (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. 2024 2023 2022 INNOVAZIONE Spesa in R&S (€ milioni) 178 166 164 Domande di primo deposito brevettuale (numero) 39 28 23 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 16 2024 2023 2022 CLIMA Net carbon footprint upstream (Scope 1+2) (a) (milioni di tonnellate di CO 2 eq.) 6,8 9,0 10,0 Net carbon footprint Eni (Scope 1 + 2) (a) 23,6 26,2 30,0 Emissioni indirette di GHG (Scope 3) da utilizzo di prodotti venduti (b) 181,0 173,7 164,3 Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3) (a) 395 398 419 Net Carbon Intensity (Scope 1+2+3) (a) (grammi di CO 2 eq./MJ) 65,2 65,6 66,3 Emissioni dirette di GHG (Scope 1) (c) (milioni di tonnellate di CO 2 eq.) 21,2 22,7 25,0 Emissioni indirette di GHG (Scope 2) (c) 0,6 0,6 0,6 Emissioni dirette di metano Eni (Scope 1) (c) (migliaia di tonnellate di CH 4 ) 16,0 16,6 26,4 2024 2023 2022 SALUTE, SICUREZZA E AMBIENTE (a) TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 0,67 0,57 0,51 dipendenti 0,69 0,66 0,41 contrattisti 0,66 0,52 0,56 Volumi totali oil spill (>1 barile) (barili) 2.815 12.719 5.628 di cui: da atti di sabotaggio 2.140 5.094 5.253 operativi 675 7.625 375 Prelievi idrici di acqua dolce (milioni di metri cubi) 127 109 101 Acqua di produzione reiniettata (%) 51 42 43 (a) KPI calcolati su base equity. Alla luce dell’aggiornamento nel 2024 dei coefficienti Global Warming Potential da parte dell’IPCC, i dati 2023 e 2022 sono coerentemente esposti. (b) Categoria 11 \- GHG Protocol/Corporate Value Chain (Scope 3) Standard. Stimate sulla base della produzione upstream in quota Eni in linea con le metodologie IPIECA. (c) Gli indicatori fanno riferimento ai dati 100% degli asset operati, consolidati e non, con riferimento ai criteri di operatorship espressi negli standard per la Rendicontazione di Sostenibilità. I dati 2023 e 2022 sono coerentemente esposti. (a) Gli indicatori fanno riferimento ai dati 100% degli asset operati, consolidati e non. I dati 2023 e 2022 sono coerentemente esposti. 2024 2023 2022 DATI OPERATIVI EXPLORATION & PRODUCTION Produzione di idrocarburi (migliaia di boe/giorno) 1.707 1.655 1.610 Riserve certe di idrocarburi (milioni di boe) 6.497 6.614 6.628 Vita utile residua delle riserve certe (anni) 10,4 10,6 11,3 Tasso di rimpiazzo organico delle riserve (%) 124 69 47 Profit per boe (a)(c) ($/boe) 11,3 14,5 9,8 Opex per boe (b) 9,2 8,6 8,4 Finding & Development cost per boe (b)(c) 22,7 26,3 24,3 GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO E POWER Vendite gas naturale (miliardi di metri cubi) 50,88 50,51 60,52 di cui: in Italia 24,40 24,40 30,67 internazionali 26,48 26,11 29,85 Vendite GNL 9,8 9,6 9,4 Produzione termoelettrica (terawattora) 20,16 20,66 21,37 Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi 26,55 27,30 30,86 ENILIVE E PLENITUDE Capacità di bioraffinazione (milioni di tonnellate/anno) 1,65 1,65 1,10 Produzioni vendute di biocarburanti (migliaia di tonnellate) 982 635 428 Tasso di utilizzo medio bioraffinerie (%) 74 71 58 Quota di mercato rete in Italia 21,2 21,4 21,7 Vendite di prodotti petroliferi rete Europa (milioni di tonnellate) 7,70 7,52 7,50 Stazioni di servizio rete Europa a fine periodo (numero) 5.254 5.267 5.243 Erogato medio per stazione di servizio rete Europa (migliaia di litri) 1.638 1.645 1.587 Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo (gigawatt) 4,1 3,0 2,2 Produzione di energia da fonti rinnovabili (terawattora) 4,7 4,0 2,6 Vendite gas a clienti finali (miliardi di metri cubi) 5,51 6,06 6,84 Vendite energia elettrica a clienti finali (terawattora) 18,28 17,98 18,77 Clienti retail/business a fine periodo (milioni di Pdf) 10,0 10,1 10,1 Punti di ricarica elettrica (migliaia) 21,3 19,0 13,1 REFINING E CHIMICA Lavorazioni in conto proprio (milioni di tonnellate) 24,21 27,39 27,12 Tasso di utilizzo medio degli impianti di raffinazione tradizionale (%) 78 77 79 Produzioni di prodotti chimici (migliaia di tonnellate) 5.685 5.663 6.856 Tasso di utilizzo medio degli impianti chimici (%) 50 51 59 (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. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 17 Strategia Eni continua a ottenere risultati eccellenti in un contesto in continua evoluzione, a confer- ma della nostra consolidata capacità di esecuzione, abilità nel gestire le sfide emergenti e nel cogliere le opportunità future. Eni è focalizzata su business in cui detiene punti di forza distintivi in termini di competitività, basati su tecnologia e catene del valore integrate, e che generano crescita e rendimenti attrattivi in rapporto al rischio. Il nostro approccio strategico sempre coerente ci ha consentito di adattare all’evoluzione del mercato i nostri punti di forza tradizionali, come l’Upstream; di rilanciare la Chimica; di creare nuovi busi- ness di valore in ogni ambito delle nostre aree operative, quali Plenitude, Enilive, la società satellite relativa alla CCUS e la business combination in Indonesia-Malesia. Questi risultati riflettono la solidità della nostra strategia: prevediamo di proseguire nel nostro percorso di successo anche nel 2025, e di compiere ulteriori significativi progressi. Abbiamo inoltre rafforzato la nostra struttura finanziaria con l’obiettivo di supportare la nostra strategia di crescita e diversificazione, e di garantire una remunerazione agli azionisti altamente attrattiva. In particolare, con l’ingresso di nuove forme di capitali nelle nostre società satellite, facciamo leva sulle evoluzioni nei mercati dei capitali, finanziando in modo efficiente la nostra crescita e, soprattutto, garantendo una significativa creazione di valore. A livello finanziario, prevediamo di aumentare il Cash Flow From Operations (CFFO) per azio- ne di oltre il 14% in media all’anno nel corso di questo decennio, grazie alla crescita in tutti i business e al sostanziale miglioramento dei ritorni, e di incrementare il ROACE di circa 6 punti percentuali nello stesso periodo. Inoltre, la struttura finanziaria di Eni è migliorata si- gnificativamente: il leverage si attesterà a un livello storicamente basso, in media al 16%, 5 punti percentuali in meno rispetto al precedente Piano. È altresì importante sottolineare che proseguiremo nella riduzione delle emissioni nelle attività operative, offrendo al contempo ai nostri clienti un portafoglio crescente di energia e basse emissioni di carbonio. Nel creare una società dal valore crescente, intendiamo riconoscere questi progressi attraver- so una remunerazione agli azionisti sempre più attrattiva. Il nostro impegno a incrementare il dividendo resta la priorità, anche rimanendo focalizzati sulla riduzione della cash neutrality a livello di dividendo in media al di sotto di $40 al barile nell’arco del Piano quadriennale. Il divi- dendo sarà integrato da un piano di riacquisto di azioni proprie che porta il payout complessivo compreso tra 35% e 40% del CFFO, aumentato rispetto al range precedente pari al 30-35%, a testimonianza dei progressi strategici, operativi e finanziari compiuti. Inoltre, in caso di upside nella generazione di cassa, fino al 60% della cassa addizionale generata verrà distribuita a favore degli azionisti. Questo significa che per il 2025 proporremo un dividendo di €1,05 per azione, in aumento del 5%, e un riacquisto di azioni proprie inizialmente fissato a €1,5 miliardi con un upside fino a €3,5 miliardi. Claudio Descalzi Amministratore Delegato PIANO STRATEGICO GRUPPO ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 18 L’azione industriale Eni nel Piano mira ad accelerare la crescita del valore e la diversificazione del Gruppo, massimizzando i benefici del modello satellitare e mantenendo una solida struttura patrimoniale e una politica di distribuzione al top dell’industria. I principali elementi del Piano Strategico sono: implementazione della STRATEGIA ENI, COERENTE E DISTINTIVA, che coglie le significa- tive opportunità di un mercato dell’energia in trasforma- zione; capacità della Società di fare leva sui punti di forza per rispondere ai cambiamenti in corso, attraverso un PORTAFOGLIO DI ATTIVITÀ CONSOLIDATE, nuove ed emergenti, facendo leva su MODELLI DI BUSINESS SOLIDI E INTEGRATI in grado di generare una crescita altamente competitiva e rendimenti attrattivi; STRUTTURA FINANZIARIA RAFFORZATA a supporto di un business resiliente e allo stesso tempo innovativo, flessibile e in grado di CREARE VALORE SOSTENIBILE NEL LUNGO TERMINE ; OPPORTUNITÀ DI INVESTIMENTO ATTRATTIVA che combina business esposti alla transizione e progressiva crescita di valore, e una REMUNERAZIONE attrattiva agli azionisti, quest’anno ulteriormente POTENZIATA. investimenti cumulati, al netto delle operazioni di portafoglio, pari a €27 miliardi al 2028, compresi tra €6,5 e €7 miliardi nel 2025. crescita CFFO/azione a un tasso medio annuo del 14% fino al 2028 e così fino al 2030; CFFO cumulato al 2028 pari a €60 miliardi che, associato a un piano disciplinato di investimenti netti, genererà complessivamente €33 miliardi di Free Cash Flow; leverage nel range 10-20%; l’impiego dei satelliti per accedere e raccogliere capitale per il business a supporto della crescita sia nell’Upstream, sia nelle attività legate alla Transizione, evidenziando il valore significativo che Eni continua a creare in tutti i business; ulteriore potenziamento della remunerazione degli azionisti. Eni intende incrementare il payout target al 35-40% del CFFO, dal precedente 30-35%, annunciando per il 2025 un dividendo di €1,05 per azione, in aumento del 5%, e un programma di buyback per un valore di €1,5 miliardi. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 19 Eni è leader nel settore dell’esplorazione, con un mo- dello unico di crescita organica e diluizione delle quo- te di partecipazione in scoperte a elevato potenziale, nonché leader in termini di time-to-market e con una piena valorizzazione dei margini derivanti dalle pro- duzioni equity. Con Plenitude ed Enilive, Eni ha creato due business in- tegrati a crescita elevata che supportano i clienti nella decarbonizzazione dei consumi di energia e contribui- scono altresì alla diversificazione e resilienza a livello di gruppo. L’ingresso nel 2024 di nuove forme di capitale in questi business ha confermato il valore significativo che Eni sta creando con essi. Eni è impegnata nella trasformazione di Versalis, in risposta a un mercato europeo della petrolchimica profondamente deteriorato attraverso la cessazione delle attività relative allo steam cracking e il prose- guimento nel percorso di sviluppo di nuove piatta- forme di business, come il compounding e i polimeri specializzati, la biochimica e la circolarità attraverso il crescita della produzione underlying Upstream del 3-4% all’anno fino al 2028, e così fino al 2030, ovvero del 2-3% all’anno al netto degli effetti dell’attività di gestione del portafoglio; miglioramento del 40% del Free Cash Flow Upstream per barile al 2030 grazie all’esecuzione dei progetti di elevata qualità e alla disciplina nella spesa per investimenti; GLOBAL NATURAL RESOURCES ALTRI IMPEGNI E TARGET SULLE TEMATICHE ESG (1) Eni ha definito impegni e obiettivi strategici aggiuntivi sulle tematiche ESG priori- tarie. Tali obiettivi fanno leva sul modello di business, secondo le 5 leve (per mag- giori approfondimenti si veda il modello di business) e integrano l’evoluzione e la crescita delle proprie attività, supportando al contempo la generazione di valore per i propri stakeholder, attraverso la promozione del benessere delle persone, lo sviluppo di competenze professionali e la definizione di modelli di business finalizzati a incrementare le ricadute sociali sulle comunità locali e sulla catena di approvvigionamento. Di seguito vengono riportati i principali impegni e target di sostenibilità in relazione alle leve del modello di business. NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050 PROTEZIONE DELL’AMBIENTE IL VALORE DELLE NOSTRE PERSONE ALLEANZE PER LO SVILUPPO SOSTENIBILITÀ NELLA CATENA DEL VALORE TRANSITION BUSINESSES INDUSTRIAL TRANSFORMATION (1) Le principali sfide, soluzioni e progetti e l’elenco completo degli impegni sono descritti all’interno della Rendicontazione di Sostenibilità, la quale è declinata secondo i temi degli European Sustainability Reporting Standards (ESRS), come richiesto dalla Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD), garantendo la copertura degli aspetti rilevanti per il modello di business. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 20 continua focalizzazione di GGP sulla massimizzazione del valore del proprio portafoglio di asset e generazione media di €800 milioni all’anno di Ebit pro forma nell’arco del piano, con un upside nel 2025 fino a oltre €1 miliardo qualora le condizioni di mercato lo consentissero; lancio nel 2025 della nuova società satellite relativa al business della CCUS consolidando i propri progetti in un’unica entità e facendo leva sulla propria competenza tecnica e finanziaria; approccio distintivo ai Data Center, alimentati tramite blue power come un’importante potenziale nuova area di business; future opportunità di crescita anche attraverso la nuova rilevante business combination in Indonesia-Malesia che potrà generare importanti sinergie per diventare uno dei principali operatori nel settore del GNL nella regione; gestione attiva del portafoglio che continuerà ad esercitare un ruolo chiave nella creazione di valore e sarà realizzata attraverso l’applicazione del “ dual exploration model”, mantenendo l’operatorship, combinata con le dismissioni di asset tradizionali non più strategici; ulteriore sviluppo dell’attività di trading con l’obiettivo di catturare integralmente il margine derivante dalla combinazione tra integrazione dei business, disponibilità dei flussi fisici e degli asset industriali lungo tutta la catena del valore; ROACE (Return on Average Capital Employed) in aumento a oltre il 15% entro il 2030. NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050 PROTEZIONE DELL’AMBIENTE IL VALORE DELLE NOSTRE PERSONE ALLEANZE PER LO SVILUPPO SOSTENIBILITÀ NELLA CATENA DEL VALORE EBIT a break even entro il 2027; riduzione degli investimenti di circa €350 milioni rispetto al Piano precedente che condurrà al pareggio del FCF entro il 2028; ROACE relativo alle nuove piattaforme di business di circa il 10% entro il 2030. Crescita della capacità installata di energia rinnovabile di PLENITUDE fino a 15 GW entro il 2030, consentendo di quasi raddoppiare l’EBITDA pro forma entro il 2028, fino a €1,9 miliardi, livello che crescerà ulteriormente fino a oltre €2,5 miliardi entro il 2030. ROACE a medio termine atteso intorno al 10% Conferma dell’obiettivo di ENILIVE di oltre 5 milioni di tonnellate di capacità di produzione di biocarburanti entro il 2030 e l’opzionalità per la produzione di SAF di oltre 2 milioni di tonnellate EBITDA pro forma di ENILIVE a €2,5 miliardi entro il 2028, raggiungendo €3 miliardi entro il 2030\. Enilive è nella posizione di generare un ROACE superiore al 15% probabili investimenti esterni per Plenitude, come fatto per Enilive, fino a un livello di partecipazione di circa il 30% riciclo chimico e meccanico. Il piano di trasformazio- ne di Versalis include anche la realizzazione di nuove iniziative industriali coerenti con la strategia di Eni, sia nella bioraffinazione che nelle iniziative di stoccaggio di energia, e potenzialmente anche nei data center e nell’intelligenza artificiale. Confermato il percorso di neutralità carbonica al 2050 con gli obiettivi di Net Zero Carbon Footprint Upstream al 2030, Net Zero Carbon Footprint Eni al 2035, Net Zero GHG Lifecycle Emissions e Net Zero Carbon Intensity al 2050 Dichiarata l’ambizione di raggiungere la positività idrica al 2050 nei propri siti operati, attraverso un approccio che tenga in considerazione anche azioni a livello di bacino idrografico, ispirandosi ai principi del Net Positive Water Impact proposto dal Ceo Water Mandate • Mantenimento del TRIR ≤0,40 nel quadriennio 2025-2028 • +15% ore di formazione al 2028 rispetto al 2024 • +4 punti percentuali di popolazione femminile al 2030 rispetto al 2020 • +3,8 punti percentuali di personale femminile in posizioni di responsabilità (Dirigenti e Quadri) al 2030 rispetto al 2020 Oltre 20 milioni di persone raggiunte al 2030 attraverso iniziative a sostegno delle comunità locali nei settori dell’accesso all’energia (incluse le iniziative di clean cooking); dell’educazione; dell’acqua; della diversificazione economica, della salute e tutela del territorio • Mantenimento delle valutazioni ESG nei procedimenti per oltre il 90% del procurato Italia al 2025 rispetto al 2023 • Procedimenti con valutazioni ESG per il 90% del procurato estero al 2026 rispetto al 2023 • 100% dei fornitori worldwide strategici valutati sul percorso di sviluppo sostenibile entro il 2025 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 21 Eni ha sviluppato e adottato un Modello di Risk Management Integrato (di seguito Modello RMI) finalizzato ad assicurare che il ma- nagement assuma decisioni consapevoli (risk-informed), attraverso la valutazione e l’analisi dei rischi con una visione integrata, com- plessiva e prospettica. Il Modello RMI si avvale di un sistema metodologico e di competenze che fa leva su criteri che assicurano la consistenza e qualità delle valutazioni per migliorare l’efficacia delle analisi, assicurare un adeguato supporto ai principali processi decisionali (quali la definizione del Piano Strategico quadriennale) e garantire l’informativa agli organi di amministrazione e controllo. Il Modello è caratterizzato da un approccio strutturato, ispirato alle best practice internazionali e definito sulla base degli indirizzi del Sistema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi, che prevede una governance declinata su tre livelli di controllo. La Governance attribuisce un ruolo centrale al Consiglio di Amministrazione (CdA), il quale definisce, sulla base delle analisi proposte dall’Amministratore Delegato (AD) e con il sup- porto del Comitato Controllo e Rischi (CCR), con riferimento al Piano Strategico quadriennale, la natura e il livello di rischio compatibile con gli obiettivi strategici della società, includendo nelle proprie valutazioni tutti gli elementi che possono assumere rilievo nell’ottica del successo sostenibile della società. L’Amministratore Delegato (AD) di Eni dà esecuzione agli indirizzi del CdA; in particolare, avvalendosi del processo RMI, assicura l’iden- tificazione, la valutazione, la gestione e il monitoraggio dei principali rischi, tenendo in considerazione l’operatività e i profili di rischio specifici di ciascuna linea di business, per una politica di governo dei rischi integrata. L’AD assicura, inoltre, che il processo RMI si evolva in coerenza con le dinamiche di business e di contesto normativo. Con cadenza almeno trimestrale la funzione RMI presenta i relativi risultati all’Amministratore Delegato, al Comitato Controllo e Rischi, nonché, ove richiesto, agli altri organi di controllo e vigilan- za. L’AD sottopone almeno trimestralmente le risultanze delle analisi sui principali rischi Eni all’esame del CdA. Il processo RMI, caratterizzato da un approccio strutturato e siste- matico, prevede che tutti i principali rischi di Eni siano rilevati, ana- lizzati e consolidati, al fine di supportare da un lato il processo deci- sionale del management, rafforzando la consapevolezza sui rischi e sulle relative azioni di trattamento ad ogni livello dell’organizzazione, e, dall’altro lato, la supervisione sui rischi da parte degli organi di am- ministrazione e controllo di Eni. Il processo, regolato dalla Global Procedure “Risk Management In- tegrato” è continuo e dinamico e prevede i seguenti sottoprocessi: (i) Risk strategy, (ii) Integrated Risk Assessment, (iii) Integrated Country Risk, (iv) Integrated Project & M&A Risk Management. 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 Consiglio di Amministrazione della compatibilità del profilo di rischio con gli obiettivi strategici della Società, attraverso l’analisi del profilo di ri- Risk Management Integrato schio aziendale sotteso alla proposta di Piano e l’individuazione delle principali azioni con efficacia derisking dei top risk strategici dell’a- zienda. Le risultanze delle attività sono presentate agli Organi di Am- ministrazione e Controllo in tempi coerenti con il processo di Piani- ficazione Strategica. Il sottoprocesso “Integrated Risk Assessment” prevede attività periodiche di assessment e monitoring finalizzate ad assicurare un’analisi organica e integrata del profilo di rischio asso- ciato agli obiettivi del Piano Strategico quadriennale, anche in ottica di medio-lungo termine, attraverso l’identificazione, la valutazione e il monitoraggio dei principali rischi aziendali e delle relative azioni di trattamento; attività di assessment su asset industriali; altre analisi su rischi specifici. Sono inoltre svolte attività di analisi integrata dei rischi esistenti nei principali Paesi di presenza o di potenziale interes- se (sottoprocesso “Integrated Country Risk”) e supporto al processo decisionale per l’autorizzazione dei progetti d’investimento e opera- zioni di portafoglio in ambito (sottoprocesso “Integrated Project & M&A Risk Management”). I rischi sono valutati considerando sia la probabilità di accadimento sia gli impatti sugli obiettivi quantitativi e qualitativi di Eni che si ver- PROCESSO RMI ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 22 LEGENDA: ORGANI E ORGANISMI DELLA GOVERNANCE (a) ORGANI E ORGANISMI DELLA GOVERNANCE (a) ASSURANCE PROVIDERS ESTERNIASSURANCE PROVIDERS ESTERNI INTERNAL AUDIT SUPPORTO AL PRIMO 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 advisory indipendente sul primo e secondo livello di controllo e sul sistema di controllo interno nel suo complesso 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. ADVISORY A PRIMO E SECONDO LIVELLO rebbero a determinare in un dato orizzonte temporale al verificarsi del rischio. La valutazione è espressa di norma sia a livello inerente sia a livel- lo residuo (tenendo conto dell’efficacia delle azioni di mitigazione) e permette 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 probabilità di accadimento e all’impatto su matrici che ne consento- no il confronto e la classificazione per rilevanza. I rischi con impat- to economico/finanziario possono essere analizzati anche in ottica integrata sulla base di modelli quantitativi che consentono di defi- nire su basi statistiche la distribuzione dei flussi di cassa a rischio nonché di simulare l’impatto aggregato dei rischi a fronte di ipotetici scenari futuri (what if analysis o stress test). Sono infine svolte attività di Risk Knowledge, formazione e comu- nicazione sui rischi, volte ad accrescere la diffusione della cultura del rischio, identificare, sviluppare, rafforzare le risorse operanti in ambito risk management trasversalmente ai diversi business di Eni e sviluppare il risk knowledge management system. Nel corso del 2024 sono stati effettuati due cicli di assessment: nel primo semestre è stato svolto l’Annual Risk Assessment, mentre nel secondo semestre è stato svolto il 4Y Plan Risk Assessment per sup- portare il processo di elaborazione del Piano Strategico quadrienna- le. L’assessment ha coinvolto tutte le linee di business Italia ed estero (oltre 40 Paesi). Le risultanze relative ai due cicli di assessment sono state presentate agli Organi di Amministrazione e Controllo a luglio 2024 e dicembre 2024. Sono stati effettuati tre cicli di monitoraggio sui top risk di Eni. Il monitoraggio dei rischi e dei relativi piani di trat- tamento consente di analizzare l’andamento dei rischi (attraverso l’aggiornamento di opportuni indicatori) e lo stato di attuazione di eventuali specifiche azioni di trattamento pianificate dal manage- ment. Le risultanze relative al monitoraggio dei top risk sono state presentate agli Organi di Amministrazione e Controllo a marzo, luglio e ottobre 2024. Il portafoglio dei top risk Eni è composto di 20 rischi classificati in: (i) rischi di natura esterna, (ii) rischi di natura strategica e, infine, (iii) rischi di natura operativa. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 23 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 mercati d’interesse geograficamente differenziati e diversificazione prodotti (Sustainable Aviation Fuel - SAF); • flessibilizzazione feedstock anche tramite l’integrazione con agribusiness; • piano di ristrutturazione della chimica di base; • sviluppo nuove piattaforme della chimica (polimeri specializzati, biochemicals, riciclo); • ottimizzazione degli assetti in funzione delle condizioni di mercato e iniziative per decarbonizzare il settore power; • massimizzazione sinergie tra generazione elettrica da rinnovabili e portafoglio clienti power e securitizzazione dei ricavi da rinnovabili attraverso 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; • piano di ristrutturazione della chimica di base e sviluppo nuove piattaforme (polimeri specializzati, biochemicals, riciclo); • crescita portafoglio clienti prevalentemente all’estero e aumento quota clienti power; • massimizzazione delle sinergie di integrazione con le produzioni da fonte rinnovabile e con e-mobility; • spinta su digitalizzazione nei processi di customer management e progressiva riduzione dell’impronta carbonica sulle vendite gas&power; • sviluppo della capacità su mercati geograficamente diversificati con particolare attenzione a quelli di presenza Retail; • rafforzamento mix diversificato di tecnologie (offshore wind, BESS); • sviluppo sul mercato renewables con focus sulla redditività anche attraverso l’integrazione con retail. 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 lower carbon e verifica del portafoglio attraverso stress test di scenario; • 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. OBIETTIVI, PRINCIPALI RISCHI E AZIONI DI TRATTAMENTO Obiettivi aziendali: REDDITIVITÀ AZIENDALE CORPORATE REPUTATION RAPPORTI CON STAKEHOLDER, SVILUPPO LOCALE ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 24 RISCHIO ESTERNO 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; • monitoraggio e valorizzazione della presenza Eni, delle iniziative di promozione economica nei Paesi di interesse e di attenzione alle tematiche economiche, sociali, energetiche e ambientali. 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 e ritardi nei progetti. 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. DOWNGRADING DOWNGRADING RATINGRATING PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO Rischio downgrading, riferito al possibile downgrading del rating long-term di Eni. AZIONI DI TRATTAMENTO • Analisi prospettica del livello di leverage e monitoraggio dei flussi di cassa; • mantenimento/revisione capex e opex; miglioramento dell’efficienza finanziaria; • mantenimento forte riserva di liquidità in essere; • continuo dialogo tra Eni e le agenzie di rating. RISCHIO RISCHIO 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. 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 AZIONI DI TRATTAMENTO • Presidio delle dinamiche legislative e regolatorie; advocacy nell’ambito dei processi istituzionali di definizione di nuove direttive o regolamenti; • 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. Obiettivi aziendali: REDDITIVITÀ AZIENDALE CORPORATE REPUTATION RAPPORTI CON STAKEHOLDER, SVILUPPO LOCALE RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 25 RISCHIO ESTERNO 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. 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. 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 stakeholder 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. Obiettivi aziendali: REDDITIVITÀ AZIENDALE CORPORATE REPUTATION RAPPORTI CON STAKEHOLDER, SVILUPPO LOCALE ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 26 RISCHIO OPERATIVO INCIDENTIINCIDENTI PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO Rischi di blow-out e altri incidenti agli asset industriali, nonché nella gestione della logistica persone/prodotti, con potenziali danni a persone, ambiente e asset ed impatti sulla redditività e 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 CYBER SECURITYSECURITY 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; • rafforzamento della Cyber Security Posture aziendale tramite azioni volte ad aumentare la capacità di detection (e.g. implementazione di Indicatori di Compromissione) e response di minacce cyber; • rafforzamento dei presidi di sicurezza per le consociate estere e dei siti industriali; • 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 E INDAGINI E CONTENZIOSI 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 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 27 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 soste- nibile. 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 Corporate Governance (Codice di Governance), cui il Consiglio di Ammi- nistrazione di Eni (CdA) ha aderito il 23 dicembre 2020\. Il Codice di Governance individua nel “successo sostenibile” l’obiettivo che deve guidare 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. 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 pren- dere decisioni consapevoli. IL MODELLO DI GOVERNANCE DI ENI La Corporate Governance di Eni è articolata secondo il modello tradizionale, che − fermi i compiti dell’As- semblea degli Azionisti – attribuisce la responsabilità della gestione al CdA, le funzioni di vigilanza al Collegio Sindacale (CS) e quelle di revisione legale dei conti alla Società di revisione. Il Consiglio ha af- fidato la gestione della Società all’Amministratore Delegato (AD), nominato da ultimo l’11 maggio 2023, riservandosi in via esclusiva le attribuzioni strategiche, operative e organizzative più rilevanti, in partico- lare in materia di governance, sostenibilità, controllo interno e gestione dei rischi. Il CdA ha costituito al proprio interno quattro comitati, con funzioni istruttorie, consultive e propositive: il Comitato Controllo e Rischi 2 , il Comitato Remunerazione 3 , il Comitato per le Nomine e il Comitato Sostenibilità e Scenari, i quali riferiscono, tramite i rispettivi Presidenti, in ciascuna riunione del Consiglio sui temi più rilevanti trattati. Il Consiglio ha, inoltre, confermato l’attribuzione al Presidente del CdA di un ruolo rilevante nei controlli interni, in particolare con riferimento alla funzione Internal Audit, del cui Responsabile propone al CdA, d’intesa con l’AD, nomina, revoca, remunerazione e risorse gestendone direttamente il rapporto per conto del Consiglio (fatta salva la dipendenza funzionale dal Comitato Controllo e Rischi e dall’AD, incaricato dell’istituzione e del mantenimento del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi); il Presidente del CdA 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 documenti contabili societari, i componenti dell’Organismo di Vigilanza, il Responsabile Risk Management Integrato e il Responsabile Compliance Integrata. Il Consiglio, infine, su proposta del Presidente del CdA, nomina il Segretario del Consiglio, con compiti di assistenza e consulenza imparziale e indipendente nei confronti del Presidente stesso, dei singoli Consiglieri e del Consiglio 4 nel suo complesso. In ragione di questo ruolo, il Segretario – che dipende gerarchicamente e funzionalmente dal Consiglio stesso e, per esso, dal Presidente del CdA – deve essere in possesso di requisiti di professionalità, come previsto dal Codice di Governance, e il Presidente del CdA vigila sulla sua indipendenza. Governan ce (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. (2) Con riferimento alla composizione del Comitato Controllo e Rischi, Eni prevede che almeno 2 componenti possiedano un’adeguata conoscenza ed esperienza in materia contabile, finanziaria o di gestione dei rischi, rafforzando la Raccomandazione del Codice di Gover- nance che ne raccomanda uno soltanto. A tal proposito, l’11 maggio 2023 il CdA 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 Governance e del proprio Regolamento. (3) Il Regolamento del Comitato Remunerazione prevede, in linea con la Raccomandazione del Codice di Governance, che almeno un componente possieda un’adeguata conoscenza ed esperienza in materia finanziaria o di politiche retributive, valutate dal Consiglio al mo- mento della nomina. A tal proposito, l’11 maggio 2023 il CdA 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 Governance e del proprio Regolamento. (4) 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. Integrità e trasparenza sono i principi che ispirano Eni nel delineare il proprio sistema di Corporate Governance, elemento fondante del modello di business della Società ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 28 Si fornisce, di seguito, una rappresentazione grafica di sintesi della struttura di Corporate Governance della Società al 31 dicembre 2024 che, nel corso dell’esercizio 2024, non ha visto la nomina di nuovi Amministratori e Sindaci: SOCIETÀ DI REVISIONE PwC SpA CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONECONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE MAGISTRATO DELLA CORTE DEI CONTI Giovanni Coppola COLLEGIO SINDACALECOLLEGIO SINDACALE CHIEF OPERATING OFFICERS (***) Guido Brusco - Direttore Generale (****) (Global Natural Resources) Francesco Gattei - Direttore Generale (****) (Chief Transition & Financial Officer) Giuseppe Ricci (Industrial Transformation) 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. (*) Non esecutivo. (**) Sindaci supplenti: \- Giulia De Martino, eletta dalla lista di maggioranza; \- Giovanna Villa, eletta dalla lista di minoranza. (***) Dal 1° ottobre 2024. Per maggiori informazioni, si rinvia al Comunicato Stampa Eni del 12 settembre 2024. (****) Nominato dal Consiglio di Amministrazione, su proposta dell’Amministratore Delegato, d’intesa con il Presidente del CdA e sentito il Comitato per le Nomine. Al Direttore Generale si applicano le disposizioni della legge italiana che regolano la responsabilità degli amministratori. (Audit Committee SOA) SINDACI EFFETTIVI (**) L Claudio Descalzi (b) STRUTTURA DI CORPORATE GOVERNANCE DELLA SOCIETÀSTRUTTURA DI CORPORATE GOVERNANCE DELLA SOCIETÀ ASSEMBLEA DEGLI AZIONISTI DI ENI SPA PRESIDENTE CDA (*) PRESIDENTE RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 29 IL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE Il CdA e il Presidente del CdA sono nominati dall’Assemblea degli Azionisti. Per consentire la presenza di Consiglieri designati dagli azionisti di minoranza, la nomina degli Amministratori avviene attra- verso il meccanismo del voto di lista. Il CdA in carica, nominato nel maggio 2023 fino all’Assemblea di approvazione del bilancio 2025, è composto da 9 componenti. Tre Consiglieri sono stati nominati da azionisti diversi da quello di controllo, così garantendo alle minoran- ze un numero di rappresentanti superiore rispetto a quello previsto dalla legge. L’Assemblea degli Azionisti del maggio 2023 nel nomi- nare il nuovo CdA per il triennio 2024-2026 ha potuto tener conto degli orientamenti espressi al mercato prima dell’Assemblea dal CdA uscente sulla composizione quali-quantitativa ritenuta ottimale. Nell’orientamento è stata evidenziata la centralità delle competenze in materia di sostenibilità, ESG e transizione energetica, sottoline- ando 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 ambientali, sviluppata in ruoli mana- geriali 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’esercizio di autovalutazione condotto dal Consiglio nel primo anno di mandato, da cui è emerso un giudizio positivo sulle professionalità in seno al Consiglio in termini di conoscenze, esperienze e competenze, e sul contributo individuale che i singoli Consiglieri ritengono di poter ap- portare al CdA, in base alla loro preparazione, motivazione e senso di appartenenza. Le competenze dei Consiglieri sui temi, tra gli altri, ESG e sostenibilità sono state ulteriormente rafforzate attraverso un programma di induction strutturato avviato a inizio di mandato e am- piamente sviluppato nel 2024. La composizione del Consiglio è diversificata anche in relazione al genere, conformemente alle previsioni di legge in materia e dello Sta- tuto, che è stato modificato nel mese di febbraio 2020 perché fosse prontamente adeguato in vista del rinnovo degli organi sociali. In par- ticolare, per 6 mandati consecutivi, gli organi di amministrazione e di controllo devono essere composti da almeno 2/5 del genere meno rappresentato. Inoltre, sulla base delle valutazioni del CdA, effettuate dopo la nomina e, previa istruttoria del Comitato per le Nomine, perio- dicamente, da ultimo il 26 febbraio 2025, il numero di Amministratori indipendenti presenti in Consiglio (7 5 dei 9 Amministratori in carica, di cui 8 non esecutivi e tra i quali figura il Presidente del CdA) si confer- ma superiore alle previsioni statutarie e del Codice di Governance. In aggiunta, il Consiglio, in occasione delle predette valutazioni, ha ac- certato che tutti gli Amministratori sono in possesso dei requisiti di onorabilità prescritti dalla normativa vigente, non ricadono in alcuna situazione di incompatibilità, ineleggibilità e decadenza e rispettano i limiti al cumulo degli incarichi deliberato dal CdA l’11 maggio 2023. Maggioranza 6 Minoranza 3 LISTA DI PROVENIENZA FASCE DI ETÀ (b) 67% 33% 33% 11% 40-50 anni 1 51-60 anni 3 61-70 anni 5 DIVERSITÀ DI GENERE COMPOSIZIONE DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE Indipendenti 7 Non indipendenti 2 INDIPENDENZA (a) 78% 22% TENURE 78% 11%11% 0-3 esercizi 7 4-6 esercizi 1 >9 esercizi 1 56% (a) Ci si riferisce all’indipendenza ai sensi di legge e del Codice di Corporate Governance. (b) Dati al 31 dicembre 2024. Uomini 5 Donne 4 56% 44% (5) Ci si riferisce all’indipendenza ai sensi di legge, cui lo Statuto di Eni rinvia, e ai sensi del Codice di Governance. NOMINA E COMPOSIZIONE DEGLI ORGANI SOCIALI ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 30 IL COLLEGIO SINDACALE Il CS e il suo Presidente sono nominati dall’Assemblea degli Azioni- sti tramite il voto di lista, al fine di consentire la presenza di Sindaci designati dagli azionisti di minoranza. Il Collegio in carica, nomina- to nel maggio 2023 fino all’Assemblea di approvazione del bilancio 2025, è composto da 5 componenti effettivi e 2 supplenti. Due Sin- daci effettivi, tra cui il Presidente, 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 rappre- sentanti superiore rispetto a quello previsto dalla legge. Nel 2023, il Collegio ha espresso agli azionisti il proprio orientamento sulla composizione dell’organo, sottolineando, tra l’altro, l’importanza delle competenze e/o esperienze in tema di informativa di soste- nibilità, climate change e transizione energetica. La composizione del Collegio è diversificata in relazione al genere, in conformità con la legge e lo Statuto. Ai sensi di legge i Sindaci devono possedere specifici requisiti di indipendenza, professionalità e onorabilità. Il Codice di Governance raccomanda, inoltre, che tutti i componenti del Collegio siano in possesso dei requisiti di indipendenza previsti dallo stesso Codice per gli amministratori. La valutazione dell’indi- pendenza è effettuata dal Collegio, in base alle informazioni forni- te da ciascun componente dell’organo e trasmessa al Consiglio di Amministrazione. Il CS, in qualità di “Comitato per il Controllo Interno e la revisione contabile” ai sensi del D.lgs. n. 39/2010 deve possedere altresì il requisito di cui all’art. 19 del Decreto stesso secondo cui “I mem- bri del Comitato per il controllo interno e la revisione contabile, nel loro complesso, sono competenti nel settore in cui opera l’en- te sottoposto a revisione” e verificare il possesso del requisito di “Audit Committee financial experts”, ai fini della legislazione sta- tunitense. Il CS in carica ha verificato il possesso di tali requisi- ti successivamente alla nomina e periodicamente nel corso del mandato. Maggioranza 3 Minoranza 2 LISTA DI PROVENIENZA 60% 40% DIVERSITÀ DI GENERE COMPOSIZIONE DEL COLLEGIO SINDACALE Uomini 3 Donne 2 60% 40% (a) Dati al 31 dicembre 2024. 50- 60 anni 2 61-70 anni 2 >70 anni 1 0-3 esercizi 1 4-6 esercizi 2 7-9 esercizi 2 FASCE DI ETÀ (a) 40%40% TENURE 20% 40%40% 20% IL MANAGEMENT Negli ultimi anni, il Consiglio ha dedicato particolare attenzione agli assetti organizzativi della Società, con interventi significativi nel si- stema di controllo interno, gestione dei rischi e compliance, ponendo la funzione di Risk Management Integrato e una nuova funzione di Compliance Integrata alle dirette dipendenze dell’AD. A settembre 2024, il Consiglio ha aggiornato la struttura organizzativa, riorga- nizzando le attività di business in tre strutture affidate ad altrettanti Chief Operating Officer 6 posti alle dipendenze dell’AD: “Global Natu- ral Resources”, “Industrial Transformation” e “Chief Transition & Fi- nancial Officer”, per garantire efficacia e raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione, creazione di valore e trasformazione industriale. In termini di genere, la percentuale delle donne come primo riporto dell’AD si attesta al 25%. L’AD e i Direttori Generali, nell’esercizio delle loro deleghe, sono responsabili dell’attuazione delle strategie defini- te dal Consiglio nell’ambito della pianificazione strategica, oltre che della gestione dei rischi con il supporto delle funzioni specialistiche aziendali competenti in materia di sviluppo sostenibile, salute, sicu- rezza, ambiente e risorse umane. (6) Il Chief Operating Officer “Global Natural Resources” e il Chief Operating Officer “Chief Transition & Financial Officer” sono stati nominati dal CdA, su proposta dell’AD, d’intesa con il Presidente del CdA e sentito il Comitato per le Nomine, quali Direttori Generali, con conseguente applicazione anche delle disposizioni della legge italiana che regolano la responsabilità degli amministratori. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 31 GIANFRANCO CARIOLA Internal Audit Director (b) OFFICE OF THE CEO FRANCESCO GATTEI Chief Transition & Financial Officer Chief Operating Officer/DG (c) GUIDO BRUSCO Global Natural Resources Chief Operating Officer/DG (c) GIUSEPPE RICCI Industrial Transformation Chief Operating Officer (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. (c) Francesco Gattei e Guido Brusco sono stati nominati dal Consiglio di Amministrazione, su proposta dell’Amministratore Delegato, d’intesa con il Presidente del CdA e sentito il Comitato per le Nomine, quali Direttori Generali, con conseguente applicazione delle disposizioni della legge italiana che regolano la responsabilità degli amministratori. LUCA FRANCESCHINI Segretario del Consiglio di Amministrazione e Board Counsel (a) GIUSEPPE ZAFARANA Presidente del 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 Stakeholder Relations & Services Director LORENZO FIORILLO Technology, R&D & Digital Director LAPO PISTELLI Public Affairs Director ERIKA MANDRAFFINO Comunicazione Esterna Director CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONECONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE MACROSTRUTTURA ORGANIZZATIVA DI ENI SPAMACROSTRUTTURA ORGANIZZATIVA DI ENI SPA Di seguito, si fornisce una rappresentazione grafica della macrostruttura organizzativa di Eni SpA al 31 dicembre 2024: ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 32 Annualmente il Consiglio, supportato da un consulente esterno, ef- fettua la propria autovalutazione (“Board Review”), di cui costituisco- no 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 compo- sizione 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 2024, il processo di autovalutazione si è svolto attraver- so questionari ed interviste che hanno riguardato in particolare la composizione e l’operatività del CdA e dei Comitati, in continuità con l’esercizio precedente, anche con riferimento alle tematiche ESG/di sostenibilità, in termini di definizione delle priorità, integrazione nei processi decisionali, valutazione degli specifici profili di rischio, col- legamento ai sistemi di remunerazione manageriale, svolgimento di adeguate attività di formazione. Nell’autovalutazione condotta nel secondo anno di mandato sono stati inoltre esaminati gli esiti dell’e- sercizio di autovalutazione dell’anno precedente e le relative aree di miglioramento, nonché le principali attività svolte nel 2024\. Sono state infine approfondite le dinamiche di Consiglio e la sua efficacia complessiva anche in relazione alla qualità media dei contributi e competenze chiave espresse individualmente dai singoli Consiglieri. È stato quindi confermato un giudizio positivo sulle professionalità in seno al CdA, ritenute generalmente in linea con le indicazioni pre- viste nel documento di Orientamento agli azionisti sulla composi- zione ottimale approvato nel 2023\. Le competenze dei Consiglieri sono state supportate anche nel 2024 dal programma di formazione “board induction” per amministratori e sindaci, e che ha riguardato, tra l’altro, tematiche di interesse generale riguardanti il modello e le strategie di business, l’approccio ed il modello di sostenibilità in aree quali la salute delle persone, i diritti umani, la trasparenza e la lotta alla corruzione (anche in occasione della partecipazione a una ses- sione del “Compliance Program Anti-corruzione di Eni”), le principali novità riguardanti il sistema normativo aziendale, con un focus de- dicato alle novità introdotte nel framework del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, che è parte integrante della strate- gia aziendale. Sui temi dell’innovazione, della digitalizzazione e delle nuove tecnologie, che costituiscono un’importante leva strategica di trasformazione del business, il Consiglio ha inoltre avuto modo di approfondire la progettualità nel campo dell’energia da fusione, gli sviluppi del progetto di completamento e avvio del nuovo sistema di super calcolo (High Performance Computing \- HPC) HPC6 7 , nonché il tema dell’intelligenza artificiale. Il programma si è poi arricchito di due sessioni off-site del Consiglio, la prima riguardante la visita ad un sito operativo all’estero (Abu Dhabi), la seconda relativa alla visita al Green Data Center della Società, in occasione della quale sono sta- ti presentati i risultati conseguiti nell’ambito del progetto sul sistema di supercalcolo HPC6. Sono infine proseguite le iniziative (workshop dedicati e report periodici) volte a rafforzare la conoscenza e con- sapevolezza di Consiglieri e Sindaci in tema di cyber security, con analisi dei principali rischi e minacce cyber e delle misure di presidio messe in atto. AUTOVALUTAZIONE DELLE CONOSCENZE, COMPETENZE ED ESPERIENZE COMPLESSIVE DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE (VALORE %) Governance e Legale 94 Amministrazione, Finanza, Controlli Interni e Risk Management 78 Relazioni Istituzionali e Settore Pubblico 78 ESG & Sostenibilità 83 Settore Energetico e Visione Strategica 89 Climate Change & Transizione Energetica 61 Esperienza Internazionale 33 Innovazione, Digital & Cyber Security 55 (7) Per maggiori approfondimenti sul sistema di calcolo HPC6 si rinvia ai comunicati stampa del 23 gennaio e del 19 novembre 2024. ESPERIENZA E FORMAZIONE DEGLI ORGANI SOCIALI SUI TEMI DI SOSTENIBILITÀ RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 33 Secondo quanto previsto dalle Norme di Comportamento del CS ema- nate dal Consiglio Nazionale dei Dottori Commercialisti e degli Esperti Contabili ed in linea con le raccomandazioni del Codice di Governance, il CS conduce annualmente un processo di autovalutazione sulla pro- pria composizione e operato. Nel 2024 e 2023, questo processo ha ri- guardato, tra l’altro, la valutazione delle competenze e delle esperienze dei componenti anche in tema di sostenibilità. Inoltre, il Collegio parte- cipa al programma di formazione “board induction” per Amministratori e Sindaci. Gli esiti del processo di autovalutazione sono riportati nella Relazione del Collegio all’Assemblea degli Azionisti. (8) I poteri riservati del Consiglio sono puntualmente declinati nella delibera assunta in data 11 maggio 2023, disponibile sul sito internet di Eni, nella sezione Governance. (9) Per approfondimenti sulle funzioni del Comitato Sostenibilità e Scenari, si rinvia al relativo Regolamento, disponibile sul sito sul sito internet di Eni, nella sezione Governance. L’INTEGRAZIONE DELLA SOSTENIBILITÀ NELLA STRATEGIA La struttura della governance di Eni integra la sostenibilità, intesa anche nell’accezione di “successo sostenibile”, all’interno del mo- dello di business di Eni. Il CdA ha definito la mission di Eni (da ulti- mo nel 2019), ispirata agli obiettivi dell’Agenda 2030 delle Nazioni Unite. Inoltre, il CdA si è riservato il compito di definire, su proposta dell’AD, le linee strategiche e gli obiettivi della Società e del Gruppo, perseguendone il successo sostenibile e monitorandone l’attuazio- ne, come espressamente previsto nella delibera sui poteri riservati del Consiglio 8 , adottata da ultimo l’11 maggio 2023\. Inoltre, nell’ot- tica del perseguimento del successo sostenibile il CdA, in linea con il Codice di Governance, promuove il dialogo con gli azionisti e gli altri stakeholders rilevanti per la Società. In particolare, il Consiglio, su proposta del Presidente del CdA, formulata d’intesa con l’AD, ha adottato la politica per la gestione del dialogo con la generalità degli azionisti, anche al fine di assicurare una comunicazione ordi- nata e coerente. Il Presidente del CdA assicura, con il supporto del Segretario del Consiglio, che il CdA sia informato sullo sviluppo e sui contenuti significativi del dialogo dando conto delle valutazioni espresse dalle varie tipologie di investitori. IL RUOLO DEL CDA NELLA PIANIFICAZIONE STRATEGICA E RELATIVI FLUSSI INFORMATIVI Il CdA di Eni, nell’esercizio dei poteri che lo stesso si è riservato, ap- prova il Piano Strategico (piano quadriennale e piano di medio-lun- go termine), che include i target industriali di business, i risultati economici finanziari e i target di sostenibilità, tra cui anche i tar- get emissivi di medio-lungo termine, a testimonianza di come la strategia di decarbonizzazione sia parte integrante della strategia d’impresa di Eni. In tale contesto, assume primaria importanza la strategia volta alla creazione di valore lungo l’intero orizzonte di piano, in un processo sinergico che vede il coinvolgimento attivo dell’azienda nel suo complesso e, in particolare, del CdA, quale or- gano di vertice della gestione societaria. Il Piano Strategico è sta- to esaminato e approvato dal CdA nel corso della riunione del 13 marzo 2024, in esito ad un complesso processo di preventiva con- divisione, avviato già nelle precedenti riunioni del 25 gennaio e del 15 febbraio 2024, attraverso lo svolgimento di tre letture incentrate sugli elementi di contesto e di scenario, nonché sull’illustrazione dei driver strategici per settori di business. Analogo processo di esame è stato seguito per il nuovo Piano Strategico approvato dal CdA il 26 febbraio 2025. In tali valutazioni, il CdA è supportato da uno specifico Comitato consiliare, il Comitato Sostenibilità e Scenari, istituito nel 2014 dal Consiglio stesso, con funzioni istruttorie, consultive e propositive sui processi, iniziative e attività tese a presidiare l’impegno, il con- fronto e la formazione relativamente allo sviluppo sostenibile lungo tutta la catena del valore, con particolare riferimento alle tematiche di: transizione climatica e innovazione tecnologica, accesso all’e- nergia e sostenibilità energetica, ambiente ed efficienza energetica, sviluppo locale, rispetto e tutela dei diritti, integrità e trasparenza, Diversity & Inclusion 9 . Il CdA riveste, inoltre, un ruolo attivo nell’at- tuazione della strategia di Eni anche attraverso l’approvazione dei progetti di investimento e delle operazioni di portafoglio incluse nel Piano Strategico, secondo quanto stabilito dalla delibera sui poteri ad esso riservati, e ne monitora annualmente l’avanzamento e il rispetto di requisiti e target, che includono anche gli esiti dell’ana- lisi dei rischi ed eventuali valutazioni sugli impatti ESG associati alle suddette operazioni. Fondamentale per la conduzione sana e corretta dell’impresa è il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, tra i quali assumono rilievo anche gli impatti economici, ambientali e sulle persone dell’attività della Società, le cui linee di indirizzo generali sono definite dal CdA, in coerenza con le strate- gie della Società, con il supporto del Comitato Controllo e Rischi e sentito il Presidente per la parte relativa alle attività di Internal Audit. Inoltre, sempre con il supporto del Comitato Controllo e Ri- schi, il CdA si è riservato il potere di (i) esaminare i principali rischi aziendali, identificati dall’AD, tenendo conto delle caratteristiche delle attività svolte dalla Società e dalle sue controllate, e dallo stesso sottoposti al CdA almeno trimestralmente e (ii) valutare, su base semestrale, l’adeguatezza e l’efficacia del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi rispetto alle caratteristiche di Eni RUOLI E RESPONSABILITÀ SUI TEMI DI SOSTENIBILITÀ ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 34 e al profilo di rischio assunto, in particolare in base alle Relazioni predisposte dal Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, dal Comitato Controllo e Rischi, dalle funzioni di Risk management e Compliance Integrata; (iii) valutare annual- mente l’adeguatezza dell’assetto organizzativo del sistema di con- trollo interno e di gestione dei rischi rispetto alle caratteristiche dell’impresa e al profilo di rischio assunto nonché la sua efficacia, salvo modifiche che rendano necessario un aggiornamento seme- strale. Il CdA svolge inoltre un ruolo centrale nell’approvazione e revisione delle linee fondamentali del sistema normativo inter- no e delle policy in materia di Ethics, Compliance & Governance, anche a presidio dei rischi e nella ricezione 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). Nel suo ruolo di indirizzo strategico, il CdA, nell’ambito della delibera sui poteri che lo stesso si è riservato, ha il compito di approvare il Modello di gestione, vigilanza e control- lo dei rischi di Salute, Sicurezza e Ambiente, Security e Incolumità pubblica della Società e le sue modifiche sostanziali, esaminando annualmente la Relazione HSE, predisposta dal Responsabile della funzione aziendale competente e inclusa nei flussi relativi alla va- lutazione di adeguatezza del SCIGR. Altro tema centrale per Eni è quello sui diritti umani, il cui impegno è stato ribadito nella policy “Rispetto dei Diritti Umani in Eni” approvata nel 2023 dal CdA ed a cui hanno fatto seguito nel corso dell’anno azioni idonee a raffor- zare ulteriormente i presidi gestionali che configurano il modello di gestione dei diritti umani di Eni coerentemente con le previsioni degli United Nations Guiding Principles on Business and Human Rights (UNGP), delle OECD Guidelines for Multinational Enterprises ed in considerazione delle evoluzioni normative in corso sul tema. In particolare, nel corso dell’anno, è stato condotto un processo di aggiornamento dei c.d. salient human rights issue di Eni, ovvero dei temi relativi ai diritti umani considerati più significativi per Eni e rispetto ai quali devono svilupparsi in maniera prioritaria il modello di gestione e le attività dell’azienda sui diritti umani, che ha visto il coinvolgimento di persone di Eni e di alcuni autorevoli stakeholder esterni. In tale ambito è stato inoltre realizzato un Compliance Risk Assessment Specific finalizzato all’identificazione e valutazione di specifiche Attività a Rischio ed all’individuazione, in ottica risk-ba- sed, di eventuali azioni di Risk Treatment. Gli esiti di tali processi, unitamente alle principali attività svolte dalle diverse funzioni azien- dali in attuazione del modello di gestione sopra citato, sono stati approfonditi dal Comitato Sostenibilità e Scenari nell’ambito della riunione del 9 dicembre 2024\. Tale seduta è stata estesa a tutti i membri del Consiglio di Amministrazione di Eni, con l’obiettivo di fornire un aggiornamento rispetto all’evoluzione normativa in ambi- to UE sul tema del rispetto dei diritti umani. Di seguito si riporta una sintesi dei principali temi di Sostenibilità af- frontati dal CdA nel corso del 2024: PRINCIPALI TEMI DI SOSTENIBILITÀ AFFRONTATI DAL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE COL SUPPORTO DEI COMITATI CONSILIARI STRATEGIA E TRANSIZIONE ENERGETICA • Piano quadriennale e di lungo termine, inclusi obiettivi di sostenibilità e piani di incentivazione di breve termine a supporto degli obiettivi strategici di sostenibilità. • Approfondimenti su posizionamento di Eni rispetto agli obiettivi e strategie climatiche dei peer, sugli strumenti di finanza sostenibile e sulle risoluzioni assemblee sul clima. • Approvazione Statement sull’impegno di Eni per la gestione e salvaguardia della risorsa idrica. • Esame dell’impegno di Eni nel campo della fusione nucleare (Board Induction). • Approfondimenti dell’evoluzione del mercato dell’energia elettrica, delle prospettive di sviluppo della mobilità urbana e delle strategie connesse (Board Iduction). DIRITTI UMANI E TEMI SOCIALI • Approvazione della Dichiarazione ai sensi del “Modern Slavery Act“. • Esiti processo di aggiornamento dei c.d. salient human rights issue di Eni e del Compliance Risk Assessment Specific. • Piani di investimenti per lo sviluppo locale e No Profit. • Approfondimenti sul quadro normativo di riferimento, sulla Policy e il modello di gestione dei diritti umani di Eni (Board Iduction). REPORTISTICA E MONITORAGGIO • Approvazione reportistica obbligatoria e di sostenibilità 2023. • Approfondimento del modello e dei risultati HSE. • Approvazione delle linee fondamentali della Policy sul sistema di controllo interno sull’informativa finanziaria e di sostenibilità obbligatoria. • Approfondimento sull’evoluzione normativa europea in ambito reporting. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 35 I COMITATI CONSILIARI Il Consiglio si avvale, inoltre, del supporto dei Comitati consiliari, ciascuno per quanto di competenza, in virtù delle funzioni istrut- torie, propositive e consultive a essi attribuite. In particolare, con riferimento agli aspetti di sostenibilità 10 : • 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 periodica non finanziaria/di sostenibilità obbligatoria. Inoltre, in tale ambito, esamina il contenuto dell’informazione periodica a carattere non finanziario/di sostenibilità obbligatoria rilevante ai fini del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi. Anche in relazione a tali compiti, incontra con adeguata periodicità il management azien- dale competente per tali materie, approfondendo tra l’altro: (i) i principali temi nella prospettiva di redazione delle Relazioni Finan- ziarie annuale e semestrale nonché le loro connotazioni essenziali e i contenuti della Rendicontazione di Sostenibilità; (ii) i principali risultati conseguiti da Eni in ambito sicurezza, salute e ambiente, e le iniziative sviluppate per il continuo miglioramento delle rela- tive 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 istrutto- rie, consultive e propositive nei confronti del CdA in materia di scenari e sostenibilità, per tale intendendo i processi, le inizia- tive 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 tecnologica; accesso all’energia e sostenibilità energetica; am- biente ed efficienza energetica; sviluppo locale, in particolare diversificazione economica, salute, benessere e sicurezza delle persone e delle comunità; rispetto e tutela dei diritti, in partico- lare dei diritti umani; integrità e trasparenza; e Diversity & Inclu- sion. A tal fine riceve informative dai responsabili delle funzioni aziendali coinvolte in detti processi, che possono essere invitati a partecipare alle riunioni del Comitato. Il Comitato Sostenibilità e Scenari si coordina altresì con il Comitato Controllo e Rischi nella valutazione dell’idoneità dell’informazione periodica non finanziaria, come sopra indicato; • il Comitato Remunerazione svolge funzioni istruttorie, propositive e consultive verso il CdA sui temi di remunerazione, e in tale ambito propone i sistemi di incentivazione annuale e di lungo termine, defi- nendone gli obiettivi, anche a supporto degli indirizzi assunti sui temi di sostenibilità; • il Comitato per le Nomine svolge funzioni istruttorie, consultive e propositive nei confronti del Consiglio di Amministrazione, e in tal senso, tra gli altri compiti, supporta il Consiglio di Amministrazione nelle nomine dei dirigenti e dei componenti degli organi e organi- smi della Società e delle società controllate la cui nomina sia di competenza del Consiglio e sovrintende ai relativi piani di succes- sione, nella valutazione periodica dei requisiti degli amministratori e nel processo di autovalutazione formulando pareri al Consiglio di Amministrazione sulla composizione dello stesso e dei suoi Comi- tati anche in merito alle competenze necessarie. Esamina e valuta i criteri che sovrintendono ai piani di successione dei dirigenti con responsabilità strategiche della Società. IL COLLEGIO SINDACALE Il CS svolge le funzioni attribuitegli dalla legge e in particolare, oltre a quanto previsto dall’art. 149 del Testo Unico della Finanza, vigila sul processo di informativa finanziaria e della rendicontazione di soste- nibilità e sull’efficacia dei sistemi di controllo interno e di gestione del rischio, anche nella veste di “Comitato per il Controllo Interno e la Revisione Contabile” e di “Audit Committee” ai fini della normativa statunitense. Inoltre, vigila sull’osservanza delle disposizioni del D.l- gs. 6 settembre 2024 n.125 in materia di rendicontazione di soste- nibilità e ne riferisce nella relazione annuale all’Assemblea. L’attività di vigilanza viene svolta attraverso incontri con i responsabili delle principali aree di business e funzionali, la partecipazione alle riunioni del CdA e dei Comitati Consiliari nonché attraverso lo scambio infor- mativo con la Società di revisione. In particolare, il CS riceve i flussi informativi necessari per l’esercizio dei propri compiti e le relazioni e i giudizi espressi dagli organi e dalle funzioni aziendali competenti in materia di informativa finanziaria, di sostenibilità obbligatoria e di sistema di controllo interno e di gestione dei rischi. Gli esiti delle at- tività svolte dal Collegio sono descritti nella Relazione all’Assemblea degli Azionisti. (10) Per il dettaglio circa composizione, compiti e Regolamenti dei Comitati Consiliari, si rimanda al sito Eni. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 36 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 della mission aziendale e del successo sostenibile della Società, tenendo conto della necessità di disporre, trattenere e motivare persone dotate della competenza e della professionalità richieste dal ruolo ricoper- to (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 ma- nagement contribuisce inoltre alla strategia aziendale, attraverso sistemi di incentivazione connessi ad obiettivi economico-finan- ziari e patrimoniali, di sostenibilità sociale e ambientale e di tran- sizione energetica, in ottica di lungo periodo, tenendo conto delle prospettive di interesse degli azionisti e degli altri stakeholder. La Politica sulla Remunerazione per il 2025, mantiene invariati i livelli retributivi definiti nella precedente Politica e prevede quale unica sostanziale novità la rimodulazione della struttura e dei pesi degli obiettivi del Piano IBT e del Piano ILT azionario 2023-2025 (at- tribuzione 2025), in linea con l’evoluzione strategica della Società e le best practice di settore. In particolare, per quanto riguarda la sostenibilità sociale e ambien- tale, la Politica definita per il 2025 prevede: • nel Piano di Incentivazione di Breve Termine con differimento, un obiettivo di sostenibilità ambientale e capitale umano (peso 35%), focalizzato sui temi di sicurezza e di riduzione delle emissioni net- te GHG Upstream (Scope 1+2) equity; • nel Piano di Incentivazione di Lungo Termine di tipo azionario 2023-2025, un obiettivo relativo ai temi di sostenibilità ambienta- le e transizione energetica (peso complessivo 35%), articolato su traguardi connessi ai processi di decarbonizzazione e transizione energetica. La Politica sulla Remunerazione descritta nella prima sezione della “Relazione sulla Politica in materia di Remunerazione e sui com- pensi 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 11 . I risultati del voto assembleare sono riportati all’interno del Sommario della citata Relazione. (11) Ai sensi di quanto previsto dall’art.123-ter, comma 3-bis, del D.lgs. n. 58/98. (12) Per maggiori informazioni si rinvia alla Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2024. (13) Per maggiori informazioni si rinvia alla Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2024. LA POLITICA DI REMUNERAZIONE DEGLI ORGANI SOCIALI IL SISTEMA DI CONTROLLO INTERNO E GESTIONE DEI RISCHI 12 Eni adotta un sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, espressione della cultura e dei valori aziendali, costituito dall’insie- me coordinato di strumenti, regole, procedure, strutture organiz- zative, dati, sistemi, flussi informativi e comportamenti finalizzati a una effettiva ed efficace identificazione, misurazione, gestione e monitoraggio dei principali rischi, concorrendo così al successo sostenibile della Società e alla valorizzazione delle opportunità aziendali. Il sistema di controllo interno e gestione dei rischi con- tribuisce ad una conduzione sana delle attività e coerente con gli obiettivi strategici ed è integrato nell’operatività aziendale secon- do un approccio risk-based e sinergico tra i vari attori del Sistema, in grado di cogliere opportunità di adattamento della struttura dei controlli rispetto al contesto di riferimento, a parità di efficacia. Il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi trova fonda- mento anche nel Codice Etico di Eni, che prescrive i canoni di con- dotta 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, Eni ha adottato uno strumento normativo per la disciplina integrata del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, le cui linee di indirizzo sono state approvate dal CdA. Inoltre, aderen- do al Codice di Governance, il CdA, ha stabilito diverse azioni di ade- guamento e modalità applicative e migliorative relative alle racco- mandazioni in materia di sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, già riconosciuto in linea con le migliori pratiche di gover- no societario 13 . Tra queste, per rafforzare l’integrazione tra pianifi- cazione strategica e controlli interni e gestione dei rischi, il CdA ha RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 37 previsto che siano definite, su proposta dell’AD, e con il supporto del Comitato Controllo e Rischi, nell’ambito del Piano Strategico, in coerenza con le strategie della Società, delle specifiche linee di indirizzo annuali del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, ulteriori rispetto al modello enrich contenuto nella relativa normativa interna. È stato previsto, inoltre, che l’attuazione delle specifiche linee di indirizzo del sistema di controllo interno e di ge- stione dei rischi sia sottoposta a un monitoraggio periodico sulla base di una relazione dell’AD. Eni si è inoltre dotata di un modello di Compliance Integrata, che insieme al Modello 231 e al Codice Etico, è finalizzato ad assicurare che tutte le persone che contri- buiscono al raggiungimento degli obiettivi di business operino nel pieno rispetto delle regole di integrità, delle leggi e delle normative applicabili, attraverso un processo articolato, sviluppato con un ap- proccio 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 monitoraggio 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 Compliance 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. Inoltre, il CdA ha approvato, su proposta dell’AD, con parere favore- vole del Comitato Controllo e Rischi, la normativa interna in materia di Abuso delle Informazioni di Mercato (Emittenti). Tale normativa disciplina i principi di comportamento per la tutela della riserva- tezza 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, infatti, che le informazioni sono un asset strategico, che deve essere gestito in modo da assicurare la tutela degli interessi dell’impresa, degli azio- nisti 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 parti correlate, che il CdA ha da ultimo aggiornato, previo parere favore- vole e unanime del Comitato Controllo e Rischi, nel corso del 2023. Il tema della prevenzione, individuazione e gestione del conflitto di interessi viene anche disciplinato nel Codice Etico della Società, nello strumento normativo in materia di individuazione e gestione dei con- flitti di interesse oltre che nel citato strumento normativo in materia di operazioni con interessi degli Amministratori e Sindaci e operazio- ni 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 insorge- re conflitti di interessi. Inoltre, il Regolamento sul funzionamento e organizzazione del CdA, approvato da ultimo nella riunione dell’11 maggio 2023, pre- vede, 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 Sindaco è te- nuto 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 predetto Regolamento richiede altresì che, in sede di delibera consiliare, gli Amministratori interessati di norma non prendano parte alla discussione e alla deliberazione sulle questioni rilevanti, allonta- nandosi dalla sala della riunione. 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 finanziaria stessa e sulla capacità del processo di redazione del bilancio di produrre tale informativa in accordo con i principi con- tabili internazionali di generale accettazione. La responsabilità di progettare, istituire e mantenere nel tempo il sistema di controllo interno sull’informativa finanziaria è affidata all’AD e al Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari che si avvale della struttura del Chief Transition & Financial Officer. Ruolo centrale nell’ambito del sistema di controllo interno e di ge- stione dei rischi della Società è svolto dal CS che, oltre alle funzio- ni di vigilanza e controllo previste dal Testo Unico della Finanza, è incaricato, tra l’altro, di monitorare il processo di informativa fi- nanziaria e della rendicontazione di sostenibilità. Inoltre, controlla l’efficacia dei sistemi di controllo interno e di gestione del rischio della Società, in coerenza con il Codice di Governance, anche nella 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 norma- tiva sull’informativa di sostenibilità 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 implementazione del sistema di controllo interno sull’informativa di sostenibilità, delle attività di redazione e attestazione della Rendicontazione di Sostenibilità e del supporto nel processo di definizione dell’“Eni for”. Le responsabilità attribuite nonché gli strumenti normativi e in- formativi 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’iden- ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 38 (14) La responsabilità ultima di garantire la conformità alle disposizioni del Decreto n.125 2024 è in capo agli amministratori. tificazione dei c.d. “critical concerns”, intesi come eventuali recla- mi aventi potenziali impatti sugli stakeholders della Società. Tra gli strumenti in ambito sistema di controllo interno e di gestione dei rischi si segnala che Eni, sin dal 2006, si è dotata di una nor- mativa (pubblicata sul sito internet della Società) che disciplina il processo di ricezione, analisi e trattamento delle segnalazioni (c.d. whistleblowing) trasmesse a Eni SpA e alle società controllate per consentire a chiunque, dipendenti e soggetti terzi, di segnalare Alla luce della recente evoluzione normativa sul reporting di sosteni- bilità, Eni ha ridefinito l’organizzazione interna, con l’attribuzione della responsabilità del processo di redazione e approvazione dell’infor- mativa di sostenibilità obbligatoria in capo al Dirigente Preposto 14 , figura già a presidio dei processi di redazione del reporting finan- ziario. A questo, è seguito un necessario adeguamento normativo interno, che ha visto la definizione di ruoli, responsabilità, processi e tempistiche, valorizzando la maggior integrazione tra le componenti finanziaria e non finanziaria attraverso un presidio unitario, anche in ottica di sistema di controllo interno. Il sistema di controllo interno sull’informativa di sostenibilità obbligatoria, quale elemento del più ampio sistema di controllo interno e gestione dei rischi di Eni, ha come obiettivo principale quello di fornire la ragionevole certezza che la rendicontazione di sostenibilità sia predisposta in conformità agli standard applicabili. L’implementazione del sistema di controllo si articola nelle seguenti fasi: (i) definizione integrata dell’ambien- te di controllo con quanto previsto per l’informativa finanziaria; (ii) valutazione dei rischi (risk assessment) e istituzione delle attività di controllo a presidio dei rischi identificati; (iii) monitoraggio; (iv) flussi informativi. L’attività di valutazione del rischio è un processo siste- comportamenti – riferibili a membri degli organi sociali di ammi- nistrazione 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 violazione di leggi e re- golamenti, provvedimenti delle Autorità, Codice Etico, Modello 231 di Eni nonché Modelli di Compliance in materia di Responsabilità Amministrativa di impresa per le Società Controllate di Eni e nor- mative interne. matico volto a identificare, analizzare e gestire i rischi che potreb- bero compromettere l’informativa e prevede l’utilizzo di un modello, fondato su un approccio risk-based, che tiene conto di criteri di natu- ra quantitativa e qualitativa per individuare gli indicatori su cui imple- mentare presidi di controllo specifici. Ispirandosi al sistema di con- trollo interno e gestione dei rischi di Eni e in linea con quanto previsto dal Sistema normativo interno ai fini dell’identificazione dei rischi e delle relative misure di mitigazione sono analizzati gli strumenti nor- mativi e organizzativi che regolano le modalità applicative, le attività di controllo e monitoraggio dei rischi, nonché le attività di indirizzo, coordinamento e controllo di Eni SpA. Le risultanze del sistema di controllo interno sulla reportistica di sostenibilità vengono riportate agli organi di amministrazione, direzione e controllo. In particolare, questo processo si avvale di flussi di attestazione dei process owner e dei responsabili di funzione sull’adeguatezza e sull’effettiva opera- tività dei presidi di controllo previsti per gli indicatori rilevanti, e tiene conto anche degli esiti delle attività di monitoraggio indipendente svolte dalla funzione Internal Audit, sulla base di quanto condiviso con il Dirigente Preposto, in linea con quanto avviene per il sistema di controllo interno sull’informativa finanziaria. SISTEMA DI CONTROLLO INTERNO SULL’INFORMATIVA DI SOSTENIBILITÀ RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 39 Andamento operativo GLOBAL NATURAL RESOURCES TRANSITION BUSINESSES INDUSTRIAL TRANSFORMATION EXPLORATION & PRODUCTION GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO E POWER CCS E AGRI ENILIVE E PLENITUDE REFINING E CHIMICA ATTIVITÀ AMBIENTALI Exploration & Production ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 42 1,7 mln boe/g +3% vs. 2023 grazie agli avvii di progetti organici e dall’integrazione di Neptune 1,2 mld di boe di nuove risorse con scoperte in Messico, Costa d’Avorio e Cipro Start-up di Baleine Fase 2 in Costa d’Avorio e Argo-Cassiopea in Italia Valorizzazione del portafoglio con la finalizzazione di Neptune, Ithaca Energy e cessioni in Nigeria, Alaska e Congo PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE 2024 2023 2022 TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) (a) (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 0,46 0,43 0,43 di cui: dipendenti 0,18 0,48 0,16 contrattisti 0,52 0,41 0,49 Profit per boe (b)(c) ($/boe) 11,3 14,5 9,8 Opex per boe (d) 9,2 8,6 8,4 Cash flow per boe 17,3 19,4 29,6 Finding & Development cost per boe (c)(d) 22,7 26,3 24,3 Prezzi medi di realizzo degli idrocarburi 57,56 59,35 73,98 Produzione di idrocarburi (d) (migliaia di boe/giorno) 1.707 1.655 1.610 Riserve certe di idrocarburi (d) (milioni di boe) 6.497 6.614 6.628 Vita utile residua delle riserve certe (anni) 10,4 10,6 11,3 Tasso di rimpiazzo organico delle riserve (%) 124 69 47 Dipendenti in servizio a fine periodo (numero) 9.188 9.840 9.733 di cui: all'estero 5.171 5.927 5.831 Emissioni dirette di GHG (Scope 1) (a) (milioni di tonnellate di CO 2 eq.) 6,7 7,6 8,4 Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine (a) (miliardi di Sm³) 0,1 0,2 0,3 Volumi totali di Oil spill (>1 barile) (a) (barili) 2.163 5.132 5.587 Acqua di formazione reiniettata (a) (%) 51 42 43 (a) Gli indicatori fanno riferimento ai dati 100% degli asset operati, consolidati e non, con riferimento ai criteri di operatorship espressi negli standard per la Rendicontazione di Sostenibilità. I dati 2022 e 2023 sono coerentemente esposti. (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. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 43 PERFORMANCE DELL’ANNO • Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro pari a 0,46, evidenzia complessivamente un aumento per l’incremento del numero di eventi al personale contrattista. La per- formance registra un miglioramento per il personale dipendente. • Emissioni dirette di GHG (Scope 1) sono pari a 6,7 milioni di tonnel- late di CO 2 eq. in riduzione rispetto al 2023, principalmente per effet- to delle cessioni di asset in Nigeria e in Congo ed alla realizzazione di progetti di gas valorization in Congo. • Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine sono in significativa riduzione rispetto al 2023, grazie principalmente alla cessione degli asset in Nigeria. • Volumi totali di oil spill sono in forte diminuzione grazie alla riduzio- ne degli sversamenti derivanti dalle operazioni (-38%) e dagli atti di sabotaggio (-58%). Tutti gli eventi di sabotaggio si sono verificati in Nigeria, ad eccezione di un evento minore in Italia. • Acqua di formazione reiniettata pari al 51%, in aumento rispetto al 2023, principalmente per il contributo delle operazioni nei Paesi Bassi, Messico e Ghana. • Produzione d’idrocarburi pari a 1,707 milioni di boe/giorno, +3% rispetto al 2023, grazie alla crescita organica e alla piena integra- zione con gli asset acquisiti di Neptune, in parte compensati dalle dismissioni di attività mature e non core nell’ambito dell’attività di ribilanciamento del portafoglio upstream nonché dal declino dei giacimenti maturi. • Le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2024 ammontano a 6,5 miliardi di boe, determinate sulla base del prezzo del marker Brent di 81 $/barile. Il tasso di rimpiazzo all sources è pari al 113%. La vita utile residua delle riserve è di 10,4 anni (10,6 anni nel 2023). PORTAFOGLIO • Nel gennaio 2024 è stata finalizzata la business combination con Neptune Energy, d’intesa con la collegata Vår Energi. L’operazione, caratterizzata da un distintivo disegno strategico e operativo, gra- zie alla complementarità con il portafoglio Eni di asset e di pre- senze geografiche, rafforza la posizione del Gruppo in Paesi chiave quali Indonesia, Algeria e Regno Unito. Tale transazione è coerente con la strategia del Gruppo di crescita del business del gas naturale e dell’offerta di energia affidabile, competitiva e a contenute emis- sioni. • Nell’agosto 2024 è stata completata la vendita della Nigerian Agip Oil Company Ltd (NAOC Ltd), società interamente controllata da Eni e attiva in Nigeria nell’esplorazione e produzione di idrocarburi onshore, alla società nigeriana Oando. La transazione è in linea con la strategia di ottimizzazione e ribilanciamento del portafo- glio upstream. La partecipazione del 5% in SPDC JV (Shell Pro- duction Development Joint Venture) non rientra nel perimetro del- la transazione e rimarrà nel portafoglio Eni. Le attività nel Paese proseguiranno concentrandosi sugli asset offshore e nel progetto Nigeria LNG, esplorando anche nuove opportunità nel settore de- gli agri-feedstock. • Nell’ottobre 2024 è stata perfezionata con l’upstreamer indipen- dente Ithaca Energy l’aggregazione aziendale avente a oggetto i portafogli di asset dei due partner nel Regno Unito, caratterizzati da elevata complementarità, esclusi quelli situati nel Mare d’Ir- landa e quelli legati ai progetti CCUS, costituendo un operatore leader in grado di generare crescita e valore sfruttando le sinergie finanziarie e tecniche. La business combination fa leva sulle com- petenze acquisite nell’implementazione del distintivo modello sa- tellitare di Eni per adattarsi alle esigenze dei mercati dell’energia in evoluzione. • Nel febbraio 2025 è stato firmato un Memorandum of Understanding con Petronas, società di stato malese, per definire la costituzione di una joint venture per la gestione di una selezione di asset in Indone- sia e Malesia. La nuova società potrà generare sinergie efficaci per diventare uno dei principali operatori nel settore del GNL, garantendo nel medio termine una produzione di 500 mila boe/giorno nonché riserve stimate in circa 3 miliardi di boe e un potenziale esplorativo di circa 10 miliardi di boe. Il completamento dell’operazione è soggetto all’approvazione governativa, regolatoria e dei partner. • Nel marzo 2025, Eni e Vitol hanno concordato i termini economici per il farm-out a Vitol di una partecipazione del 25% posseduta da Eni nel progetto operato Congo FLNG (al closing Eni manterrà una partecipazione del 40%) e di una partecipazione del 30% posseduta da Eni nel progetto operato Baleine nell’offshore della Costa d’A- vorio (al closing Eni manterrà una partecipazione del 47,25%) con un incasso previsto di $1,65 miliardi e data economica 1° gennaio 2024\. Il closing delle due transazioni è soggetto alle normali appro- vazioni regolatorie e ad altre condizioni. • In linea con la strategia di ottimizzazione delle attività upstream tramite un ribilanciamento del proprio portafoglio e la dismissione di asset non strategici, è stata completata la cessione a Hilcorp, una delle maggiori società private americane operanti in Alaska, del 100% degli assets di Nikaitchuq e Oooguruk in Alaska; a Perenco delle partecipazioni in diversi permessi di produzione in Congo. ESPLORAZIONE • L’attività esplorativa continua a realizzare eccellenti performance anche nel 2024, con la scoperta di 1,2 miliardi di boe di nuove risorse al costo competitivo di 1,0 $/boe. In particolare: \- in Costa d’Avorio, con l’importante scoperta di Calao nel blocco CI-205 (Eni 90%). Questa scoperta apre prospettive per nuovi sviluppi, rafforzando il portafoglio esplorativo di Eni e contri- buendo alla crescita futura; - in Indonesia grazie al significativo incremento delle risorse esplorative a gas; \- nell’offshore di Cipro, con l’appraisal alla scoperta a gas di Cro- nos nel Blocco 6 (Eni 50%, operatore). Sono inoltre state avviate le attività di progetto per la selezione del concept di sviluppo e la definizione dello schema commerciale; \- in Messico con le scoperte di Saasil-1 e Yopaat-1 nelle licenze operate di Area 10 (Eni 76%) e Area 9 (Eni 50%), rispettivamente. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 44 Queste scoperte aprono rilevanti opportunità di sviluppo di un potenziale hub con 1,3 miliardi di boe di risorse in posto, incluse le scoperte nei blocchi adiacenti; \- in Congo con due scoperte nel permesso Marine VI Bis (Eni 65%); \- altre scoperte sono state effettuate in Angola, Egitto, Italia e Norvegia. • Eni per la quinta volta è stata la società di esplorazione più ap- prezzata dalla ricerca annuale svolta da Wood Mackenzie’s che ha riconosciuto l’impegno e le scoperte finalizzate all’apertura di nuove frontiere nonché all’individuazione di grandi volumi di risorse. • Il portafoglio è stato rinnovato con circa 24.600 chilometri qua- drati di nuovi permessi in particolare in Australia, Angola, Costa d’Avorio, Namibia, Norvegia, Paesi Bassi e Regno Unito. • I costi di ricerca esplorativa sostenuti nel 2024 sono pari a €741 milioni (€687 milioni nel 2023) ed includono le radiazioni di pozzi di insuccesso e dei diritti esplorativi unproved per €555 milioni (€482 milioni nel 2023) associati ai progetti con esito negativo. In particolare, nell’ambito dell’attività esplorativa e di appraisal sono state rilevate radiazioni per €403 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 Emirati Arabi Uniti, Egitto, Kazakhstan, Vietnam, Cipro ed Oman. Le radiazioni dei diritti e potenziale esplorativo di €152 milioni sono riferite a titoli minerari esplorativi principalmente per abbandono delle iniziative sottostanti. A fine esercizio risultano 140 pozzi in progress (56,4 in quota Eni). SVILUPPO • Tra i principali sviluppi produttivi dell’anno annoveriamo: - in Congo, a un anno dopo la decisione finale di investimento, il progetto Congo FLNG ha avviato le consegne di GNL ai mercati internazionali, rendendo la Repubblica del Congo un nuovo espor- tatore nel panorama globale di questo combustibile. Il progetto sta avanzando speditamente verso il completamento atteso a fine 2025, in linea con i piani, con il varo della nave galleggiante di produzione di GNL Nguya che consentirà di incrementare la capacità di liquefazione del progetto fino a 3 milioni di tonnellate/ anno dagli attuali 0,6 milioni di tonnellate/anno; \- in Italia è stata avviata la produzione del campo a gas di Argo Cassiopea, il più importante progetto di sviluppo di gas nel Paese degli ultimi anni. Il gas è trasportato attraverso un gasdotto sot- tomarino fino all’impianto di trattamento di Gela, per poi essere immesso nella rete nazionale. Il picco produttivo annuo è atteso a 1,5 miliardi di metri cubi; \- in Costa d’Avorio, è stata avviata in produzione la Fase 2 del progetto Baleine, che segna un passo importante nello sviluppo delle riserve offshore del Paese. L’unità galleggiante di produzione e stoccaggio (FPSO - Floating Production, Storage and Offloading Unit) Petrojarl Kong è stata realizzata nei tempi e nei costi previsti, in linea con il nostro approccio accelerato per ridurre il time-to-market, affiancan- do l’attuale FSO Yamoussoukro. Il gas associato soddisferà la do- manda di energia locale attraverso il collegamento con un gasdotto realizzato già durante la Fase 1 del progetto. Il progetto rappresenta il primo a zero emissioni nette (ambito 1 e 2) del continente africano. I volumi di gas naturale associato prodotti sono consegnati gratuita- mente alle società di Stato per alimentare la produzione di energia elettrica del Paese, contribuendo in modo significativo alla riduzio- ne della povertà energetica e al miglioramento dello sviluppo locale, nell’ambito del modello di partnership dual flag di Eni. • Approvato dalle autorità indonesiane il Piano di Sviluppo (PoD) dei campi di Geng North (North Ganal PSC) e Gehem (Rapak PSC). Lo sviluppo integrato dei due campi creerà un nuovo polo produttivo, denominato Northern Hub, nel bacino del Kutei. Le autorità indone- siane hanno approvato anche il PoD dei campi di Gendalo & Gan- dang (Ganal PSC). Questi nuovi sviluppi, insieme a quelli in corso, sono il risultato della stretta partnership strategica tra Eni e la so- cietà indonesiana SKK Migas e avranno un forte impatto positivo sul local content, aumentando al contempo l’utilizzo della capacità disponibile dell’impianto di GNL di Bontang, oltre a garantire la for- nitura di gas per il consumo interno. • Firmato nel 2025 un importante accordo con le competenti autori- tà di Egitto e Cipro per lo sfruttamento della scoperta a gas di Cro- nos nell’offshore di Cipro facendo leva sulle infrastrutture esistenti in Egitto. L’accordo prevede il trasporto e trattamento tramite le fa- cility di Zohr per poi essere liquefatto nell’impianto LNG di Damietta ed esportato verso i mercati europei. • Ricevuto il Gold Standard Reporting nell’ambito del programma Oil and Gas Methane Partnership 2.0 (OGMP 2.0). Alla base del ricono- scimento da parte delle Nazioni Unite, la valutazione positiva di Eni per l’impegno nella rendicontazione delle emissioni con i massimi livelli di qualità dei dati, così come previsto dalle raccomandazio- ni del programma OGMP 2.0. Questo riconoscimento conferma l’efficacia della strategia di decarbonizzazione, con particolare ri- ferimento agli obiettivi di riduzione delle emissioni, all’aumentare progressivamente la trasparenza e l’accuratezza della propria ren- dicontazione, prerequisiti per misurare l’efficacia delle azioni di mi- tigazione implementate. • Firmato un protocollo d’intesa con la società di Stato dell’Azer- baijan Socar per valutare potenziali opportunità di cooperazione nei settori dell’esplorazione e della produzione di idrocarburi, della sicurezza e dell’efficienza energetica, della riduzione delle emis- sioni di gas serra, delle infrastrutture di trasporto del gas e della sostenibilità. • Firmati nel febbraio 2025 tre accordi di collaborazione con società degli Emirati Arabi Uniti nell’ambito dello sviluppo di: (i) data cen- ter all’avanguardia in Italia, alimentati da Eni con blue power, una fonte di energia elettrica a basse emissioni di carbonio, prodotta da centrali a gas naturale e le cui emissioni di CO 2 sono catturate e stoccate; (ii) capacità di trasmissione di energia rinnovabile gene- rata in Albania e trasmessa in Italia tramite una interconnessione sottomarina; e (iii) minerali critici per rafforzare la sicurezza e la RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 45 resilienza della catena di approvvigionamento sia per l’Italia che per gli Emirati Arabi Uniti. • Gli investimenti di sviluppo sono pari a €5,6 miliardi, realizzati in particolare in Costa d’Avorio, Congo, Italia, Egitto, Iraq, Libia, Indo- nesia, Algeria, Kazakhstan ed Emirati Arabi Uniti. • Nel 2024 la spesa complessiva in attività di Ricerca e Sviluppo è stata di €41 milioni (€38 milioni nel 2023). RISERVE Generalità I criteri adottati per la valutazione e la classificazione delle riserve cer- te, sviluppate e non sviluppate, sono in linea con quanto previsto dalla “Regulation S-X Rule 4-10” emessa dalla Security and Exchange Com- mission (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 ingegneria, potranno con ragionevole certezza essere recuperate alle condizioni tecniche, contrattuali, economiche e operative esistenti al momento della valu- tazione. 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’applicazione 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 successive 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’esi- stenza di autorevoli 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 tempo sog- gette a revisioni, in aumento o in diminuzione, in funzione dell’acquisi- zione di nuovi elementi conoscitivi. 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 pro- ducibili entro la loro scadenza. Le riserve 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 analogo 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 compito 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 direttive sono state verificate da DeGolyer and MacNaughton (D&M), società di ingegneri petroliferi indipendenti, che ne ha attestato la conformità alla norma- tiva SEC in vigore 1 ; D&M ha attestato inoltre che le direttive, laddove le norme SEC sono meno specifiche, ne forniscono un’interpretazio- ne ragionevole e in linea con le pratiche diffuse nel mercato. Eni effet- tua la stima delle riserve di spettanza sulla base delle citate direttive anche quando partecipa ad attività di estrazione e produzione ope- rate da altri soggetti, ad eccezione di alcune società in joint venture e collegate per la quale Eni si basa esclusivamente sulla valutazione indipendente delle riserve effettuata annualmente. 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 pro- duzione, costi di investimento, costi operativi e di smantellamento e di ripristino siti); (ii) l’unità di Natural Resources Valorization e l’unità O- perations di sede che verificano rispettivamente i profili di produzione relativi a campi che hanno subito variazioni significative ed i costi ope- rativi; (iii) i responsabili di area geografica che validano le condizioni commerciali e lo stato dei progetti; (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 sud- dette unità la congruità e la correttezza della classificazione delle ri- serve 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 set- tore petrolifero e nella valutazione delle riserve. Il personale coinvolto nel processo di valutazione possiede requisiti di professionalità ade- guati alla complessità del compito ed esprime il proprio giudizio nel ri- spetto dell’indipendenza e della deontologia professionale. In partico- lare, la qualifica professionale dei Reserves Evaluators è conforme agli standard internazionali definiti dalla Society of Petroleum Engineers. Valutazione indipendente delle riserve Eni attribuisce a società di ingegneri indipendenti 2 tra i più qualificati sul mercato il compito di effettuare una valutazione indipendente, pa- rallela a quella interna, di una parte a rotazione delle riserve certe. Le descrizioni delle qualifiche tecniche delle persone responsabili della va- (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 e Sproule. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 46 lutazione sono incluse nei rapporti rilasciati dalle società indipendenti. Le loro valutazioni sono basate su dati forniti da Eni e da loro non verifi- cati, con riferimento a titoli di proprietà, produzione, costi operativi e di sviluppo, accordi di vendita, prezzi ed altre informazioni. Tali informa- zioni sono le stesse utilizzate da Eni nel proprio processo di determina- zione delle riserve certe e includono: le registrazioni delle misurazioni effettuate sui pozzi, le misure delle coordinate delle traiettorie dei pozzi, l’analisi delle proprietà PVT (pressione, volume e temperatura) dei fluidi di giacimento, mappe, dati di produzione e iniezione per pozzo/giaci- mento/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 (3) Nel 2024 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 2024. (5) Nel 2024 sono inclusi i volumi di Azule Energy e Vår Energi per i quali Eni ha richiesto una Third Party Letter. (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. prezzi di vendita degli idrocarburi, le eventuali variazioni contrattuali future ed ogni altra informazione necessaria alla valutazione. I volu- mi 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 modalità analoghe e forniti ad Eni 3 . Le risultanze dell’attività indipendente condotta nel 2024 4 da Ryder Scott Company, Sproule e DeGolyer & MacNaughton hanno confer- mato, come in passato, la ragionevolezza delle valutazioni interne. In particolare, nel 2024 sono state oggetto di valutazione indipendente riserve certe per circa il 40% delle riserve Eni al 31 dicembre 2024 5 . Nel triennio 2022-2024 le valutazioni indipendenti hanno riguardato l’85% del totale delle riserve certe. (mln di boe) Società consolidate Società in joint venture e collegate Totale Riserve certe al 31 dicembre 2023 4.842 1.572 6.414 Nuove scoperte ed estensioni, revisioni di precedenti stime e miglioramenti da recupero assistito (escluso l'effetto prezzo) 382 414 796 Effetto prezzo (20) (2) (22) Promozioni nette 362 412 774 Portfolio (292) 226 (66) Produzione (479) (146) (625) Riserve certe al 31 dicembre 2024 4.433 2.064 6.497 Tasso di rimpiazzo all sources (%) 113 Mozambico saranno ottenute a breve. Lo sviluppo del progetto Coral North è regolato secondo i termini e le condizioni del PSC dell'Area 4 assegnato alla joint venture nel 2006. Inoltre, le nuove scoperte ed estensioni fanno riferimento anche alla decisione finale d’investi- mento e all’ottenimento di tutte le autorizzazioni per i progetti Bonga North in Nigeria e Umm Shaif negli Emirati Arabi Uniti. Le operazioni di portafoglio, pari a -66 milioni di boe si riferiscono prin- cipalmente: (i) alla cessione degli asset onshore in Nigeria, Alaska e al- cuni campi minori in Congo; (ii) all’acquisizione della società Neptune che ha portato nuovi asset in Norvegia, Algeria, Indonesia, Paesi Bassi e Regno Unito; e (iii) alla business combination con Ithaca Energy. I tassi di rimpiazzo organico 6 ed all sources delle riserve certe sono rispettivamente pari al 124% e 113%. La vita utile residua delle riserve è pari a 10,4 anni (10,6 anni nel 2023). Per ulteriori informazioni si rimanda alle Informazioni supplementari sull’attività Oil & Gas previste dalla SEC nelle note al bilancio consolidato. Le riserve certe al 31 dicembre 2024 sono pari a 6.497 milioni di boe, di cui 4.433 milioni di boe relative alle società consolidate. Le promozioni nette di 774 milioni di boe sono riferite a: (i) revisioni di precedenti stime per 406 milioni di boe comprendenti aumenti negli Emirati Arabi Uniti, Algeria, Costa d’Avorio, Angola e Stati Uniti. Le revisioni di precedenti stime includono l’effetto prezzo negativo di 22 milioni di boe, principalmente dovuto alla variazione del marker Brent di riferimento, passato da 83 $/barile nel 2023 a 81 $/barile nel 2024 con conseguente taglio delle riserve non economiche allo scenario 2024 ed effetti nei contratti di PSA; (ii) nuove scoperte ed estensioni per 367 milioni di boe a seguito principalmente del risultato dell’i- scrizione delle riserve del progetto Coral North in Mozambico (329 milioni di boe) sulla base della decisione finale d’investimento di Eni, dello stato di avanzamento e dell’impegno da parte della joint ventu- re che opera il progetto, nonché della ragionevole aspettativa che le restanti approvazioni formali da parte delle autorità del governo del Evoluzione Le riserve certe a fine periodo includono la quota Eni delle riserve di società collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto. L’evoluzione delle riserve certe nell’esercizio è stata la seguente: RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 47 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 2024 2023 2022 Italia 213 23.146 368 211 24.310 374 188 24.605 352 Sviluppate 129 19.633 262 136 18.504 261 139 19.681 271 Non sviluppate 84 3.513 106 75 5.806 113 49 4.924 81 Resto d'Europa 1.532 10 27 4.907 60 36 6.329 78 Sviluppate 1.453 10 24 4.725 56 32 6.047 73 Non sviluppate 79 3 182 4 4 282 5 Africa Settentrionale 458 151.128 1.479 523 168.060 1.658 531 175.696 1.710 Sviluppate 291 76.201 805 326 90.076 935 336 96.321 984 Non sviluppate 167 74.927 674 197 77.984 723 195 79.375 726 Africa Sub-Sahariana 268 54.683 638 334 70.208 809 367 66.294 813 Sviluppate 187 34.159 418 225 38.241 482 212 36.992 460 Non sviluppate 81 20.524 220 109 31.967 327 155 29.302 353 Kazakhstan 591 42.167 876 637 43.766 933 644 44.180 941 Sviluppate 539 42.091 823 576 43.766 872 585 44.180 881 Non sviluppate 52 76 53 61 61 59 60 Resto dell'Asia 578 44.859 881 485 36.919 733 433 36.268 675 Sviluppate 233 22.636 385 240 20.536 379 231 22.550 383 Non sviluppate 345 22.223 496 245 16.383 354 202 13.718 292 America 127 2.657 145 213 3.703 238 234 7.457 285 Sviluppate 81 1.578 92 163 3.000 184 171 5.502 207 Non sviluppate 46 1.079 53 50 703 54 63 1.955 78 Australia e Oceania 5.347 36 5.420 37 1 11.530 79 Sviluppate 662 5 1.652 11 1 6.321 43 Non sviluppate 4.685 31 3.768 26 5.209 36 Totale società consolidate 2.235 325.519 4.433 2.430 357.293 4.842 2.434 372.359 4.933 Sviluppate 1.460 198.413 2.800 1.690 220.500 3.180 1.707 237.594 3.302 Non sviluppate 775 127.106 1.633 740 136.793 1.662 727 134.765 1.631 Società in joint venture e collegate Resto d'Europa 391 26.616 572 326 14.621 425 350 18.314 473 Sviluppate 207 15.432 311 167 10.182 235 173 12.557 257 Non sviluppate 184 11.184 261 159 4.439 190 177 5.757 216 Africa Settentrionale 8 6.304 50 6 380 8 8 246 9 Sviluppate 8 6.304 50 6 380 8 8 246 9 Non sviluppate Africa Sub-Sahariana 226 87.832 819 207 42.490 494 235 44.203 531 Sviluppate 103 29.831 305 107 29.304 305 135 30.298 338 Non sviluppate 123 58.001 514 100 13.186 189 100 13.905 193 Resto dell'Asia 110 39.926 379 110 39.792 378 100 42.179 383 Sviluppate Non sviluppate 110 39.926 379 110 39.792 378 100 42.179 383 America 23 32.830 244 26 35.700 267 27 38.395 285 Sviluppate 23 32.830 244 26 35.700 267 27 38.395 285 Non sviluppate Totale società in joint venture e collegate 758 193.508 2.064 675 132.983 1.572 720 143.337 1.681 Sviluppate 341 84.397 910 306 75.566 815 343 81.496 889 Non sviluppate 417 109.111 1.154 369 57.417 757 377 61.841 792 Totale riserve certe 2.993 519.027 6.497 3.105 490.276 6.414 3.154 515.696 6.614 Sviluppate 1.801 282.810 3.710 1.996 296.066 3.995 2.050 319.090 4.191 Non sviluppate 1.192 236.217 2.787 1.109 194.210 2.419 1.104 196.606 2.423 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 48 Riserve certe non sviluppate Le riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2024 ammontano a 2.787 milioni di boe, di cui 1.192 milioni di barili di liquidi e 236 mi- liardi di metri cubi di gas naturale, principalmente in Africa e Asia. Le società consolidate possiedono riserve certe non sviluppate per 775 milioni di barili di liquidi e 127 miliardi di metri cubi di gas natu- rale. L’evoluzione delle riserve certe non sviluppate nell’esercizio è rappresentata dalla seguente tabella: Nel 2024 la conversione a riserve certe sviluppate (-128 milioni di boe) si riferisce principalmente all’avanzamento delle attività di svi- luppo, agli start-up di giacimenti e alla revisione di progetti in Costa d’Avorio, Angola, Kazakhstan e Italia. Per ulteriori informazioni si rimanda alle Informazioni supplementari sull’attività Oil & Gas pre- viste 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 €10,3 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 0,85 miliardi di boe, in aumento rispetto al 2023, e i cui sviluppi sono tutti in corso di esecuzione. Tali riserve sono con- centrate principalmente: (i) in alcuni giacimenti a gas in Libia (0,45 miliardi di boe) dove gli avvii in produzione sono programmati in funzione dell’adempimento degli obblighi di consegna derivanti da contratti di fornitura di gas di lungo termine; (ii) in alcuni giacimenti negli Emirati Arabi Uniti (0,2 miliardi di boe); (iii) in Vår Energi nel progetto Johan Castberg (0,1 miliardi di boe); (iv) nel giacimento Val d’Agri in Italia (0,1 miliardi di boe). Impegni contrattuali di fornitura Eni, tramite le società consolidate, in joint venture e collegate, ven- de le produzioni di petrolio e gas naturale sulla base di differenti schemi contrattuali. Alcuni di questi contratti, per lo più inerenti (milioni di boe) Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2023 2.419 Promozioni (128) Nuove scoperte ed estensioni 367 Revisioni di precedenti stime 107 Miglioramenti da recupero assistito Portfolio 22 Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2024 2.787 alle vendite di gas, stabiliscono termini di fornitura di quantità fis- se 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 611 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, Mozambico, 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. La produzione è prevista coprire integralmente gli im- pegni di fornitura. Eni ha rispettato tutti gli impegni contrattuali di consegna ad oggi in essere. PRODUZIONE La produzione di idrocarburi nel 2024 è stata di 1,707 milioni di boe/giorno, in aumento del 3% rispetto al 2023. La crescita della produzione è stata trainata dalla crescita organica e dalla piena in- tegrazione di Neptune, in parte compensata dalla cessione delle attività in Nigeria, Alaska e Congo nell’ambito di un piano di valo- rizzazione del portafoglio upstream. La crescita organica è stata alimentata dalla progressiva regimazione del progetto Baleine in Costa d'Avorio, in Congo e in Mozambico nonché dai maggiori con- tributi di Messico e Libia. La produzione di petrolio è stata di 784 mila barili/giorno in aumen- to del 2% rispetto al 2023 per effetto dell’acquisizione di Neptune e dagli incrementi produttivi in Costa d’Avorio, Libia e Messico. La crescita della produzione è stata in parte compensata dai minori contributi in Egitto e Kazakhstan, dal declino dei campi maturi non- ché dalla cessione delle attività nell’ambito della razionalizzazione del portafoglio. La produzione di gas naturale è stata di 137 milioni di metri cubi/ giorno, in aumento del 5% rispetto al 2023 per effetto dell’acqui- sizione di Neptune e della crescita in Congo, Libia e Mozambico. Questi incrementi sono stati in parte compensati dal declino dei campi maturi e dal rallentamento delle attività in Egitto a seguito della difficoltà da parte delle aziende di Stato nel finanziare la loro quota di spesa. La produzione venduta di idrocarburi è stata di 565 milioni di boe. La differenza di 60 milioni di boe rispetto alla produzione di 625 milioni di boe è dovuta essenzialmente ai volumi di idrocarburi destinati all’autoconsumo (49 milioni di boe), alla variazione delle rimanenze e altri fattori. La produzione venduta di petrolio e con- densati (287 milioni di barili) è stata destinata per circa il 3% al bu- siness Refining. La produzione venduta di gas naturale (41 miliardi di metri cubi) è stata destinata per circa il 13% al business Global Gas & LNG Portfolio. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 49 PRODUZIONE ANNUALE DI IDROCARBURI (a)(b) Petrolio e condensati (milioni di baril) 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 2024 2023 2022 Italia 10 2,0 23 10 2,2 25 13 2,5 30 Resto d'Europa 6 2,0 19 7 1,1 14 7 1,3 16 Paesi Bassi 0,7 5 Regno Unito 6 1,3 14 7 1,1 14 7 1,3 16 Africa Settentrionale 65 22,1 214 69 23,0 225,0 73 22,3 222 Algeria 20 3,8 46 23 3,4 46 23 1,8 35 Egitto 22 11,9 102 24 13,5 116 28 14,6 126 Libia 22 6,3 65 21 6,0 62 21 5,8 60 Tunisia 1 0,1 1 1 0,1 1 1 0,1 1 Africa Sub-Sahariana 32 4,6 63 31 4,6 61 51 5,0 84 Angola 19 0,3 21 Congo 10 2,1 24 13 1,8 25 15 2,0 28 Costa d'Avorio 6 0,3 8 2 0,1 2 Ghana 4 0,9 11 5 0,9 11 6 0,9 12 Nigeria 12 1,3 20 11 1,8 23 11 1,8 23 Kazakhstan 40 2,6 58 42 2,6 60 32 2,1 46 Resto dell'Asia 34 6,1 75 31 5,3 67 28 5,2 64 Cina Emirati Arabi Uniti 21 0,1 22 20 0,1 20 20 0,2 22 Indonesia 1 5,2 35 4,2 29 3,3 23 Iraq 10 0,7 15 9 0,8 14 6 0,8 11 Pakistan 0,6 4 Timor Leste 0,1 1 0,2 2 Turkmenistan 2 0,1 3 2 0,1 3 2 0,1 2 America 21 0,5 25 25 0,7 30 22 0,8 27 Messico 9 0,2 11 8 0,2 10 5 0,2 6 Stati Uniti 12 0,3 14 17 0,5 20 17 0,6 21 Australia e Oceania 0,2 1 0,4 3 0,5 4 Australia 0,2 1 0,4 3 0,5 4 208 40,1 478 215 39,9 485 226 39,7 493 Società in joint venture e collegate Algeria 0,6 4 Angola 31 1,2 40 31 1,2 39 13 0,9 19 Mozambico 1,2 9 1,1 8 0,3 3 Norvegia 42 3,7 66 32 2,8 50 33 3,1 53 Regno Unito 2 0,3 4 Tunisia 1 1 1 1 1 1 Venezuela 3 3,0 23 2 2,9 21 1 2,7 19 79 10,0 147 66 8,0 119 48 7,0 95 Totale 287 50,1 625 281 47,9 604 274 46,7 588 (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 (49, 46 e 45 milioni di boe, rispettivamente nel 2024, 2023 e 2022). ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 50 PRODUZIONE GIORNALIERA DI IDROCARBURI (a)(b) 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 2024 2023 2022 Italia 27 5,5 64 29 6,0 69 36 6,9 82 Resto d'Europa 16 5,5 53 18 3,1 39 20 3,5 44 Paesi Bassi 1 1,9 13 Regno Unito 15 3,6 40 18 3,1 39 20 3,5 44 Africa Settentrionale 177 60,2 584 190 63,1 617 199 61,2 610 Algeria 56 10,3 125 62 9,4 126 62 4,8 95 Egitto 59 32,4 279 67 37,1 318 77 40,0 346 Libia 60 17,2 176 59 16,3 169 58 16,1 165 Tunisia 2 0,3 4 2 0,3 4 2 0,3 4 Africa Sub-Sahariana 86 12,7 173 84 12,5 168 139 13,6 230 Angola 52 0,8 57 Congo 26 5,8 66 36 4,9 68 40 5,6 78 Costa d'Avorio 17 0,7 22 4 0,2 6 Ghana 12 2,6 29 14 2,5 31 16 2,4 32 Nigeria 31 3,6 56 30 4,9 63 31 4,8 63 Kazakhstan 110 7,1 157 115 7,2 163 88 5,6 126 Resto dell'Asia 93 16,7 205 85 14,4 183 78 14,4 174 Cina 1 1 1 1 Emirati Arabi Uniti 58 0,3 60 54 0,3 56 56 0,6 60 Indonesia 1 14,2 97 1 11,5 79 1 9,2 62 Iraq 28 1,9 40 23 2,2 38 15 2,3 31 Pakistan 1,6 11 Timor Leste 0,1 1 0,2 2 1 0,5 4 Turkmenistan 6 0,2 7 6 0,2 7 4 0,2 5 America 59 1,4 68 68 2,0 81 59 2,3 74 Messico 25 0,6 29 22 0,7 26 14 0,5 17 Stati Uniti 34 0,8 39 46 1,3 55 45 1,8 57 Australia e Oceania 0,4 3 1,1 7 1,5 10 Australia 0,4 3 1,1 7 1,5 10 568 109,5 1.307 589 109,4 1.327 619 109,0 1.350 Società in joint venture e collegate Algeria 1,6 12 Angola 86 3,3 108 85 3,3 108 36 2,4 53 Mozambico 1 3,4 24 1 3,1 22 0,9 6 Norvegia 114 10,0 181 87 7,5 138 89 8,4 145 Regno Unito 6 0,8 11 Tunisia 2 0,1 2 2 0,1 2 3 0,1 3 Venezuela 7 8,1 62 5 7,9 58 4 7,3 53 216 27,3 400 180 21,9 328 132 19,1 260 Totale 784 136,8 1.707 769 131,3 1.655 751 128,1 1.610 (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 (135, 127 e 124 mila boe/giorno, rispettivamente nel 2024, 2023 e 2022). RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 51 POZZI PRODUTTIVI (a) 2024 Petrolio Gas naturale (numero) totali in quota Eni totali in quota Eni Italia 120,0 108,5 230,0 200,1 Resto d'Europa 694,0 68,1 297,0 64,3 Africa Settentrionale 1.827,0 788,0 452,0 183,2 Africa Sub-Sahariana 1.608,0 238,8 124,0 14,8 Kazakhstan 212,0 58,0 2,0 0,6 Resto dell'Asia 960,0 299,0 80,0 29,9 America 190,0 86,3 9,0 5,3 Australia e Oceania 3,0 3,0 5.611,0 1.646,7 1.197,0 501,2 (a) Include 894 (235,2 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. PERFORAZIONE ESPLORATIVA Pozzi completati (a) Pozzi in progress (b) 2024 2023 2022 2024 (numero) successo commerciale sterili (c) successo commerciale sterili (c) successo commerciale sterili (c) totale in quota Eni Italia 1,0 0,6 Resto d'Europa 1,9 0,1 0,4 0,4 1,2 66,0 16,9 Africa Settentrionale 1,5 4,6 5,0 6,2 5,4 8,3 15,0 10,4 Africa Sub-Sahariana 0,1 0,3 0,9 3,7 2,4 37,0 18,3 Kazakhstan 1,0 Resto dell'Asia 3,5 0,9 1,3 0,7 1,0 14,0 6,3 America 1,4 6,0 3,6 Australia e Oceania 1,0 0,3 1,6 11,0 6,3 10,2 10,2 12,9 140,0 56,4 (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. POZZI PRODUTTIVI Nel 2024 i pozzi dedicati alla produzione di idrocarburi sono 6.808 (2.147,9 in quota Eni). In particolare, i pozzi produttivi di petrolio sono pari a 5.611 (1.646,7 in quota Eni); i pozzi in produzione di gas natu- ATTIVITÀ DI DRILLING Esplorazione Nel 2024 sono stati ultimati 37 nuovi pozzi esplorativi (15,0 in quota Eni), a fronte dei 39 nuovi pozzi esplorativi (21,6 in quota Eni) del 2023 e dei 40 nuovi pozzi esplorativi (18,9 in quota Eni) del 2022. rale sono pari a 1.197 (501,2 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). 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 12,5% (12,8% in quota Eni), a fronte del 34,5% (38% in quota Eni) del 2023 e del 45% (44% in quota Eni) del 2022. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 52 PERFORAZIONE DI SVILUPPO Pozzi completati (a) Pozzi in progress 2024 2023 2022 2024 (numero) produttivi sterili (b) produttivi sterili (b) produttivi sterili (b) totale in quota Eni Italia 1,2 1,0 1,0 Resto d'Europa 3,8 4,8 4,6 12,0 1,4 Africa Settentrionale 21,3 0,5 39,4 25,6 0,5 8,0 6,5 Africa Sub-Sahariana 9,2 0,5 5,6 8,5 43,0 13,1 Kazakhstan 1,2 2,0 0,6 2,0 0,6 Resto dell'Asia 13,4 22,9 22,1 37,0 11,2 America 6,2 6,9 8,2 2,0 2,0 Australia e Oceania 1,0 1,0 1,0 56,3 1,0 83,6 0,0 70,6 0,5 105,0 35,8 (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 2024 sono stati ultimati 217 nuovi pozzi di sviluppo (57,3 in quota Eni) a fronte dei 165 nuovi pozzi di sviluppo (83,6 in quota Eni) del 2023 e dei 187 (71,1 in quota Eni) del 2022. È attualmente in corso la perforazione di 105 pozzi di sviluppo (35,8 in quota Eni). Superfici Nel 2024 Eni ha condotto operazioni in 35 Paesi dei cinque conti- nenti. Al 31 dicembre 2024, il portafoglio minerario di Eni consiste in 874 titoli (in esclusiva o in compartecipazione) per l’esplorazio- ne e lo sviluppo di idrocarburi. La superficie totale è pari a 211.347 chilometri quadrati in quota Eni (superficie totale in quota Eni di 301.308 chilometri quadrati al 31 dicembre 2023). La superficie sviluppata è di 26.384 chilometri quadrati e la superficie non svi- luppata è di 184.963 chilometri quadrati in quota Eni. Nel 2024 le principali variazioni derivano: (i) dall’ingresso nei Paesi Bassi e Namibia, dall’acquisto di nuovi titoli principalmente in Australia, Angola, Costa d’Avorio, Norvegia e Regno Unito per una superficie di circa 24.600 chilometri quadrati; (ii) dall’uscita dal Marocco e Kenya e dal rilascio di licenze principalmente in Angola, Argentina, Indonesia, Italia, Nigeria, Oman, Timor Leste e Vietnam per circa 113.030 chilometri quadrati; (iii) dall’incremento di super- ficie netta, principalmente in Indonesia e Messico per complessivi 2.270 chilometri quadrati; e (iv) dalla riduzione di superficie netta, Nella tabella seguente è riportato il numero dei pozzi di svilup- po classificati come produttivi, sterili e in progress, come previ- sto dalle disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932). anche per variazioni di quota, principalmente in Egitto, Ghana, Italia, Messico, Regno Unito ed Emirati Arabi Uniti per complessivi 3.800 chilometri quadrati. Nel corso dei prossimi tre anni sono previste superfici in scaden- za relative a titoli o permessi esplorativi nelle seguenti aree: (i) Resto d’Europa, in particolare Cipro, Albania, Paesi Bassi, Norve- gia e Regno Unito; (ii) Resto dell’Asia, in particolare in Kazakhstan, Timor Leste, Vietnam, Libano, Oman ed Emirati Arabi Uniti; (iii) Africa Settentrionale, in particolare in Algeria, Libia ed Egitto; (iv) Africa Sub-Sahariana, in particolare in Angola, Namibia, Ghana e Costa d’Avorio; (v) America, in particolare in Messico e (vi) Austra- lia e Oceania, in particolare Australia. Nella gran parte dei casi esistono opzioni contrattuali di estensio- ne o rinnovo che potranno essere esercitate o meno in funzione dei risultati degli studi e delle attività previste. Si ritiene quindi che una considerevole parte di superficie verrà mantenuta a seguito di estensione dei permessi. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 53 PRINCIPALI AREE SVILUPPATE E NON SVILUPPATE 31 dicembre 2023 31 dicembre 2024 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 35.246 474 18.486 72.104 90.590 8.966 29.785 38.752 Italia 10.430 102 7.523 1.913 9.436 6.286 1.511 7.797 Resto d'Europa 24.816 372 10.963 70.191 81.154 2.680 28.274 30.955 Albania 587 1 587 587 587 587 Cipro 13.988 7 25.474 25.474 13.988 13.988 Norvegia 8.161 181 5.820 34.436 40.256 926 9.247 10.174 Paesi Bassi 35 2.003 2.539 4.542 855 744 1.599 Regno Unito 2.080 148 3.140 7.155 10.295 899 3.708 4.607 AFRICA 113.242 286 45.710 185.879 231.589 12.755 61.171 73.926 Africa Settentrionale 54.659 154 20.796 114.038 134.834 8.298 36.833 45.131 Algeria 7.872 75 10.626 8.067 18.693 4.143 3.952 8.095 Egitto 12.427 53 4.911 25.070 29.981 1.714 8.491 10.205 Libia 24.644 14 1.963 78.085 80.048 958 23.686 24.644 Marocco 7.529 Tunisia 2.187 12 3.296 2.816 6.112 1.483 704 2.187 Africa Sub-Sahariana 58.583 132 24.914 71.841 96.755 4.457 24.338 28.795 Angola 7.633 73 10.790 40.335 51.125 914 8.542 9.456 Congo 1.299 12 666 1.320 1.986 386 713 1.099 Costa d'Avorio 3.960 11 1.310 8.948 10.258 1.068 7.939 9.007 Ghana 495 4 226 946 1.172 100 402 502 Kenya 35.724 Mozambico 3.260 7 719 7.803 8.522 180 3.080 3.260 Namibia 1 5.386 5.386 1.144 1.144 Nigeria 6.212 24 11.203 7.103 18.306 1.809 2.518 4.327 ASIA 140.571 44 9.515 150.500 160.015 3.440 77.464 80.904 Kazakhstan 1.947 6 2.391 2.505 4.896 442 831 1.273 Resto dell'Asia 138.624 38 7.124 147.995 155.119 2.998 76.633 79.631 Cina 7 2 43 43 7 7 Emirati Arabi Uniti 17.830 11 3.016 28.251 31.267 251 16.407 16.658 Indonesia 12.128 10 2.379 15.076 17.455 2.006 10.045 12.051 Iraq 446 1 1.074 1.074 446 446 Libano 610 1 1.742 1.742 610 610 Oman 58.955 2 11.256 11.256 9.037 9.037 Qatar 38 1 1.206 1.206 38 38 Timor Leste 5.960 3 412 4.032 4.444 108 4.032 4.140 Turkmenistan 180 1 200 200 180 180 Vietnam 21.251 3 17.902 17.902 15.245 15.245 Altri Paesi (c) 21.219 3 68.530 68.530 21.219 21.219 AMERICA 9.498 62 1.943 11.566 13.509 895 7.441 8.336 Messico 3.442 10 67 5.165 5.232 67 3.269 3.336 Stati Uniti 631 41 615 172 787 331 31 362 Venezuela 1.066 6 1.261 1.543 2.804 497 569 1.066 Altri Paesi 4.359 5 4.686 4.686 3.572 3.572 AUSTRALIA E OCEANIA 2.751 8 328 15.394 15.722 328 9.101 9.429 Australia 2.751 8 328 15.394 15.722 328 9.101 9.429 Totale 301.308 874 75.982 435.443 511.425 26.384 184.962 211.347 (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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 54 ITALIA (1926) Mare Adriatico e Ionio Barbara (100%), Annamaria (100%), Clara NW (51%), Hera Lacinia (100%) e Cervia-Arianna (100%) Basilicata Val d'Agri (61%) Sicilia Gela (100%), Argo-Cassiopea (60%), Giaurone (100%) e Bronte (100%) RESTO D’EUROPA Paesi Bassi (2024) E17a-A (37,15%), F3 (58,96%), G-blocks (da 32,85% a 60%), K2b-A (56,62%), K9ab-B (da 31,06% a 35,43%), L12-L15 (da 30% a 60,23%), L10/ K12 (da 30,39% a 49,29%), L5 hub (da 59,50% a 60%), Q13a-A (50%) e K6-D (27,47%) AFRICA SETTENTRIONALE Algeria (a) (1981) Sif Fatima II (49%), Berkine Sud (75%), Blocco 404-208 (17,5%), Zemlet El Arbi (49%), Ourhoud II (49%), Blocchi 403a/d (100%), Blocco ROM Nord (35%), Blocchi 401a/402a (100%), Blocco 403 (50%), Blocco 405b (75%), In Amenas (Eni 45,89%) e In Salah (Eni 33,15%) Egitto (a)(b) (1954) Sinai (Belayim Land, Belayim Marine, Abu Rudeis e Sinai Ras Gharra \- 100%), Ras el Barr (Ha'py e Seth \- 50%), South Ghara (25%), Alam El Shawish (25%), Shorouk (Zohr \- 50%), Nile Delta (Abu Madi West/Nidoco \- 75%), 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%) Libia (a) (1959) Aree contrattuali offshore Area C (Bouri \- 50%) ed Area D (Block NC 41 \- 50%) 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%) Tunisia (1961) Maamoura (49%), Baraka (49%), Adam (25%), Oued Zar (50%) e Djebel Grouz (50%) AFRICA SUB-SAHARIANA Congo (1968) Néné-Banga Marine e Litchendjili (Blocco Marine XII, 65%), Kitina (52%), M’Boundi (83%) e Yanga Sendji (29,75%) Costa d'Avorio (2015) Baleine (77,25%) Ghana (2009) Offshore Cape Three Points (44,44%) Nigeria (c) (1962) OML 125 (100%) e OML 118 (12,5%) KAZAKHSTAN (a) (1992) Kashagan (16,81%) e Karachaganak (29,25%) RESTO DELL’ASIA Indonesia (2001) Jangkrik (55%) e Merakes (65%) Iraq (2009) Zubair (41,56%) (d) Emirati Arabi Uniti (2018) Lower Zakum (5%), Umm Shaif e Nasr (10%) e Area B - Sharjah (50%) AMERICA Messico (2019) Area 1 (100%) Stati Uniti (1968) Allegheny (100%), Appaloosa (100%), Pegasus (100%), Longhorn (75%), Devils Towers (100%), Triton (100%), Europa (32%), Medusa (25%), Lucius (14,45%), 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 15 blocchi onshore e in 1 blocco nell’offshore convenzionale. (d) Eni è capofila di un consorzio costituito da Kogas e con le compagnie di stato Missan Oil Company e Basra Oil Company, parte di un Technical Service Contract in qualità di contractor. Nella tabella che segue sono riportati, al 31 dicembre 2024 e per i prin- cipali Paesi di ciascuna area geografica, gli asset in produzione, l’anno in cui sono iniziate le attività e la partecipazione in ciascun 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 17 blocchi (di cui 9 esplorativi) oltre alla partecipazione nella JV Ango- la LNG; (ii) nel Regno Unito, la joint venture Ithaca Energy (Eni 37,17%) detiene licenze in 37 giacimenti, di cui 10 operati e in produzione, lo- calizzati nel Mar del Nord; (iii) in Norvegia, la collegata Vår Energi (Eni 63,1%) detiene partecipazioni in 142 licenze (di cui 83 di sviluppo e 59 esplorative); (iv) in Mozambico, la joint venture Mozambique Rovuma Venture SpA (Eni 35,71%) è operatore della licenza in produzione Area 4; (v) in Venezuela, dove le joint venture Cardon IV (Eni 50%), Petro- Sucre (Eni 26%) e PetroJunín (Eni 40%) detengono partecipazioni nei giacimenti in produzione di Perla, Corocoro e Junin 5, rispettivamente; (vi) in Tunisia, la joint venture Société Italo Tunisienne d’Exploitation Pétrolière (Eni 50%); e (vii) in Algeria, la joint venture E&E Algeria Touat BV (Eni 54%). PRINCIPALI ASSET PRODUTTIVI (% IN QUOTA ENI) ED ANNO DI AVVIO DELLE OPERAZIONI RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 55 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 regola- menti che riguardano tutti gli aspetti delle attività upstream quali: l’acquisizione di licenze, i volumi di petrolio e gas che saranno effet- tivamente estratti, le royalty, i prezzi, la tutela ambientale, l’esporta- zione, 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 corrispon- de delle royalty (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 diver- si Paesi esteri, principalmente in Africa, Medio ed Estremo Oriente. Il diritto minerario è in capo alla società nazionale dello Stato conceden- te, 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 Committente (la società nazionale) affida al Contrattista (la società terza) il compito di esegui- re 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 variabi- li. 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 A fine 2024 è stato perforato, con esito positivo, il pozzo esplorativo GEMINI 1 situato nell’offshore siciliano. L’avvio produttivo, una volta ottenute tutte le autorizzazioni previste, avverrà collegando il pozzo alle infrastrutture già esistenti del campo Argo Cassiopea. Nel 2024, l'annullamento del PiTESAI ha riportato la situazione legi- slativa dei titoli minerari a quella originaria, consentendo l'attività in aree precedentemente indicate come non idonee. Inoltre, con il De- creto 153/2024 (D.L. Ambiente) sono state introdotte una serie di va- riazioni alla normativa mineraria tra cui la più rilevante è la riduzione da 12 a 9 miglia dalla costa del divieto di condurre attività upstream. Nell’agosto 2024 è stata avviata la produzione del campo a gas di Argo Cassiopea, il più importante progetto di sviluppo di gas in Italia degli ultimi anni. La produzione di gas dei 4 pozzi del campo viene trasportata attraverso una condotta sottomarina fino all’impianto di trattamento di Gela, per poi essere immessa nella rete nazionale. Il progetto, grazie alla configurazione e alle scelte progettuali, raggiun- gerà la carbon neutrality (Scope 1 e 2). Nell’ambito del Protocollo d’Intesa per l’area di Gela, nel corso dell’an- no sono stati firmati: (i) due accordi attuativi con il Comune di Gela per interventi di riqualificazione urbana; e (ii) un accordo con il Comune di Gela, Regione Siciliana, Autorità Portuale di Sicilia Occidentale, Pro- tezione Civile per contribuire alla riqualifica del Porto Rifugio di Gela. Nell’ambito delle iniziative a supporto delle comunità locali, a seguito della ratifica dell’accordo quadro con la Fondazione Banco Alimen- tare Onlus, Banco Alimentare della Sicilia Onlus e il Comune di Gela, proseguono le attività per la creazione di un centro stoccaggio e di- stribuzione di derrate alimentari destinate alle comunità disagiate. Inoltre, nel 2024 è proseguito il progetto, avviato nel 2023, per il sup- porto alle spese di logistica e distribuzione delle derrate alimentari da parte del Banco Alimentare della Sicilia Onlus ai soggetti del terri- torio aderenti al programma. Negli asset a gas dell’offshore Adriatico le attività hanno riguardato: (i) lo start-up produttivo del pozzo Donata 4 attraverso il collegamen- to alle facility esistenti; (ii) la manutenzione e l’ottimizzazione della produzione principalmente nel campo di Cervia; (iii) la razionalizza- zione impiantistica degli asset; e (iv) l’efficientamento delle facility di compressione nelle centrali di Casalborsetti e Falconara con riduzio- ne delle emissioni di CO 2 . Il completamento di tale attività è previsto nel corso del 2025. Inoltre, è stato completato a Ravenna un progetto realizzato da Joule, la scuola di Eni per l’Impresa, focalizzato su tec- nologie legate al mondo della blue e green economy per supportare ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 56 la transizione delle imprese del territorio grazie a partnership e colla- borazioni industriali. Nel 2024, nell’ambito dell’Accordo di collaborazione pluriennale con il Comune di Crotone sono state realizzate iniziative di valorizzazione urbana, paesaggistica e culturale, nonché progetti di diversificazione economica, salute e programmi a supporto del settore ittico. Nell’ambito del programma di decommissioning delle facility dei gia- cimenti esauriti, sono proseguite le attività di chiusura mineraria dei pozzi onshore e offshore. Nel corso dell’anno è stato assegnato il contratto per la dismissione di 10 piattaforme. L’avvio delle attività, il cui iter autorizzativo è in linea con quanto previsto dal Decreto Mi- nisteriale del 15 febbraio 2019 “Linee guida nazionali per la dismis- sione mineraria delle piattaforme per la coltivazione di idrocarburi in mare e delle infrastrutture connesse”, è previsto nel 2025. Nella Concessione produttiva Val d’Agri le attività dell’anno hanno ri- guardato: (i) interventi di side track su due pozzi, così come approva- to nel Programma Lavori. L’avvio produttivo è previsto nel 2025; e (ii) attività di ottimizzazione della produzione allo scopo di contrastare il declino naturale della produzione. Nel 2024 è proseguito l’impegno nell’ambito del Nuovo Protocollo d’Intenti tra Eni, Shell e Regione Basilicata che include la realizzazio- ne di progetti “non oil” a favore dello sviluppo locale. In particolare, le attività nel corso dell’anno hanno riguardato: (i) la firma di un ac- cordo con la Regione Basilicata e Acquedotto Lucano per la realiz- zazione di impianti fotovoltaici con una capacità complessiva circa 49 MWp a supporto del settore idrico; (ii) la definizione dell’accordo con l’Agenzia Lucana di Sviluppo e di Innovazione in Agricoltura (ALSIA) per la creazione di una filiera agricola per la produzione di biocarburanti; (iii) il completamento di un primo programma a so- stegno dell’imprenditoria locale con il supporto di Joule, la scuola di Eni per l’impresa; (iv) le iniziative di valorizzazione del patrimonio culturale in collaborazione con il Comune di Viggiano; (v) le attivi- tà del Progetto Centro Agricolo di Sperimentazione e Formazione nell’area adiacente al Centro Olio Val d’Agri con programmi di agri- coltura sostenibile e di sperimentazione agricola, attività formative rivolte alle scuole e ai centri di formazione tecnica; e (vi) programmi di sostenibilità energetica definiti dall’accordo con 11 Comuni della Val d’Agri nonché le iniziative definite dall’accordo con la Regione Basilicata nell’ambito del progetto preliminare Lucani Ambiente e Salute (LucAS). Resto d’Europa Regno Unito. Nell’ottobre 2024, Eni ha completato l’aggregazione della quasi totalità dei propri asset di esplorazione e produzione si- tuati nel Paese, esclusi quelli situati nel Mare d’Irlanda e quelli lega- ti ai progetti CCUS, agli asset di Ithaca Energy plc. A fronte di tale aggregazione Eni UK ha ricevuto azioni ordinarie di Ithaca di nuo- va emissione rappresentative di una partecipazione pari a circa il 37,17% del capitale sociale di Ithaca. L’operazione è stata approvata dalle autorità competenti, ivi incluse le autorità antitrust. L’operazione replica il successo delle precedenti business combination effettuate da Eni in ambito upstream, in applicazione del proprio modello di business satellitare distintivo. Nell’anno sono state acquisite tre licenze esplorative P2638, P2664 e P2668 nel Mare del Nord. Le attività di sviluppo dell’anno hanno riguardato: (i) l’avvio produttivo del progetto Talbot; e (ii) il completamento delle attività di drilling e conseguente avvio produttivo di tre pozzi di sviluppo nel campo di Seagull. Un ulteriore pozzo di sviluppo è stato completato nell’anno e lo start-up è atteso nel 2025. Norvegia. L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con un totale di 13 pozzi perforati negli hub operati di Ringhorne North, Cerisa e Countach, vicini alle infrastrutture produttive esistenti di Balder, Gjoa e Goliat rispettivamente. Le principali attività di sviluppo hanno riguardato i progetti sanzio- nati di Johan Castberg e Balder X, nella licenza PL 001 nel Mare del Nord, nonché il progetto sanzionato di Halten East. Le attività di sviluppo sono in corso e l’avvio produttivo dei tre progetti è previsto nel 2025. Inoltre, nel corso del 2024 è stato sanzionato il progetto Balder Phase V. Paesi Bassi. Le attività di sviluppo dell’anno hanno riguardato prin- cipalmente: (i) programmi di ottimizzazione della produzione nelle licenze K12-G e K2b-A6; e (ii) le attività di concept definition del pro- getto di sviluppo del giacimento L7F con final investment decision attesa nel corso del 2025. Africa Settentrionale Algeria. Nel corso del 2024 è stata completata l’acquisizione degli asset Neptune nel Sahara occidentale nella concessione di Touat (Eni 35,1%). Inoltre, nel luglio 2024 è stato firmato un Memorandum d’Intesa con Sonatrach e Sonelgaz per studi di fattibilità di un proget- to congiunto per produrre in Algeria energia elettrica da fonti rinno- vabili, trasportarla attraverso un cavo sottomarino tra Algeria e Italia e commercializzarla in Europa. Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) programmi di ottimizza- zione della produzione attraverso la perforazione di sette pozzi nel- la concessione di Berkine Nord e di un pozzo nella concessione di Berkine Sud; (ii) il completamento del progetto ROD Debottlenecking con incremento della capacità di trattamento del gas dell’impianto esistente; e (iii) le attività di costruzione di un impianto fotovoltaico da 10 MW nel campo di BRN nel blocco 403, addizionale all’impian- to da 10 MW già realizzato 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. Egitto. Nel corso dell’anno è proseguito il programma di ottimizza- zione della produzione nelle aree del Sinai, del Deserto Occidentale e del Mediterraneo. In particolare, nel giacimento in produzione di Zohr sono stati finalizzati: (i) un progetto di compressione attraver- so una sinergia operativa con il vicino impianto di El Gamil; e (ii) un RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 57 progetto per aumentare la capacità di trattamento acqua dell’im- pianto onshore. Al 31 dicembre 2024 le riserve certe del giacimento Zohr di compe- tenza Eni sono pari a 429 milioni di boe. Inoltre, nel Deserto Occidentale le attività hanno riguardato: (i) il progetto Meleiha Fase 2 con il completamento di una linea di trasporto gas che ha consentito di migliorare la flessibilità operativa; e (ii) il completamento del programma di flaring down dell’impianto di trattamento olio di Meleiha. Con questo progetto Eni in Egitto raggiunge l’obiettivo di Zero Routine Flaring in anti- cipo rispetto il piano originario. Le attività di sviluppo proseguono anche attraverso diverse ini- ziative per lo sviluppo locale. In Port Said tali progetti prevedono tra le principali aree d’intervento: (i) educazione tecnica, con la costituzione della Zohr Applied Technology School (ATS), non- ché l’avvio del progetto di Educazione Universitaria in Energy Engineering Technology, in collaborazione con il Politecnico di Milano ed Eni Corporate University, e (ii) iniziative di sensibiliz- zazione, fornitura di attrezzature mediche e sviluppo di capacità specialistiche del personale sanitario locale. Nei Governatorati di South Sinai e Matrouh sono stati comple- tati due progetti di supporto all’agricoltura dedicati al migliora- mento della resilienza delle comunità che vivono in contesti di alta vulnerabilità alla desertificazione, con circa 6.000 persone beneficiate. Nei Governatorati di Matrouh e Damietta sono state inoltre avviate due Applied Technology School che saranno ulte- riormente supportate da AICS (Agenzia Italiana per la Coopera- zione allo Sviluppo). Eni partecipa nell’impianto di liquefazione del gas naturale di Da- mietta della capacità di 5,2 milioni di tonnellate annue di GNL, cor- rispondenti alla carica di circa 8 miliardi di metri cubi di gas/anno. Libia. Le attività di sviluppo sono proseguite in tutti i progetti in corso. In particolare: (i) nel progetto Struttura A&E, che consentirà di mettere in produzione il gas delle formazioni “A&E” situate nell’A- rea D a largo delle coste libiche, sono stati assegnati i principali contratti per lo sviluppo della struttura “A”; (ii) nel progetto Bouri Gas Utilization Project per la riduzione delle emissioni di CO 2 e va- lorizzazione del gas associato del giacimento di Bouri, sono avan- zate le attività di costruzione e finalizzazione dei rilievi sottomarini nell’area di interesse; e (iii) nel progetto di Sabratha Compression, a supporto della produzione del giacimento Bahr Essalam, sono proseguite le attività di fabbricazione del modulo di compressione e le attività propedeutiche alla fase di installazione. Nel 2024 è stato avviato un progetto nel settore della formazione professionale in partenariato con l’Organizzazione Internaziona- le per le Migrazioni con l’obiettivo di incrementare l’occupazione giovanile nel sud del Paese. Tunisia. Le attività di sviluppo hanno riguardato principalmen- te: (i) un programma di ottimizzazione della produzione; e (ii) il completamento delle attività su alcuni pozzi e conseguente riavvio produttivo nella concessione Maamoura e nel campo di Iklil nella concessione Adam. Nel corso dell’anno le attività di sviluppo locale si sono concen- trate sulla ristrutturazione e l’installazione di pannelli fotovoltaici presso alcune scuole pubbliche. Africa Sub-Sahariana Angola. L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con i poz- zi esplorativi a olio di Likembe 1X nel blocco 15, di Dalia-6 nel blocco 17 e di PKBB nel blocco 14, quest’ultimo già avviato in produzione. Nel 2024, Azule ha finalizzato: (i) il farm-in nel Blocco offsho- re 2914A in Namibia con Rhino Resources, con l’acquisizione di una quota del 42,5%. L’accordo include l’opzione di ottenere l’o- peratorship del permesso; e (ii) la cessione della partecipazione del 12% nel Blocco 3/05 e del 16% nel Blocco 3/05A situati nel Lower Congo Basin. Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il programma di svi- luppo dei campi Quiluma e Maboqueiro nell’ambito del New Gas Consortium. Il progetto, primo sviluppo di gas non associato nel Paese, prevede l’installazione di due piattaforme produttive off- shore, un impianto di trattamento onshore e le facility di collega- mento all’impianto di liquefazione A-LNG. Lo start-up è previsto a fine 2025 con una produzione a plateau stimata in circa 4 mi- liardi di metri cubi/anno; (ii) l’avanzamento del progetto di Ago- go 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 2025 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) l’avvio di attività di infilling nel Blocco 18; e (v) interventi di supporto delle comunità nelle province nel Paese con iniziative in diversi ambiti sociali come l’accesso all’acqua e ai servizi igienici, salute, istruzione, inclusione sociale, diversificazione economica, accesso all’ener- gia rinnovabile nonché protezione ambientale e programmi di sminamento. In particolare, nel corso del 2024 sono stati com- pletati i programmi come l’accesso a 18 nuove fonti d’acqua, 7 nuove scuole, un centro di formazione professionale nonché la riabilitazione di un centro di accoglienza, interventi a supporto di oltre 2.500 agricoltori e l’installazione di 21 impianti solari. Inoltre, è proseguito il progetto internazionale di capacity bu- ilding sanitario nell’area di Luanda con l’obiettivo di rafforzare le competenze del personale sanitario, con il coinvolgimento di Istituti italiani sanitari di eccellenza. 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. Nel 2024, Eni ha perfezionato con Perenco la cessione della parte- cipazione in diversi permessi nel Paese, in linea con il percorso di ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 58 miglioramento della qualità del portafoglio upstream attraverso se- lezionate opzioni di sviluppo. Nel febbraio 2024, il progetto Congo FLNG ha avviato le consegne di GNL ai mercati internazionali, rendendo la Repubblica del Congo un nuovo esportatore nel panorama globale di questo combustibile. Il progetto Congo LNG ha iniziato la produzione di gas, valorizzando le risorse del permesso Marine XII, attraverso uno sviluppo modu- lare e per fasi anche facendo leva sugli asset esistenti, con l’obiet- tivo 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 5 miliardi di metri cubi/anno a plateau. In base agli accordi recentemente firmati, tutto il GNL prodotto sarà commercializzato da Eni. Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) le attività per il completa- mento dell’unità galleggiante Nguya FLNG che affiancherà l’attuale FLNG Tango del progetto Congo LNG. La nuova unità FLNG porterà la capacità di liquefazione del progetto a 3 milioni di tonnellate/anno entro la fine del 2025. La Nguya FLNG avrà un’impronta carbonica più contenuta grazie al proprio design, alla tecnologia e all’approccio zero-flaring, in linea con la strategia di decarbonizzazione di Eni; e (ii) le attività per massimizzare la produzione olio del giacimento Nènè, attraverso programmi di sidetrack di pozzi esistenti e la perforazione di nuovi pozzi di infilling. Nel corso del 2024 è entrato in funzione il Centro di Eccellenza di Oyo per le energie rinnovabili e l’efficientamento energetico con il completamento dell’assetto organizzativo necessario per la gestione delle attività. Il centro è gestito, così come definito dall’accordo di collaborazione, dalla United Nations Industrial De- velopment Organization (UNIDO) e nel corso dell’anno: (i) sono stati avviati i primi progetti di ricerca con la selezione dei primi nove ricercatori; e (ii) sono stati organizzati seminari alla sensibi- lizzazione sull’utilizzo dell’energia solare, come vettore di svilup- po sociale ed economico delle comunità. Inoltre, tra le attività del Centro di Oyo è previsto l’impegno a divenire un riferimento per la certificazione dei fornelli migliorati e la loro promozione a livel- lo regionale. Uno degli elementi dei programmi a sostegno della riduzione degli impatti ambientali e miglioramento della qualità della vita delle comunità. Nel corso dell’anno è proseguito il supporto al programma integrato nel distretto di HINDA a sostegno dello sviluppo socio-economico delle comunità rurali attraverso iniziative a sostegno dei servizi edu- cativi e sanitari, dell’accesso all’acqua e del settore agricolo tramite un programma specifico di formazione. Costa d’Avorio. L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con l’im- portante scoperta di Calao nel blocco CI-205 (Eni 90%). Questa sco- perta apre prospettive per nuovi sviluppi, rafforzando il portafoglio esplorativo di Eni. Nel 2024, sono stati acquisiti quattro blocchi esplorativi offshore CI- 504, CI-526, CI-706 e CI-708 con una quota dell'88%. Questi blocchi sono localizzati in prossimità del blocco CI-205 e rappresentano un’opportunità per le possibili sinergie con la recente scoperta Calao. Nel dicembre 2024, Eni ha completato la Fase 2 di sviluppo del pro- getto Baleine, che si estende nei blocchi CI-101 e CI-802, raggiun- gendo un significativo ramp-up produttivo grazie al completamento delle due unità FPSO-FSO, delle relative facility e dei pozzi sottoma- rini. Questa fase consentirà di raggiungere un target produttivo di 60 mila barili/giorno di petrolio e 2 milioni di metri cubi al giorno di gas associato. Il full field development di Baleine prevede anche una Fase 3 con l’o- biettivo di incrementare la capacità produttiva fino a 150 mila barili/ giorno di petrolio e circa 6 milioni di metri cubi/giorno di gas associa- to, destinato al mercato domestico. Nel 2024, in continuità con gli anni precedenti, i progetti di sviluppo locale, nell’ambito del progetto Baleine, hanno riguardato interven- ti nei seguenti settori: (i) salute, attraverso la prosecuzione di due progetti a supporto di 20 centri di salute, con interventi di riabilita- zione, miglioramento delle infrastrutture energetiche, donazione di attrezzature e formazione del personale sanitario e non sanitario; (ii) formazione professionale, in collaborazione con Iveco Group per favorire l’inserimento nel mondo del lavoro di 300 giovani; (iii) diversificazione economica, attraverso la prosecuzione di un pro- getto che ha visto la realizzazione di un centro di produzione tessile e la formazione di oltre 200 artigiani locali; e (iv) accesso all’educa- zione, attraverso la ristrutturazione di 22 scuole, la formazione di insegnanti e la distribuzione di materiale scolastico a supporto di circa 15.000 studenti. Mozambico. Nel 2024 è stato completato il piano di sviluppo del progetto Coral Nord e sottoposto all’approvazione del governo del Paese. Il progetto Coral Nord rientra nell’ambito dei programmi di sviluppo futuri che hanno l’obiettivo di massimizzare la messa in pro- duzione delle riserve dell’Area 4 da parte degli operatori delegati (Eni ed ExxonMobil) e che includono possibili opzioni offshore, sulla base dell’esperienza di Coral South FLNG, ed onshore anche attraverso sinergie con Area 1. Nell’ambito dei programmi a sostegno delle comunità del Paese, nel 2024 sono proseguite le iniziative con: (i) programmi a sup- porto della scolarità primaria e infantile, della sanità pubblica e dell’occupazione giovanile nel distretto di Pemba. Inoltre è stata completata ed inaugurata la prima Unità di Terapia Intensiva e TAC nella Provincia di Cabo Delgado; (ii) azioni per migliorare l’acces- so all’acqua potabile nei distretti di Mecufi e Metuge, unitamen- te a interventi per il rafforzamento dei servizi socio-sanitari e la protezione della biodiversità nel distretto di Mecufi; (iii) iniziative per favorire la coesione sociale e l’integrazione economica; e (iv) programmi di sviluppo economico nei settori agricolo e ittico nelle province di Cabo Delgado e di Manica, dove in particolare è in cor- so un progetto destinato ad oltre 2.000 piccoli imprenditori agricoli con iniziative di formazione, distribuzione di semenze e fornitura di materiali. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 59 Nigeria. Nell’agosto 2024 Eni ha finalizzato la vendita della Nigerian Agip Oil Company Ltd (NAOC Ltd), società interamen- te controllata da Eni e attiva nell’esplorazione e produzione di idrocarburi onshore, alla società nigeriana Oando PLC, la principale società energetica privata nigeriana. La transazione è in linea con la strategia di ottimizzazione e ribilanciamento del portafoglio upstream. La partecipazione del 5% in SPDC JV (Shell Production Development Joint Venture) non rientra nel perimetro della transazione ed è rimasta nel portafoglio Eni. Le attività nel Paese proseguiranno concentrandosi sugli asset offshore e nel progetto Nigeria LNG. Le attività di sviluppo dell’anno hanno riguardato il sanziona- mento della Final Investment Decision (FID) per il progetto di Bonga North nel OML 118, che prevede il collegamento di nuo- vi pozzi sottomarini all’esiste FPSO. Inoltre, è stato promosso e finanziato un programma di borse di studio per un totale di oltre 2.000 beneficiari raggiunti nell’ambito delle iniziative a supporto delle popolazioni del delta del Niger. Eni partecipa con il 10,4% nella società Nigeria LNG Ltd che gestisce l’impianto di liquefazione di gas naturale di Bonny, nella zona orientale del Delta del Niger. L’impianto ha una ca- pacità produttiva di 22 milioni di tonnellate/anno di GNL, cor- rispondenti 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 Oando Energy Resources Nige- ria Limited JV (ex NAOC JV). I volumi trattati dall’impianto nel corso del 2024 sono stati pari a circa 23 miliardi di metri cubi. La produzione di GNL è venduta in base a contratti di lungo termine sui mercati statunitense, asiatico ed europeo attra- verso la flotta di metaniere della società Bonny Gas Transport, interamente posseduta dalla Nigeria LNG Ltd ed attraverso metaniere di terzi con vendita FOB. Kazakhstan Kashagan. Le attività di sviluppo sono focalizzate sul program- ma di espansione per fasi della capacità produttiva. La prima fase di sviluppo prevede un progressivo aumento fino a rag- giungere i 450 mila barili di olio al giorno. Le attività, sanziona- te nel 2020, prevedono l’incremento della capacità di gestione del gas associato attraverso: (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 re- alizzazione, per la restante parte dei volumi di gas associato. Nel 2024 la produzione in quota Eni è stata di 80 mila boe/ giorno. Al 31 dicembre 2024 le riserve certe del giacimento di compe- tenza Eni sono pari a 558 milioni di boe. Karachaganak. Nel 2024 sono proseguite le ulteriori fasi di sviluppo del giacimento Karachaganak, sanzionate nel 2020, che includono: (i) la perforazione di tre nuovi pozzi iniettori e la realizzazione di una sesta linea di iniezione, completati nel 2023; (ii) l’installazione di una quinta unità di compressione gas completata nel corso del 2024; e (iii) l’installazione di una sesta unità di compressione, ultima fase di sviluppo, sanzio- nata nel 2022 con start-up previsto nel 2026. Nel 2024 sono proseguite le iniziative di sviluppo locale volon- tarie, con attività in diversi settori e aree del Paese, tra cui: (i) il lancio di un progetto di sviluppo agricolo nel Distretto di Burlin; (ii) programmi di formazione specifica per partner e stakehol- der a livello nazionale; e (iii) attività e promozione culturali. Resto dell’Asia Emirati Arabi Uniti. Le attività dell’anno hanno riguardato prin- cipalmente: (i) l’approvazione del piano di sviluppo del campo di Waset nel Blocco esplorativo 2 nell’offshore di Abu Dhabi (Eni operatore 70%); (ii) l’approvazione di tre progetti di svi- luppo per supportare l’incremento produttivo in linea con gli obiettivi nelle concessioni di Lower Zakum e Umm Shaif/Nasr; e (iii) le attività esecutive del progetto di sviluppo Hail & Gha- sha, sanzionato nel 2023, nella Concessione Ghasha. Indonesia. Nel corso dell’anno è stata ottenuta dalle autorità del Paese l’estensione ventennale delle licenze dei blocchi in sviluppo di Ganal (Eni 82%) e Rapak (Eni 82%) e della licenza in produzione e sviluppo di Muara Bakau. Nell’agosto 2024, le autorità indonesiane hanno approvato: (i) il Piano di Sviluppo (PoD) dei campi di Geng North e Gehem. Lo sviluppo integrato dei due campi creerà un nuovo polo produttivo, denominato Northern Hub, nel bacino del Kutei. I giacimenti verranno messi in produzione attraverso pozzi sot- tomarini, flowlines e una FPSO di nuova costruzione con una capacità di trattamento di circa 29 milioni di metri cubi/giorno di gas, circa 80 mila barili/giorno di condensati e una capacità di stoccaggio di 1 milione di barili. Il gas sarà trattato a bor- do della FPSO e successivamente inviato alle facility onshore per essere connesso alla rete di gasdotti dell’East Kaliman- tan. La produzione sarà in parte destinata all’impianto GNL di Bontang per l’esportazione e in parte al consumo interno. La produzione di condensati stabilizzata e stoccata dalla FPSO sarà destinata alla vendita; e (ii) il PoD dei campi di Gendalo & Gandang. Il progetto sarà avviato in produzione attraverso il collegamento alle facility esistenti del campo in produzione di Jangkrik. Le altre attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il progetto in fase esecutiva di Merakes East nel blocco operato East Sepinggan, nelle acque profonde del Kalimantan Orientale con start-up previsto nel ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 60 2025; (ii) il progetto di Maha nel Blocco offshore operato di West Ga- nal (Eni 70%) con avvio produttivo nel 2026; e (iii) numerosi progetti a supporto delle comunità locali nell’ambito dell’ educazione primaria, accesso all’acqua ed energia rinnovabile, attività di diversificazio- ne economica nonché programmi di formazione professionale nelle aree di Samboja e Muara Java, nel Kalimantan orientale. Iraq. Le attività riguardano l’esecuzione di un’ulteriore fase di svilup- po dell’ERP (Enhanced Redevelopment Plan) per il progetto di Zubair. Le principali facility 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 reiniezione acqua. Nel 2024 è stato definito un progetto specifico per raggiungere lo zero flaring tecnico entro il 2027. 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. Nell’anno è proseguito l’impegno di Eni per lo sviluppo locale con progetti in ambito scolastico, sanitario e di accesso all’acqua. In par- ticolare, sono stati completati: (i) la costruzione di un nuovo edificio scolastico a Zubair e sono stati effettuati interventi di ristrutturazione e fornitura di materiale scolastico in 140 scuole nei distretti di Zubair e Safwan; (ii) la costruzione con relativa consegna alle autorità del Paese del nuovo dipartimento di medicina nucleare al Basra Health Directorate. Inoltre, il nuovo reparto di oncologia pediatrica in funzione presso il Basra Cancer Children Hospital è stato equipaggiato con ul- teriori forniture mediche; e (iii) la prima fase (“primo step”) di sviluppo dell’impianto per la fornitura di acqua potabile di Al-Buradeiah a Bas- sora. La seconda fase (“secondo step”) è in corso e il completamento è previsto per il 2025. Inoltre, sono proseguite ulteriori iniziative a be- neficio delle comunità con l’obiettivo di supportare la coesione sociale. Turkmenistan. Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) la perfora- zione di pozzi di infilling; e (ii) l’espansione del sistema di iniezione di acqua per massimizzare il recupero degli idrocarburi del giacimento di Burun. America Messico. L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con le scoperte di Saasil-1 e Yopaat-1 nelle licenze operate di Area 10 (Eni 76%) e Area 9 (Eni 50%), rispettivamente. Nel corso del 2024 sono state avviate in produzione le piattafor- me Tecoalli e Amoca WHP2, a seguito del completamento delle attività di sviluppo e installazione, concludendo lo sviluppo della licenza operata Area 1. Proseguono le attività di perforazione di nuovi pozzi produttivi, il cui completamento è previsto nel corso del 2025. Nell’ambito degli accordi di collaborazione con le Autorità per ini- ziative a supporto delle comunità locali, nel corso dell’anno le atti- vità hanno riguardato: (i) la ristrutturazione di edifici scolastici; (ii) iniziative di promozione dell’educazione primaria e giovanile; (iii) at- tività per migliorare le condizioni socio-economiche attraverso pro- grammi in ambito ittico e agricolo; (iv) campagne di sensibilizzazio- ne nell’ambito dell’accesso all’energia, della protezione ambientale e tematiche sociali. Inoltre, nel 2024 è stato costruito e inaugurato un centro sanitario a Manatinero nello Stato del Tabasco. Il centro sanitario è in funzione e in gestione alle Autorità locali. Stati Uniti. Nel 2024, Eni ha finalizzato la vendita: (i) del 100% de- gli asset di Nikaitchuq e Oooguruk detenuti in Alaska a Hilcorp per un valore di $1 miliardo; e (ii) di alcuni asset offshore nel Golfo del Messico per un valore di circa $80 milioni. Entrambe le operazioni sono in linea con la strategia di Eni focalizzata sull’ottimizzazione delle attività upstream attraverso un ribilanciamento del portafoglio e la cessione di asset non strategici. Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il completamento della seconda fase dello sviluppo del progetto non operato Lucius - Ha- drian North (Eni 14,45%), con conseguente start-up produttivo; (ii) il completamento con avvio produttivo della quarta fase di sviluppo della licenza non operata St. Malo (Eni 1,3%) dove sono anche state avviate le attività di sviluppo di un progetto di water injection e di un sistema di subsea multiphase pumping; e (iii) la perforazione di un ulteriore pozzo produttivo nel giacimento non operato Europa, con start-up produttivo raggiunto all’inizio del 2025. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 61 Global Gas & LNG Portfolio e Power ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 62 PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE 2024 2023 2022 TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) (a) (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 0,51 0,00 0,28 di cui: dipendenti 0,84 0,00 0,70 contrattisti 0,00 0,00 0,00 Dipendenti in servizio a fine periodo (numero) 1.151 1.130 1.317 di cui all'estero 386 390 588 Emissioni dirette di GHG (Scope 1) (a) (milioni di tonnellate di CO 2 eq.) 9,3 9,4 10,6 Global Gas & LNG Portfolio Vendite gas naturale (b) (miliardi di metri cubi) 50,88 50,51 60,52 Italia 24,40 24,40 30,67 Resto d'Europa 23,40 23,84 27,41 di cui: Importatori in Italia 1,26 2,29 2,43 Mercati europei 22,14 21,55 24,98 Resto del mondo 3,08 2,27 2,44 Vendite di GNL (c) 9,8 9,6 9,4 Power Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi (b) (terawattora) 26,55 27,30 30,86 Produzione termoelettrica 20,16 20,66 21,37 (a) Gli indicatori fanno riferimento ai dati 100% degli asset operati, consolidati e non, con riferimento ai criteri di operatorship espressi negli standard per la Rendicontazione di Sostenibilità. I dati 2022 e 2023 sono coerentemente esposti. (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). €1,3 mld EBIT proforma adjusted 50,88 mld mc vendite di gas naturale (+1% vs. 2023) 9,8 mld mc vendite di GNL nel 2024 (+2% vs. 2023) varata l’unità galleggiante di produzione di GNL Nguya FLNG RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 63 PERFORMANCE DELL’ANNO • Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro (0,51) evidenzia un incremento rispetto al 2023, a seguito di un evento occorso presso il personale dipendente. • Emissioni dirette di GHG (Scope 1) pari a 9,3 milioni di tonnellate di CO 2 eq. in linea con il periodo di confronto. • Vendite di gas naturale di 50,88 miliardi di metri cubi sostanzial- mente in linea rispetto al 2023 (+0,37 miliardi di metri cubi). Le ven- dite in Italia risultano invariate rispetto al 2023, nei mercati europei sono in crescita del 2,7%. • Vendite di GNL di 9,8 miliardi di metri cubi sono in aumento del 2,1% rispetto al 2023, principalmente nei mercati extra europei. • Vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi di 26,55 TWh, in di- minuzione del 2,7% per minori volumi commercializzati presso il mercato libero. DIVERSIFICAZIONE DEGLI APPROVVIGIONAMENTI DI GAS NATURALE Nel corso del 2024, al fine di assicurare una maggiore flessibilità e diversificare ulteriormente le proprie forniture di GNL, Eni ha conclu- so una serie di importanti accordi, in particolare è stato sottoscritto: • un contratto di noleggio della nave bunker GNL Avenir Aspiration con Avenir LNG Limited, che consentirà di rafforzare la presenza Eni nel mercato bunkering nel Mediterraneo, in linea con la strate- gia del Gruppo di commercializzare il crescente portafoglio di GNL e promuovere combustibili più sostenibili; • un Memorandum di Cooperazione con Japan Organization for Me- tals and Energy Security, con l’obiettivo di promuovere il ruolo del gas e del GNL nel percorso di transizione energetica, prevedendo per Eni opportunità di fornitura di GNL al Giappone e supporto da parte delle istituzioni finanziarie giapponesi al progetto Coral North in Mozambico; • un contratto di vendita in Thailandia al fine di sviluppare ulterior- mente le vendite GNL in Asia. Questi nuovi contratti contribuiscono alla creazione di un portafoglio di GNL che, facendo leva sull’approccio integrato di Eni nei Paesi in cui opera e in linea con la strategia di transizione energetica, ha l’obiettivo di aumentare progressivamente la quota di gas nella pro- duzione upstream complessiva al 60% entro il 2030. Infine, a testimonianza dei continui progressi nella valorizzazione delle risorse gas, Eni, nel mese di novembre, ha completato il varo dello scafo dell’unità galleggiante di produzione di gas naturale li- quefatto Nguya FLNG. L’unità navale FLNG avrà una capacità di li- quefazione di 2,4 milioni di tonnellate all’anno e si affiancherà all’at- tuale FLNG Tango, operativa da dicembre 2023 con una capacità di 0,6 milioni di tonnellate all’anno, portando la capacità totale di liquefazione del progetto Congo LNG a 3 milioni di tonnellate all’an- no entro la fine del 2025. GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO GAS NATURALE Approvvigionamenti I volumi di gas naturale approvvigionati dalle società consolidate sono stati di 51,05 miliardi di metri cubi, in aumento di 1 miliardo di metri cubi, pari al 2% rispetto al 2023. I volumi di gas approvvigionati all’estero (43,39 miliardi di metri cubi dalle società consolidate), importati in Italia o venduti sui mercati esteri, pari a circa l’85% del totale, sono diminuiti rispetto al 2023 (-0,95 miliardi di metri cubi; -2,1%) a causa principalmente dei mi- nori volumi approvvigionati in Algeria (-1,36 miliardi di metri cubi), in Libia (-1,11 miliardi di metri cubi) e nel Regno Unito (-0,19 miliardi di metri cubi), parzialmente compensati dai maggiori acquisti effettuati in Norvegia (+0,39 miliardi di metri cubi), Indonesia (+0,30 miliardi di metri cubi) e nei Paesi Bassi (+0,24 miliardi di metri cubi). Gli ap- provvigionamenti in Italia (7,66 miliardi di metri cubi) registrano un aumento del 34,2% rispetto al periodo di confronto. Nel 2024, i principali flussi approvvigionati di gas equity derivano principalmente dalle produzioni: (i) delle aree nel Mare del Nord bri- tannico e norvegese (1,7 miliardi di metri cubi); (ii) dei giacimenti na- zionali (1,7 miliardi di metri cubi); (iii) dell’Indonesia (1,4 miliardi di metri cubi); (iv) dei giacimenti libici (0,4 miliardi di metri cubi) ; (v) dei giacimenti in Congo (0,3 miliardi di metri cubi). I volumi di gas equity sono stati di circa 5,5 miliardi di metri cubi e hanno coperto circa l’11% del totale delle disponibilità per la vendita. Vendite Il mercato europeo del gas ha registrato una domanda sostanzial- mente stabile, con un incremento vs. il 2023 dello 0,5% e dello 0,6% in Italia e nell’Unione Europea, rispettivamente. Questo andamento è stato sostenuto dal recupero dei consumi gas nei settori industriale e civile, che hanno compensato la diminuzione della domanda nel settore elettrico, dovuta alla maggiore disponibilità di energia idroe- lettrica e solare. Le vendite di gas naturale di 50,88 miliardi di metri cubi (inclusi gli autoconsumi e la quota Eni delle vendite delle società collegate valu- tate a equity) hanno registrato un incremento di 0,37 miliardi di metri cubi rispetto al 2023, pari allo 0,7% principalmente a seguito delle maggiori vendite nel resto del mondo. Le vendite in Italia pari a 24,40 miliardi di metri cubi sono in linea rispetto all’esercizio 2023, a seguito dei maggiori volumi commer- cializzati nel settore grossisti e nel settore industriale, bilanciati dalla riduzione registrata nelle vendite all’hub. In diminuzione i ritiri degli importatori in Italia (1,26 miliardi di metri cubi; -1,03 miliardi di metri cubi rispetto al 2023) a seguito della ridotta disponibilità di gas libico. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 64 Le vendite sui mercati europei di 23,40 miliardi di metri cubi sono in riduzione di 0,44 miliardi di metri cubi rispetto al 2023\. La riduzione registrata presso gli importatori in Ita- lia è stata compensata dagli aumenti delle vendite nei mer- cati della Germania, della Penisola Iberica e della Francia, in parte bilanciati dalle minori vendite effettuate in Turchia. Le vendite nei mercati extra europei pari a 3,08 miliardi di metri cubi hanno registrato una crescita del 35,7% rispetto al 2023 (+0,81 miliardi di metri cubi) a seguito dei maggiori volumi commercializzati nei mercati asiatici. APPROVVIGIONAMENTI DI GAS NATURALE (miliardi di metri cubi) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % ITALIA 7,66 5,71 3,40 1,95 34,2 Algeria (incluso il GNL) 10,70 12,06 11,86 (1,36) (11,3) Norvegia 6,88 6,49 6,75 0,39 6,0 Russia 6,19 6,16 17,20 0,03 0,5 Qatar (GNL) 2,91 2,91 2,56 Indonesia (GNL) 1,86 1,56 1,36 0,30 19,2 Paesi Bassi 1,86 1,62 1,39 0,24 14,8 Libia 1,41 2,52 2,62 (1,11) (44,0) Regno Unito 1,23 1,42 1,91 (0,19) (13,4) Congo (GNL) 0,45 0,45 Altri acquisti di gas naturale 6,80 5,89 8,11 0,91 15,4 Altri acquisti di GNL 3,10 3,71 3,43 (0,61) (16,4) ESTERO 43,39 44,34 57,19 (0,95) (2,1) TOTALE APPROVVIGIONAMENTI DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE 51,05 50,05 60,59 1,00 2,0 Prelievi (immissioni) da (a) stoccaggio (0,09) 0,54 0,00 (0,63) .. Perdite di rete, differenze di misura ed altre variazioni (0,08) (0,08) (0,07) 0,00 0,0 DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE 50,88 50,51 60,52 0,37 0,7 TOTALE DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA 50,88 50,51 60,52 0,37 0,7 VENDITE DI GAS PER ENTITÀ (miliardi di metri cubi) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Vendite delle società consolidate 50,88 50,51 60,52 0,37 0,7 Italia (inclusi autoconsumi) 24,40 24,40 30,67 Resto d’Europa 23,40 23,84 27,41 (0,44) (1,8) Extra Europa 3,08 2,27 2,44 0,81 35,7 TOTALE VENDITE GAS 50,88 50,51 60,52 0,37 0,7 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 65 GNL Le vendite di GNL (9,8 miliardi di metri cubi, incluse nelle vendite gas mondo) aumentano del 2,1% rispetto al 2023 e hanno riguardato principalmente il GNL proveniente dal Qatar, dalla Nigeria e dall’Indo- nesia e commercializzato in Europa e Asia. Trasporto internazionale Eni, in qualità di shipper, dispone dei diritti di trasporto su di un siste- ma di gasdotti europei e nordafricani funzionale all’importazione e alla commercializzazione in Italia e in Europa del gas naturale pro- veniente dalle aree di produzione di Russia, Algeria, Mare del Nord, inclusi Paesi Bassi, Norvegia e Libia. Eni partecipa, inoltre, al capitale di società che operano i gasdotti o ne gestiscono i diritti di trasporto. I principali gasdotti attualmente partecipati o operati da Eni sono: (i) il gasdotto TTPC, per l’importazione di gas algerino dello svi- luppo complessivo di 740 chilometri; (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) Eni partecipa al gasdotto sotto- marino Blue Stream che collega la Russia alla Turchia attraverso il Mar Nero (774 chilometri). VENDITE DI GNL (miliardi di metri cubi) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Europa 6,7 7,3 7,0 (0,6) (8,2) Extra Europa 3,1 2,3 2,4 0,8 34,8 TOTALE VENDITE GNL 9,8 9,6 9,4 0,2 2,1 VENDITE DI GAS PER MERCATO (miliardi di metri cubi) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % ITALIA 24,40 24,40 30,67 Grossisti 11,01 10,71 12,22 0,30 2,8 PSV e borsa 5,94 6,28 9,31 (0,34) (5,4) Industriali 1,56 1,50 2,89 0,06 4,0 Termoelettrici 0,51 0,52 0,83 (0,01) (1,9) Autoconsumi 5,38 5,39 5,42 (0,01) (0,2) VENDITE INTERNAZIONALI 26,48 26,11 29,85 0,37 1,4 Resto d'Europa 23,40 23,84 27,41 (0,44) (1,8) Importatori in Italia 1,26 2,29 2,43 (1,03) (45,0) Mercati europei: 22,14 21,55 24,98 0,59 2,7 Penisola Iberica 3,18 2,75 3,93 0,43 15,6 Germania/Austria 4,35 3,35 3,58 1,00 29,9 Benelux 3,63 3,75 4,24 (0,12) (3,2) Regno Unito 1,23 1,42 1,92 (0,19) (13,4) Turchia 6,10 6,90 7,62 (0,80) (11,6) Francia 3,58 3,31 3,62 0,27 8,2 Altro 0,07 0,07 0,07 Mercati extra europei 3,08 2,27 2,44 0,81 35,7 TOTALE VENDITE GAS 50,88 50,51 60,52 0,37 0,7 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 66 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Acquisti di gas naturale (milioni di metri cubi) 4.078 4.144 4.218 (66) (1,6) Acquisti di altri combustibili (migliaia di tep) 139 156 175 (17) (10,9) Produzione di energia elettrica (terawattora) 20,16 20,66 21,37 (0,50) (2,4) Produzione di vapore (migliaia di tonnellate) 6.761 6.981 6.900 (220) (3,2) DISPONIBILITÀ DI ENERGIA ELETTRICA (terawattora) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Produzione di energia elettrica 20,16 20,66 21,37 (0,50) (2,4) Acquisti di energia elettrica (a) 6,39 6,64 9,49 (0,25) (3,8) Disponibilità 26,55 27,30 30,86 (0,75) (2,7) Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi (b) 26,55 27,30 30,86 (0,75) (2,7) di cui vendite a terzi 18,86 17,89 20,37 0,97 5,4 (a) Include gli sbilanciamenti di rete positivi e negativi (differenza fra energia elettrica effettivamente immessa rispetto a quella programmata). (b) Include vendite intercompany. POWER Disponibilità di energia elettrica Eni produce energia elettrica presso i siti di Brindisi, Ferrera Erbo- gnone, Ravenna, Mantova, Ferrara e Bolgiano. Al 31 dicembre 2024, la potenza installata in esercizio è di circa 5 gigawatt. Nel 2024, la produzione di energia elettrica è stata di 20,16 TWh, in calo di 0,50 TWh rispetto al 2023. A completamento della produzione, Eni ha ac- quistato 6,39 TWh di energia elettrica (-0,25 TWh rispetto al 2023). Vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi Le vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi di 26,55 TWh regi- strano una riduzione pari al 2,7%, a seguito dei minori volumi com- mercializzati presso il mercato libero in parte compensati dall’incre- mento dei volumi venduti verso borsa/terzi (+1 TWh). RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 67 CCS e Agri Modello distintivo che fa leva su competenze tecniche, capacità operative e asset di alta qualità HyNet North West selezionato dal Governo Britannico come un progetto prioritario Produzione agri-feedstock triplicata vs. 2023 Avvio della Fase 1 del progetto Ravenna CCS il primo in Italia per la cattura, il trasporto e lo stoccaggio della CO 2 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 68 Eni riconosce e sostiene il processo di transizione dell’economia verso un modello lower carbon e su tale base ha elaborato una strategia di decarbonizzazione dei prodotti e dei processi industria- li di Gruppo che traguarda l’azzeramento delle emissioni nette Sco- pe 1+2+3 al 2050. Il percorso di decarbonizzazione di Eni fa leva sulle competenze e conoscenze, maturate nell’ambito dei business tradizionali, e si declina nello sviluppo di modelli innovativi e distin- tivi legati ai progetti CCUS, alle iniziative di agribusiness e in ambito di carbon offset. PROGETTI CCS Nell’ambito della cattura e stoccaggio di CO 2 , Eni ha sviluppato un modello distintivo che si basa sulle competenze consolidate nell’am- bito dell’attività tradizionale, sulle conoscenze dei giacimenti a gas esauriti che, unitamente ad una parte delle infrastrutture esistenti, saranno riutilizzati per lo stoccaggio della CO 2 , e sull’esperienza ma- turata nelle attività di stoccaggio del gas realizzate in passato. Grazie ad un ampio portafoglio che si articola su diversi Paesi, Eni si pone l’obiettivo di raggiungere una capacità gross di iniezione di CO 2 di oltre 15 milioni di tonnellate/anno prima del 2030 e superiore ai 40 milioni di tonnellate/anno dopo il 2030. In Italia, è stata avviata ad agosto 2024, a soli 18 mesi dalla Final Investment Decision (FID), la Fase 1 del progetto Ravenna CCS, svi- luppato congiuntamente con Snam attraverso una joint venture pa- ritetica. Il progetto, il primo del genere in Italia, si articola su diverse fasi, a partire dalla cattura di circa 20 mila tonnellate/anno di CO 2 dalla centrale Eni di trattamento del gas naturale di Casalborsetti, vicino Ravenna, al trasporto e allo stoccaggio nel giacimento a gas esaurito di Porto Corsini Mare Ovest, operato da Eni nell’offshore dell’Adriatico. Su scala industriale risulta fra i progetti più performanti al mondo per quanto riguarda il sistema di cattura che ha un’efficienza superiore al 90% in corrispondenza di una concentrazione di CO 2 pari al 2,4% e a pressione atmosferica. Altro elemento distintivo del progetto è l’a- limentazione dell’impianto di cattura attraverso il recupero dell’ener- gia termica autoprodotta e da energia elettrica da fonti rinnovabili, con il risultato che il volume di CO 2 catturato corrisponde effettiva- mente alla quantità abbattuta. Il progetto prevede una Fase 2 a maggiore scala industriale con una capacità di cattura e stoccaggio di CO 2 pari a 4 milioni di tonnellate/ anno entro il 2030, con una proiezione di crescita negli anni successivi fino a 16 milioni di tonnellate/anno in base alla domanda del mercato e grazie alla capacità totale di stoccaggio dei giacimenti a gas esauriti dell’Adriatico, ad oggi stimata in oltre 500 milioni di tonnellate. Il progetto Ravenna CCS è stato inserito nell’elenco europeo dei Progetti di Interesse Comunitario (Progetti PCI) come infrastruttu- ra di trasporto e stoccaggio CO 2 , nell’ambito del progetto integrato Callisto (Carbon Liquefaction transportation and Storage) Mediter- ranean CO 2 Network che, oltre agli emettitori italiani, vede coinvolti anche gli emettitori dell’area industriale di Fos sur Mer vicino Mar- siglia, in Francia. Nel Regno Unito Eni ha stabilito una posizione di leadership con il progetto in sviluppo di HyNet North West, selezionato dal Governo britannico come uno dei due progetti CCS prioritari (“Track 1”) per il Paese. Il progetto ha l’obiettivo di decarbonizzare i distretti industriali dell’area nord-occidentale dell’Inghilterra 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. Eni è l’operatore al 100% per le attività di tra- sporto e lo stoccaggio della CO 2 e allo scopo convertirà e riutilizzerà i propri giacimenti di gas offshore esauriti e parte delle esistenti infra- strutture presenti nella baia di Liverpool. L’avvio dell’iniezione della CO 2 è previsto nella seconda metà del decennio con un volume stoccato in giacimento che nella prima fase sarà di 4,5 milioni di tonnellate/ anno per aumentare dopo il 2030 fino a 10 milioni di tonnellate/anno. Nell’ultimo trimestre Eni ha finalizzato con le autorità del Regno Unito gli accordi relativi alle condizioni ed ai termini del modello di business per le attività di trasporto e stoccaggio che saranno inclusi nella licen- za economica attesa nel 2025. Relativamente agli emettitori che alimenteranno con la CO 2 lo stoc- caggio nei giacimenti, le autorità del Regno Unito hanno già selezio- nato 4 progetti di cattura prioritari, per un volume complessivo di CO 2 di circa 3 milioni di tonnellate/anno. Per assicurare il volume di 4,5 milioni di tonnellate/anno previsto nella prima fase, è stato av- viato il processo “Track 1 Expansion” per la selezione degli ulteriori emettitori. Nell’ottobre 2024 il Governo britannico ha annunciato l’assegnazione di fondi pari a circa £22 miliardi in 25 anni per i due progetti prioritari di Hynet NW e East Coast Cluster, inseriti in Track 1, al fine di suppor- tare lo sviluppo delle attività dell’intera filiera CCS. Nel Regno Unito, inoltre, Eni sta portando avanti la fase di ingegneria per lo sviluppo del progetto CCS Bacton Thames Net Zero che prevede lo stoccaggio di CO 2 nel giacimento offshore a gas esaurito di Hewett per contribuire alla decarbonizzazione dell’area sud-orientale del Pa- ese e dell’area industriale di Londra. Eni è operatore al 100% per le at- tività di trasporto e stoccaggio della CO 2 e ha sottoscritto un accordo di collaborazione con 12 partner industriali dei settori hard-to-abate dell’area che hanno manifestato interesse per la partecipazione al progetto. La posizione strategica del giacimento, nella parte sud ovest del Mar del Nord, consente di ipotizzare un ruolo importante del progetto anche nel processo di decarbonizzazione dei siti industriali del nord d’Europa. Lo start-up è previsto entro il 2030 con una capa- cità di stoccaggio di circa 5 milioni di tonnellate/anno di CO 2 e con possibilità di espansione fino a 10 milioni di tonnellate/anno. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 69 In Olanda, a seguito dell’acquisizione delle attività di Neptune, Eni sta sviluppando il progetto CCS L10 che prevede lo stoccaggio di CO 2 nei giacimenti operati a gas esauriti offshore del Mare del Nord. Eni è operatore al 39% della joint venture che svilupperà il progetto. Nel 2024 sono state avviate le negoziazioni per la definizione delle condizioni generali con alcuni emettitori e con i consorzi che ge- stiscono i progetti di “Aramis” per il trasporto della CO 2 e con l’hub di raccolta onshore della CO 2 nell’area di Rotterdam (CO 2 Next). Il rilascio della licenza di stoccaggio da parte delle autorità olandesi è atteso nella prima metà del 2025 e l’avvio dello stoccaggio di CO 2 è previsto entro il 2030 con una capacità di circa 5 milioni di ton- nellate/anno. Il portafoglio CCS comprende, inoltre, progetti per la gestione della CO 2 associata alla produzione upstream in fase di sviluppo in Nord Africa e iniziative in fase di studio nel Mare del Nord e nell’area Asia- Oceania. INIZIATIVE AGRI-FEEDSTOCK Il modello Eni di sviluppo delle iniziative agri-feedstock ha l’obiettivo di fornire olio vegetale per alimentare le filiere di trasformazione di Eni a partire da materie prime prodotte dalla coltivazione di terreni degradati, colture di rotazione e dalla valorizzazione di scarti e resi- dui della filiera agroindustriale e forestale. Questo modello distintivo di integrazione verticale, caratterizzato da un approccio end-to-end, mira a garantire volumi di olio vegetale a un costo competitivo, so- stenendo l’espansione delle attività di bioraffinazione di Eni, consen- tendo, allo stesso tempo, importanti impatti positivi sull’occupazione e sullo sviluppo locale. In particolare, per la filiera agricola, la produzione del feedstock è de- mandata agli agricoltori, che coltivano la propria terra o raccolgono residui forestali. Per la produzione dell’olio vegetale, i semi e i resi- dui agricoli e forestali sono poi spremuti in impianti di lavorazione, cosiddetti agri-hub, propri o di terzi, a seconda della maturità indu- striale del Paese di produzione. I sottoprodotti di lavorazione dell’olio vegetale vengono a loro volta recuperati e valorizzati nelle filiere dei mangimi e dei fertilizzanti, con importanti vantaggi per la sicurezza alimentare dei territori coinvolti. Le filiere agri-feedstock Eni sono certificate secondo lo schema di sostenibilità ISCC-EU (International Sustainability and Carbon Cer- tification), uno dei principali standard volontari riconosciuti dalla Commissione Europea per la certificazione di sostenibilità dei bio- carburanti (UE RED II). La produzione di olio vegetale nel 2024 è stata pari a 130 mila ton- nellate con volumi triplicati rispetto all’anno precedente. Le attività di agri-feedstock di Eni nel 2024 hanno interessato principalmente i seguenti Paesi: (i) in Kenya, dove sono operativi due agri-hub con una capacità produttiva di 70 mila tonnellate di olio all’anno, l’attività agricola si è sviluppata su una superficie superiore agli 80 mila ettari per una produzione 2024 comprensiva della quota di scarti e residui di 48 mila tonnellate; (ii) in Congo è stato completato nell’ultimo tri- mestre, un agri-hub della capacità pari a 30 mila tonnellate all’anno ed è stata avviata la filiera agricola che porterà alla prima produzione di olio vegetale nel 2025; (iii) in Costa d’Avorio è stata avviata la pro- duzione di olio vegetale a scala industriale dalla valorizzazione dei residui forestali del seme di caucciù per un volume totale di 4.500 tonnellate comprensive della quota di scarti e residui da lavorazioni agro-industriali; (iv) in Mozambico, è stata avviata la filiera agrico- la con la finalizzazione di oltre venti contratti con aggregatori locali; la produzione dell’anno è stata di circa 600 tonnellate; (v) in Italia è proseguita la collaborazione con Bonifiche Ferraresi; la produzione complessiva dell’anno è stata di 27 mila tonnellate, includendo la va- lorizzazione dei residui e scarti; (vi) in Vietnam la valorizzazione dei residui agro-industriali ha consentito la produzione di 30 mila tonnel- late di olio vegetale; (vii) in Angola è stata avviata la filiera agricola con la finalizzazione di oltre 8 accordi con aggregatori locali; (viii) in Kazakhstan la produzione di olio vegetale da filiera agricola è stata di 6 mila tonnellate; (ix) in Indonesia è stata avviata la produzione da scarti agro-industriali per un volume di 9 mila tonnellate. Sono state, inoltre, valorizzate ulteriori 5 mila tonnellate di scarti del- la filiera agro-industriale provenienti dall’Asia. In Ruanda prosegue l’attività di produzione di sementi di qualità da destinare agli agricoltori degli altri Paesi africani. Nel 2024 sono state, inoltre, avviate una serie di valutazioni in Brasile, Europa ed in altri Paesi dell’Africa e dell’Asia per identificare ulteriori opportunità di sviluppo del business agri-feedstock. Nel maggio 2024, a Kigali in Ruanda, Eni e IFC (International Finance Corporation) hanno sottoscritto un accordo di collaborazione per un finanziamento complessivo di $210 milioni a supporto delle iniziati- ve agri-feedstock in Kenya. L’accordo prevede che IFC eroghi fino a $135 milioni e i rimanenti $75 milioni siano coperti da parte di Cassa Depositi e Prestiti SpA. I fondi sono anche destinati a sostenere la filiera agricola locale at- traverso la fornitura di servizi di supporto agli agricoltori promuoven- do anche l’accesso al credito agevolato degli stakeholders locali. INIZIATIVE DI CARBON OFFSET Nell’ambito delle soluzioni basate sulla natura (Natural Climate So- lutions - NCS), dal 2019 Eni ha avviato iniziative focalizzate sulla protezione, conservazione e gestione sostenibile delle foreste, prin- cipalmente nei Paesi in via di sviluppo, considerate tra le più rilevanti a livello internazionale, nell’ambito delle strategie di mitigazione dei cambiamenti climatici. Tali iniziative si inquadrano nel cosiddetto schema REDD+ (Reducing Emissions from Deforestation and forest Degradation), definito e promosso dalle Nazioni Unite, che prevede attività di conservazione delle foreste con gli obiettivi di ridurre le emissioni e migliorare la capacità di stoccaggio naturale della CO 2 . I progetti favoriscono al contempo un modello alternativo di sviluppo per le comunità locali attraverso la promozione di attività socioeco- nomiche in linea con la gestione sostenibile, la valorizzazione delle foreste e la conservazione della biodiversità. Le principali iniziative di protezione e conservazione delle foreste sostenute da Eni sono: Luangwa Community Forest Project (LCFP), ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 70 Lower Zambezi REDD+ Project (LZRP) e Kafue in Zambia, Ntakata Mountains e Makame in Tanzania, Mai Ndombe in Repubblica De- mocratica del Congo, Great Limpopo REDD+ Project (GLRP) in Mo- zambico e Amigos de Calakmul in Messico. Nel novembre 2024 Eni ha firmato un accordo con il Ministero delle Acque e delle Foreste della Costa d’Avorio per lanciare un proget- to di conservazione e ripristino della superficie forestale nel Paese. Definito in partnership con le autorità ivoriane, l’accordo è in linea con i Piani di Sviluppo Nazionali del Paese e con la strategia di ridu- zione della deforestazione e delle emissioni ad essa legate, nonché contribuirà al raggiungimento delle zero emissioni nello sviluppo del progetto Baleine. Nel 2024, inoltre, è stato avviato in Kenya un progetto di agricoltura e gestione del suolo sostenibili (Sustainable Agriculture Land Mana- gement - SALM) che prevede la promozione di pratiche agricole in grado di incrementare le rese delle coltivazioni e al tempo stesso di aumentare il contenuto di carbonio organico nei suoli. Nell’anno sono continuate le attività di valutazione di ulteriori iniziati- ve NCS sia nell’ambito del ripristino e della gestione sostenibile degli ecosistemi sia in ambito SALM in Africa, America Latina ed Asia. L’applicazione di soluzioni tecnologiche si va ad aggiungere a quel- le basate sulla natura per la generazione di crediti di carbonio. In tale ambito, dal 2018, la Società ha avviato il programma “Eni for Clean Cooking” per lo sviluppo di progetti che promuovono l’intro- duzione di sistemi di cottura migliorati che garantiscono la riduzio- ne del consumo di biomassa legnosa da parte delle famiglie con l’obiettivo di migliorare le condizioni di salute e di promuovere la conservazione delle foreste. Oltre all’impatto positivo sulla salute e l’ambiente, l’approccio industriale al tema dell’accesso al “clean cooking” consente di promuovere lo sviluppo dell’imprenditoria e dell’economia locale. Il programma è stato avviato in Costa d’Avorio, Congo, Mozambico, Angola, Ruanda e Tanzania ed è in corso di valutazione l’espansione in altri Paesi dell’Africa Sub-Sahariana e Asia. Nel 2024 sono state raggiunte circa 1,2 milioni di persone in Africa Sub-Sahariana per un totale di 1,5 milioni di persone dall’avvio del programma. Eni, inoltre, ha aderito alla “Clean Cooking Declaration: Making 2024 the pivotal year for Clean Cooking” per accelerare l’accesso univer- sale a sistemi di cottura più moderni, essenziali per assicurare a tutti l’accesso a sistemi di energia economici, affidabili e sostenibili, come stabilito dall’Obiettivo di Sviluppo Sostenibile 7 delle Nazioni Unite. La dichiarazione è stata sottoscritta da governi, settore priva- to, organizzazioni internazionali e della società civile intervenuti al Summit di Parigi. In linea con gli scenari IEA, nel corso dell’anno sono stati avviati gli studi di fattibilità per l’utilizzo di sistemi “avanzati” di clean cooking che prefigurano la distribuzione di fornelli a induzione nelle aree ur- bane e a pirolisi nelle aree rurali che promuovono, in ottica di econo- mia circolare, l’utilizzo degli scarti agricoli, compresi i sottoprodotti della filiera agri-feedstock di Eni. Nel 2024 nel portafoglio crediti Eni sono entrati circa 5,3 milioni di tonnellate di CO 2 . RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 71 Enilive e Plenitude ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 72 4,1 GW capacità installata da fonti rinnovabili +37% vs. 2023 3 nuove FID per lo sviluppo delle bioraffinerie in Malesia, Corea del Sud e Italia Avviato il primo impianto dedicato alla produzione di SAF nella Bioraffineria di Gela Valorizzazione dei satelliti della transizione Plenitude €0,8 mld da EIP Enilive €3,0 mld da KKR PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE 2024 2023 2022 TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) (a) (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 0,63 1,34 1,01 di cui: dipendenti 0,73 1,36 0,53 contrattisti 0,47 1,30 1,73 Dipendenti in servizio a fine periodo 5.899 5.759 5.303 di cui: all'estero 2.072 2.103 1.961 Emissioni dirette di GHG (Scope 1) (a) (milioni di tonnellate di CO 2 eq.) 0,5 0,5 0,5 Enilive Lavorazioni bio (migliaia di tonnellate) 1.115 866 543 Capacità di bioraffinazione (milioni di tonnellate/anno) 1,65 1,65 1,10 Tasso di utilizzo medio delle bioraffinerie (%) 74 71 58 Vendite di prodotti petroliferi rete Europa (milioni di tonnellate) 7,70 7,52 7,50 Stazioni di servizio rete Europa a fine periodo (numero) 5.254 5.267 5.243 Erogato medio per stazioni di servizio rete Europa (migliaia di litri) 1.638 1.645 1.587 Grado di efficienza della rete (%) 1,22 1,19 1,20 Plenitude Vendite gas a clienti finali (miliardi di metri cubi) 5,51 6,06 6,84 Vendite energia elettrica a clienti finali (terawattora) 18,28 17,98 18,77 Clienti retail/business a fine periodo (milioni di pdf) 10,03 10,11 10,07 Punti di ricarica elettrica (migliaia) 21,3 19,0 13,1 Produzione di energia da fonti rinnovabili (terawattora) 4,7 4,0 2,6 Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo (gigawatt) 4,1 3,0 2,2 (a) Gli indicatori fanno riferimento ai dati 100% degli asset operati, consolidati e non, con riferimento ai criteri di operatorship espressi negli standard per la Rendicontazione di Sostenibilità. I dati 2022 e 2023 sono coerentemente esposti. 10 mln di clienti (42% Power) RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 73 PERFORMANCE DELL’ANNO • Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavo- ro (0,63) evidenzia un miglioramento rispetto al 2023, per la riduzio- ne degli infortuni occorsi al personale dipendente e contrattista. • Emissioni dirette di GHG (Scope 1) sostanzialmente in linea ri- spetto al 2023. Minori emissioni sono state registrate presso la bioraffineria di Gela a seguito della fermata per manutenzione. • Volumi di lavorazione di oli vegetali pari a 1,12 milioni di tonnellate, +28,8% rispetto al 2023, grazie al contributo dell’acquisizione della bioraffineria di St. Bernard presso Chalmette in Louisiana (USA). • Vendite sulla rete in Italia (5,40 milioni di tonnellate) in crescita del 1,5% rispetto al 2023: i maggiori volumi venduti di benzina ed HVO sono stati compensati dalle minori vendite di gasolio. Quota di mer- cato pari a 21,2% (21,4% nel 2023). • Produzione di energia da fonti rinnovabili di 4,7 TWh, in crescita ri- spetto al 2023, grazie al contributo degli asset acquisiti e all’entrata in esercizio dei progetti sviluppati organicamente. • Al 31 dicembre 2024 la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 4,1 GW, di cui il 71% riferita a impianti fotovoltaici (inclusa potenza installata di storage) ed il 29% a impianti eolici. • Vendite di gas a clienti finali pari a 5,51 miliardi di metri cubi, in ridu- zione del 9,1% rispetto al 2023, per effetto delle minori vendite in Ita- lia nel segmento residenziale e all’estero principalmente in Francia. • Vendite di energia elettrica a clienti finali pari a 18,28 TWh in crescita del 1,7% rispetto al 2023 per effetto dell’incremento del portafoglio clienti. • I punti di ricarica dei veicoli elettrici installati al 31 dicembre 2024 sono pari a 21,3 migliaia di unità, in aumento del 12% rispetto alle 19 migliaia di unità al 31 dicembre 2023, in linea con il piano di potenzia- mento dell’infrastruttura di rete. VALORIZZAZIONE E SVILUPPO DEL BUSINESS Gli investimenti strategici del 2024 di KKR in Enilive con l’acquisizio- ne del 25% per un ammontare di circa €3 miliardi, perfezionata nel mese di marzo 2025 a seguito dell’ottenimento delle autorizzazioni di legge necessarie, confermano l’appetibilità del modello satellitare Eni con la costituzione di entità focalizzate sulla transizione in grado di attrarre capitali specializzati per finanziare lo loro crescita indipen- dente, al contempo esplicitando valore per Eni. Nel febbraio 2025, in linea con l’accordo della prima operazione, è stato concordato con KKR di aumentare la propria partecipazio- ne in Enilive del 5% fino a raggiungere complessivamente il 30%, rafforzando ulteriormente l’opportunità di investimento per i nostri satelliti legati alla transizione. Per quanto riguarda Plenitude, a novembre del 2024, è stato firmato un accordo con Energy Infrastructure Partners (EIP) per un ulteriore incremento rispetto a quello di marzo 2024, della partecipazione di EIP in Plenitude, attraverso un aumento di capitale riservato pari a circa €209 milioni. La partecipazione di EIP, post-transazione, sarà pari al 10% del capitale sociale di Plenitude, per un investimento complessivo di circa €800 milioni, tenuto conto di €588 milioni versati nel mese di marzo 2024. SVILUPPI NEL BUSINESS DELLA BIORAFFINAZIONE E DELLA RETE DI VENDITA Nell’ambito dell’espansione del business dei biocarburanti nei mer- cati asiatici, Enilive, Petronas e Euglena Co. Ltd hanno raggiunto la decisione finale di investimento (FID) per costruire e gestire una bioraffineria all’interno del sito industriale Pengerang in Malesia. L’impianto, basato sulla tecnologia Ecofining™, si prevede essere operativo entro il secondo semestre del 2028 e produrrà SAF, HVO e bio-nafta, destinati al settore aereo e a quello dei trasporti su stra- da. La capacità prevista di trattamento sarà pari a circa 650.000 tonnellate/anno. A dicembre, dopo il rilascio delle consuete autorizzazioni di legge, è stata costituita la Joint Venture Pengerang Biorefinery Sdn. Bhd. Enilive e LG Chem hanno raggiunto la decisione finale d’investimento per lo sviluppo di una bioraffineria in Corea del Sud con una capacità di lavorazione di feedstock pari a 400 mila tonnellate/anno, facendo leva sulla tecnologia Ecofining™. A dicembre, dopo il rilascio delle consuete autorizzazioni di legge, è stata costituita la società collegata LG- Eni BioRefining Co. Ltd. A settembre, sono state ottenute le autorizzazioni ambientali pro- pedeutiche all’autorizzazione definitiva da parte degli enti compe- tenti per l’avvio della costruzione di una bioraffineria a Livorno con una capacità prevista di 500 mila tonnellate/anno di HVO diesel, VVO nafta e bio-GPL attraverso la riconfigurazione dell’hub esisten- te e avvio atteso nel 2026. A gennaio 2025, è stato avviato il primo impianto dedicato alla produ- zione di SAF nella Bioraffineria di Gela. L’impianto ha una capacità di 400 mila tonnellate/anno, pari a quasi un terzo della domanda di SAF prevista in Europa per il 2025 in conseguenza dell’entrata in vigore del- la ReFuelEU Aviation. In linea con la strategia di sviluppo della rete, Enilive Iberia ha fina- lizzato l’acquisizione del 100% delle azioni di Atenoil, società che opera nel settore delle stazioni di servizio. L’operazione, che ha ot- tenuto l’autorizzazione delle autorità competenti, riguarda 21 punti vendita nelle regioni di Madrid, Andalusia e Castiglia-La Mancia. 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 pri- me rinnovabili sono stati raggiunti importanti accordi con diversi part- ner. In particolare, sono stati sottoscritti: • un protocollo d’intesa con MSC (Mediterranean Shipping Com- pany) finalizzato a sviluppare iniziative congiunte nel campo della sostenibilità e della transizione energetica. In particolare, l’accordo include il potenziale utilizzo di GNL e di vettori energetici a minori emissioni di carbonio (HVO) per l’utilizzo sulle flotte MSC dedicate sia al trasporto logistico sia crocieristico; • accordi con Itabus, per la fornitura di gasolio HVO a 100 autobus per il trasporto civile, e con Poste Italiane, per la fornitura di biocarburanti ai veicoli di terra e ai mezzi aerei; ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 74 • una Lettera di Intenti con Volotea per la fornitura a lungo termine di SAF tra il 2025 e il 2030 nei 15 aeroporti italiani in cui opera il vettore; • due accordi con EasyJet per l’approvvigionamento di Sustainable Aviation Fuel in Italia. Alcuni voli in partenza dall’aeroporto di Mi- lano Malpensa saranno riforniti con carburante sostenibile per l’aviazione. SVILUPPI DI PORTAFOGLIO ED ACCORDI SIGNIFICATIVI NELL’AMBITO DELLE ENERGIE RINNOVABILI Nell’ambito dello sviluppo dei settori eolico e fotovoltaico, componen- te essenziale della strategia di crescita, nel 2024 sono stati realizzati e avviati diversi impianti di produzione nonchè sono stati sottoscritti una serie di importanti accordi volti a rafforzare la presenza Plenitude nel territorio nazionale e all’estero. In particolare, nel settore eolico: • sono state avviate le operazioni presso un nuovo parco eolico on- shore da 39 MW in Calabria. L’impianto, costituito da nove aerogene- ratori di ultima generazione produrrà annualmente 84 GWh di ener- gia elettrica, pari al fabbisogno annuale di oltre 30.000 famiglie; • il progetto Green Volt, partecipato da Plenitude attraverso Vårgrønn, è stato selezionato come unico progetto eolico offshore galleggiante ad aggiudicarsi un contratto nell’ultima asta per le rinnovabili nel Re- gno Unito (“AR6”); il progetto rappresenterà il più grande parco eolico offshore galleggiante al mondo; • è stato avviato un impianto eolico a Soria in Spagna con una ca- pacità installata di circa 13 MW e una produzione stimata di 31 GWh/anno. Nel settore fotovoltaico i principali sviluppi hanno riguardato: • l’impianto solare Villanueva II, con una capacità installata di 50 MW. Il parco è stato sviluppato su un’area di circa 100 ettari ed è collegato alla rete di trasmissione nazionale. L’impianto, compo- sto da oltre 76.000 moduli fotovoltaici, produrrà oltre 100 GWh/ anno di energia elettrica, equivalente al fabbisogno energetico di oltre 30.000 famiglie; • l’avvio delle operazioni presso l’impianto fotovoltaico di Ravenna Ponticelle, con una capacità installata di 6 MW, mentre sempre in Italia è stato completato l’impianto di Montalto di Castro (agrivoltai- co, 24 MW in quota Eni); • l’avvio della costruzione in Spagna del parco fotovoltaico di Reno- pool, con una capacità di generazione progettuale di 330 MW, la più grande unità fotovoltaica mai realizzata dalla società. L’installazione fotovoltaica genererà 660 GWh all’anno e includerà sette impianti fo- tovoltaici e una sottostazione elettrica; • un Power Purchase Agreement (PPA) della durata di 10 anni con Ferriera Valsabbia, un’impresa siderurgica italiana, per la fornitura di energia prodotta al 100% da fonte rinnovabile. L’accordo riguarda l’in- tera produzione di un impianto eolico di proprietà Plenitude con una capacità di 15 MW; • l’avvio della costruzione di un impianto fotovoltaico a Villarino de los Aires in Spagna con una capacità installata futura di 220 MW. Il par- co solare sarà completato entro il 2025; • l’avvio della produzione dell’impianto solare di Bouillac, in Dordo- gna, Francia, che ha una capacità installata di 5 MW. L’impianto, che si stima produrrà 6.700 MWh di elettricità all’anno, è collega- to alla rete di distribuzione locale tramite una linea sotterranea di media tensione di 1,7 km. L’energia generata sarà commer- cializzata da Plenitude, in linea con il suo modello di business integrato; • il completamento dell’installazione dell’impianto di Caparacena a Granada da 150 MW, composto da tre parchi fotovoltaici da circa 50 MW. Il collegamento elettrico alla rete di trasmissione nazionale è garantito da una sottostazione da 400 kV, la cui costruzione è stata appena completata, e da un’altra sottostazione e una linea da 200 kV condivise con altri operatori. Inoltre, Plenitude ha comple- tato la costruzione di altri impianti situati nei parchi solari di Reno- pool, in Estremadura, e di Guillena, in Andalusia, per una capacità installata totale di circa 250 MW; • la costruzione dell’impianto di Guajillo (200 MW), il sistema di stoc- caggio a batterie più grande mai realizzato dalla Società; • l’accordo con la Società EDP Renewables North America LLC (“EDPR NA”) per l’acquisizione del 49% di due impianti fotovoltaici già operativi e di un impianto di stoccaggio di energia elettrica in costruzione in California (Stati Uniti). I parchi solari Sandrini 100 (141 MW) e Sandrini 200 (266 MW) condividono con l’impianto di stoccaggio Sandrini BESS (368 MW) la stessa infrastruttura di connessione alla rete elettrica. I tre parchi hanno una capacità installata complessiva di circa 499 MW, di cui 245 MW in quota Plenitude. SVILUPPI DEL BUSINESS E-MOBILITY A giugno, Plenitude ha firmato con MERKUR una partnership strate- gica per l’installazione e la gestione di innovative stazioni di ricarica per veicoli elettrici presso i centri commerciali MERKUR sul territorio sloveno. L’accordo prevede l’installazione, la costruzione e la gestione di 62 punti di ricarica fast e ultrafast tecnologicamente avanzati in tut- to il Paese. Le prime stazioni di ricarica Plenitude saranno disponibili presso 24 centri MERKUR già alla fine del 2024 e l’intero progetto sarà completato entro l’inizio del 2026. ENILIVE BIORAFFINAZIONE I volumi di bio-feedstock processati sono pari a 1.115 mila tonnel- late in aumento del 28,8% rispetto al 2023, (+249 mila tonnellate), a seguito dei maggiori volumi lavorati beneficiando dell’entrata a regime della bioraffineria di Chalmette. L’incidenza dell’olio di pal- ma nella produzione di bio-diesel è pari a zero grazie all’avvio della linea BTU, Biomass Treatment Unit, presso Gela che ha consenti- to di utilizzare fino al 100% biomasse non in competizione con la filiera alimentare. Nel 2024 sono state esitate produzioni di biocarburanti (HVO) per circa 982 mila tonnellate, in aumento del 55% rispetto al 2023, gra- zie al contributo di Chalmette. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 75 (milioni di tonnellate) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Rete 5,40 5,32 5,38 0,08 1,5 Extrarete 9,53 9,39 7,85 0,14 1,5 Petrolchimica 0,37 0,44 0,39 (0,07) (15,9) Altre vendite 2,27 2,71 2,53 (0,44) (16,2) Vendite in Italia 17,57 17,86 16,15 (0,29) (1,6) Rete 2,30 2,20 2,12 0,10 4,5 Extrarete 2,86 2,73 3,11 0,13 4,8 Vendite all'estero 5,16 4,93 5,23 0,23 4,7 VENDITE DI PRODOTTI PETROLIFERI IN ITALIA E ALL'ESTERO 22,73 22,79 21,38 (0,06) (0,3) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Lavorazioni Bio (migliaia di tonnellate) 1.115 866 543 249 28,8 Produzioni vendute di biocarburanti certificati 982 635 428 347 54,6 Tasso di utilizzo medio delle Bioraffinerie (%) 74 71 58 3 Vendite rete Italia Le vendite sulla rete in Italia (5,40 milioni di tonnellate) sono in au- mento rispetto al 2023 (+79 mila tonnellate, +1,5%) beneficiando dei maggiori volumi di HVO e benzine commercializzati in parte compensati dalla riduzione registrata nei volumi di gasolio. L’eroga - to medio (1.457 mila litri) è diminuito di 22 mila litri rispetto al 2023 (1.479 mila litri). La quota di mercato media del 2024 è del 21,2% in diminuzione rispetto al 2023 (21,4%). Al 31 dicembre 2024 la rete di distribuzione in Italia è costituita da 3.925 stazioni di servizio (comprensivi delle stazioni di servizio ge - stite tramite contratti di affitto) con una riduzione di 51 unità rispet- to al 31 dicembre 2023 (3.976 stazioni di servizio) per effetto del saldo negativo tra aperture e risoluzioni di contratti di convenzio - namento (-56 unità), del saldo positivo tra aperture e chiusure sulla rete di proprietà (+7 unità), in parte compensato da minori conces - sioni autostradali (-2 unità). Vendite rete estero Le vendite rete nel Resto d’Europa (2,30 milioni di tonnellate) sono in aumento rispetto al 2023 (+4,5%), a seguito dei maggiori volumi venduti principalmente in: i) Spagna, grazie anche all’acquisizione di 21 punti vendita nelle regioni di Madrid, Andalusia e Castiglia-La Mancia; ii) Germania e Francia, che hanno compensato la riduzio - ne registrata in Austria e in Svizzera. Al 31 dicembre 2024 la rete di distribuzione nel Resto d’Europa è costituita da 1.329 stazioni di servizio, (+38 unità rispetto al 31 di - cembre 2023) principalmente grazie alle aperture in Spagna, Ger- mania e Francia, bilanciate dalle riduzioni dei distributori in Austria e Svizzera L’erogato medio (2.179 mila litri) è aumentato di 14 mila litri rispetto al 2023 (2.166 mila litri). Vendite sul mercato extrarete e altre vendite Le vendite extrarete in Italia pari a 9,53 milioni di tonnellate sono aumen- tate dell’1,5% rispetto al 2023, per effetto delle maggiori vendite di jet fuel che ha compensato le minori vendite presso tutti gli altri segmenti. Le vendite al settore Petrolchimica (0,37 milioni di tonnellate) registra - no una riduzione del 15,9%. Le altre vendite in Italia (2,27 milioni di tonnellate) sono in calo di 0,44 milioni di tonnellate; -16,2% per effetto delle minori vendite ad altre società petrolifere. Le vendite extrarete all’estero, pari a 2,86 milioni di tonnellate, sono aumentate del 4,8% ri - spetto al 2023, in particolare in Germania e Spagna, in parte bilanciate dalle minori vendite in Austria, Svizzera e Francia. PLENITUDE RETAIL GAS & POWER Domanda gas Eni opera in un mercato dell’energia liberalizzato, nel quale i consuma- tori possono scegliere liberamente il fornitore di gas e di energia elet- trica, valutare la qualità dei servizi e selezionare le offerte più adatte alle proprie esigenze di consumo. Plenitude rifornisce oltre 10 milioni di clienti gas e luce in Italia (8 milioni) ed in Europa (2 milioni). Vendite retail gas Nel 2024, le vendite di gas retail in Italia e nel resto d’Europa di 5,51 miliardi di metri cubi hanno evidenziato una riduzione di 0,55 miliardi di metri cubi rispetto al 2023, pari al -9,1%. Le vendite in Italia di 3,83 mi - liardi di metri cubi registrano una riduzione del 6,8% rispetto al 2023 ri- sentendo principalmente delle minori vendite al segmento residenziale. Le vendite sui mercati europei di 1,68 miliardi di metri cubi (-13,8%, pari a 0,27 miliardi di metri cubi rispetto al 2023) riflettono essenzial - mente i minori volumi commercializzati in Francia. DISTRIBUZIONE DI PRODOTTI PETROLIFERI Le vendite di prodotti petroliferi (22,73 milioni di tonnellate) sono sostanzialmente in linea rispetto al 2023. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 76 Vendite retail di energia elettrica a clienti finali Le vendite retail di energia elettrica a clienti finali di 18,28 TWh effettuate tramite Plenitude e le società controllate in Francia, Gre- cia e Penisola Iberica, registrano un aumento dell’1,7% rispetto al 2023, dovuto in particolare all’incremento del portafoglio clienti in Italia e all’estero. RENEWABLES Eni è presente nel settore delle energie rinnovabili (solare ed eolico) ed è impegnata nello sviluppo, realizzazione e gestione degli impianti di pro- duzione di energia da fonti rinnovabili. Gli obiettivi di Eni in tale ambito sa- ranno conseguiti attraverso lo sviluppo organico di un portafoglio di asset diversificato e bilanciato, integrato da operazioni selettive di acquisizione di asset e progetti e da partnership strategiche a livello internazionale. (miliardi di metri cubi) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % ITALIA 3,83 4,11 4,65 (0,28) (6,8) Retail 2,71 2,91 3,34 (0,20) (6,9) Business 1,12 1,20 1,31 (0,08) (6,7) VENDITE INTERNAZIONALI 1,68 1,95 2,19 (0,27) (13,8) Mercati europei: Francia 1,29 1,54 1,69 (0,25) (16,2) Grecia 0,26 0,26 0,33 Altro 0,13 0,15 0,17 (0,02) (13,3) TOTALE VENDITE RETAIL GAS 5,51 6,06 6,84 (0,55) (9,1) (terawattora) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Produzione di energia da fonti rinnovabili 4,67 3,98 2,55 0,69 17,3 di cui: fotovoltaico 2,55 1,74 1,13 0,81 46,6 eolico 2,12 2,24 1,42 (0,12) (5,4) di cui: Italia 1,45 1,53 0,82 (0,08) (5,2) Estero 3,22 2,45 1,73 0,77 31,4 (gigawatt) 2024 2023 2022 Italia 1,0 1,0 0,8 Estero 3,1 2,0 1,4 Stati Uniti 1,7 1,3 0,8 Spagna 0,8 0,4 0,3 Altri (Australia, Francia, Germania, Kazakhstan, Regno Unito) 0,6 0,3 0,3 TOTALE CAPACITÀ INSTALLATA A FINE PERIODO (INCLUSA POTENZA INSTALLATA DI STORAGE (a) ) 4,1 3,0 2,2 (a) La potenza installata di storage è pari a 221 MW, 21 MW e 7 MW nel 2024, 2023 e 2022, rispettivamente. (gigawatt) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Capacità installata da fonti rinnovabili 4,1 3,0 2,2 1,1 37,0 di cui: fotovoltaico (inclusa potenza installata di storage) 71% 64% 54% eolico 29% 36% 46% La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 4,67 TWh riferita per 2,55 TWh all’ambito fotovoltaico e per 2,12 TWh all’eolico, con un aumento di 0,69 TWh rispetto al 2023. L’incremento della produzione rispetto all’anno precedente ha beneficiato dell’en- trata in esercizio di nuova capacità, principalmente per il contributo delle acquisizioni di asset in esercizio nonché per lo start-up di pro- getti organici. Al 31 dicembre 2024, la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 4,1 GW, in aumento di 1,1 GW rispetto al 31 dicembre 2023, principal- mente grazie allo sviluppo organico dei progetti principalmente negli Stati Uniti, Spagna, Regno Unito e Italia e alle acquisizioni effettuate in Spagna e in Germania, nonché all’acquisizione di due impianti fotovol- taici negli Stati Uniti con una capacità totale di 0,2 GW (quota Eni) il cui signing è avvenuto a fine 2024. Di seguito è dettagliata la capacità installata con breakdown per Pae- se e tecnologia: 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 accesso pub- blico ad alta potenza >100 KW, ha proseguito il piano di estensione della rete di punti di ricarica su tutto il territorio nazionale, raggiun- gendo al 31 dicembre 2024 oltre 21 mila punti 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 mobile. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 77 Refining e Chimica ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 78 24,21 mln ton lavorazioni di petrolio e semilavorati Ottenuta la FID per la conversione del sito di Livorno in bioraffineria 3,17 mln ton vendite di prodotti chimici (+2% vs. 2023) Lanciato piano di trasformazione della Chimica PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE 2024 2023 2022 TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) (a) (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 1,32 0,49 0,66 di cui: dipendenti 1,25 0,55 1,05 contrattisti 1,39 0,42 0,35 Dipendenti in servizio a fine periodo (numero) 10.060 10.449 9.770 di cui all'estero 2.501 2.747 2.693 Emissioni dirette di GHG (Scope 1) (a) (milioni di tonnellate di CO 2 eq.) 4,7 5,2 5,5 Refining Lavorazioni in conto proprio (milioni di tonnellate) 24,21 27,39 27,12 Grado di conversione del sistema di raffinazione tradizionale (%) 52 47 42 Tasso di utilizzo medio degli impianti di raffinazione tradizionale 78 77 79 Chimica Produzione di prodotti chimici (migliaia di tonnellate) 5.685 5.663 6.856 Vendite di prodotti chimici 3.169 3.117 3.752 Tasso di utilizzo medio degli impianti chimici (%) 50 51 59 (a) Gli indicatori fanno riferimento ai dati 100% degli asset operati, consolidati e non, con riferimento ai criteri di operatorship espressi negli standard per la Rendicontazione di Sostenibilità. I dati 2022 e 2023 sono coerentemente esposti. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 79 PERFORMANCE DELL’ANNO • Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza la- voro (1,32) evidenzia un peggioramento rispetto al 2023, a causa principalmente dell’evento occorso presso il deposito di Calenzano (Firenze). • Emissioni dirette di GHG (Scope 1) pari a 4,7 milioni di tonnellate di CO 2 eq. in riduzione rispetto al 2023 a seguito del calo nel business Raffinazione (fermate per riassetto impiantistico e manutenzione). • Lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio di 24,21 milioni di tonnellate in riduzione dell’11,6% rispetto al 2023, princi- palmente a seguito della modifica dell’assetto degli impianti presso la raffineria di Livorno. • Vendite di prodotti chimici di 3,17 milioni di tonnellate in aumento di circa il 2%, principalmente nel segmento degli intermedi. PROCESSO DI DECARBONIZZAZIONE DELLA RAFFINAZIONE TRADIZIONALE La raffinazione prosegue il processo di decarbonizzazione con la de- cisione finale di investimento per convertire l’impianto tradizionale di Livorno in una bioraffineria seguendo lo stesso modello di successo adottato a Gela e a Venezia. Lo start-up delle nuove linee di bioraffina- zione è atteso per il 2026 e il polo sarà trasferito a Enilive. Il progetto è in attesa di autorizzazioni ufficiali e include la costruzione di un’unità di pretrattamento di materie prime biogeniche, un impianto Ecofining™ e una struttura per la produzione di idrogeno dal gas naturale. PIANO DI TRASFORMAZIONE DELLA CHIMICA Eni ha presentato lo scorso ottobre il piano di trasformazione, decar- bonizzazione e rilancio del business della Chimica annunciato a mar- zo 2024. Il piano, con investimenti di circa €2 miliardi e una riduzione in termini di emissioni di circa 1 milione di tonnellate di CO 2 , circa il 40% delle emissioni di Versalis in Italia, prevede da una parte la ristrutturazione della chimica di base con la fermata degli impianti di cracking a Priolo e Brindisi e il forte ridimensionamento della produ- zione di polimeri con la fermata del polietilene di Ragusa, dall’altra la realizzazione di nuovi impianti industriali coerenti con la transizione energetica e la decarbonizzazione dei vari siti industriali, nell’ambito della chimica bio, circolare e di specialità ma anche della bioraffi- nazione e dell’accumulo di energia. Il piano, che sarà implementato entro il 2029, punta a investire nello sviluppo delle nuove piattaforme della chimica da fonti rinnovabili, circolare e per prodotti specializza- ti, i cui mercati sono in crescita e nei quali Versalis ha acquisito una posizione di leadership. Al termine del processo la trasformazione porterà un impatto positivo dal punto di vista occupazionale, contra- stando le conseguenze negative che la crisi strutturale e consolidata del settore della chimica di base a livello europeo avrebbe in questo ambito. INIZIATIVE DI ECONOMIA CIRCOLARE E CHIMICA DA FONTI RINNOVABILI Nell’ambito dello sviluppo di progetti di economia circolare, leva strategica fondamentale per il business della chimica Eni, Versa- lis ha avviato una collaborazione con Crocco (SpA SB), azienda innovativa nel settore dell’imballaggio flessibile, finalizzata alla pro- duzione di film per imballaggio alimentare realizzato con materia prima in parte proveniente dal riciclo di plastiche post consumo, con l’obiettivo di una produzione in serie destinata al mercato della grande distribuzione. Inoltre, insieme a Forever Plast è stato lanciato REFENCE TM , un’in- novativa gamma di polimeri da riciclo per imballaggi a contatto con gli alimenti. I nuovi prodotti, sviluppati grazie alla nuova tecnologia NEWER™, andranno ad arricchire il portafoglio Versalis Revive ® da riciclo meccanico. Per sviluppare un modello industriale di filiera sempre più sostenibi- le, Versalis ha firmato con Bridgestone e Gruppo BB&G un accordo finalizzato alla trasformazione degli pneumatici a fine uso (PFU) in nuovi pneumatici, contribuendo alla creazione di un ciclo produttivo circolare e sostenibile. Infine, a testimonianza del continuo impegno di Versalis nella rea- lizzazione di soluzioni innovative e sempre più sostenibili, è stato lanciato ReUp, il nuovo brand nel settore dell’arredamento e dell’ho- me decor per la produzione e la commercializzazione di soluzioni in plastica ottenuta in tutto o in parte da fonti rinnovabili o da riciclo. In linea con la strategia volta a rafforzare la quota di mercato nei segmenti ad alto valore aggiunto, Versalis ha perfezionato l’acquisi- zione del 100% di Tecnofilm S.p.A., azienda specializzata nel settore compounding. A gennaio 2025, Versalis ha sottoscritto una partnership strategica con Lummus Technology, azienda specializzata nell’ambito di pro- cessi tecnologici e soluzioni innovative per l’energia, per il licensing di tecnologie nella catena del fenolo. Con questa nuova partnership, Lummus e Versalis mirano a sviluppare soluzioni tecnologiche più sostenibili e massimizzare l’efficienza, contribuendo a soddisfare le esigenze in evoluzione di produttività, efficienza energetica e obiettivi di sostenibilità dei clienti. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 80 REFINING APPROVVIGIONAMENTO E COMMERCIALIZZAZIONE Nel 2024 sono state acquistate, per le raffinerie approvvigionate direttamente da Eni, 16,22 milioni di tonnellate di petrolio (19,08 milioni di tonnellate nel 2023) di cui 5,06 milioni di tonnellate dal settore Exploration & Production, 9,77 milioni di tonnellate sul mer- cato spot e 1,39 milioni di tonnellate dai Paesi produttori con con- tratti a termine. La ripartizione degli acquisti per area geografica è la seguente: 31% dall’Asia Centrale, 21% dall’Africa Settentrionale, 9% dal Medio Oriente, 9% dall’Italia, 6% dal Mare del Nord, 5% dall’A- frica Occidentale, e 19% da altre aree. ACQUISTI (milioni di tonnellate) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Greggi equity 5,06 4,57 5,02 0,5 10,7 Altri greggi 11,16 14,51 14,13 (3,4) (23,1) Totale acquisti di greggi 16,22 19,08 19,15 (2,9) (15,0) Acquisti di semilavorati 0,03 0,21 0,07 (0,2) (85,7) Acquisti di prodotti 9,48 6,23 7,13 3,3 52,2 TOTALE ACQUISTI 25,73 25,52 26,35 0,2 0,8 Consumi per produzione di energia elettrica (0,25) (0,32) (0,31) 0,1 21,9 Altre variazioni (a) (0,32) (1,47) (1,46) 1,2 78,2 TOTALE DISPONIBILITÀ 25,16 23,73 24,58 1,4 6,0 (a) Include le variazioni delle scorte, i cali di trasporto, i consumi e le perdite. LAVORAZIONI DI PRODOTTI PETROLIFERI (milioni di tonnellate) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Italia 13,76 16,88 16,12 (3,12) (18,5) di cui: Lavorazioni sulle raffinerie di proprietà 10,58 13,31 13,25 (2,73) (20,5) Lavorazioni in conto terzi (1,50) (1,32) (1,70) (0,18) (13,6) Lavorazioni sulle raffinerie di terzi 4,68 4,89 4,57 (0,21) (4,3) Estero (a) 10,45 10,51 11,00 (0,06) (0,6) LAVORAZIONI TOTALI IN CONTO PROPRIO 24,21 27,39 27,12 (3,18) (11,6) (a) I risultati delle attività di raffinazione in Germania sono riportati nel business Enilive. RAFFINAZIONE Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio nel 2024 am- montano a 24,21 milioni di tonnellate, registrano una riduzione dell’11,6% rispetto al 2023 a seguito delle minori lavorazioni in particolare presso le raffinerie di Livorno per nuovo assetto produttivo e Sannazzaro a causa delle maggiori fermate rispetto al periodo di confronto. Il tasso di utilizzo degli impianti, rapporto tra le lavorazioni e la capa- cità bilanciata, è pari al 78%. Il 31% del petrolio lavorato è di produzione Eni, in riduzione rispetto al 2023 (24,4%). RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 81 CHIMICA Le vendite di 3.169 mila tonnellate sono in lieve aumento rispet- to al 2023 (+52 mila tonnellate, pari al +1,7%). In particolare, le principali variazioni sono state registrate negli Intermedi (olefine, aromatici e derivati del fenolo) +4,2% e nei polimeri (polietilene, stirenici ed elastomeri) -7%. Nel business compounding le ven- dite sono state pari a 64 mila tonnellate, in diminuzione del 4,5% rispetto al 2023. Vendite in calo anche nel business oilfield, pari a 14 mila tonnellate (-33,3%). Nuovi volumi di vendita derivano dalle società del gruppo Novamont e Matrica (consolidate da ottobre 2023), per 88 mila tonnellate. I prezzi medi unitari nel business intermedi sono diminuiti com- plessivamente dell’1,9% rispetto al 2023, principalmente nel busi- ness olefine (calo del 3%) e dei derivati (calo dello 0,7%). Si regi- stra un decremento dell’1,1% rispetto al 2023 anche nel business polimeri. Le produzioni di 5.685 mila tonnellate (+22 mila tonnellate rispetto al 2023) risentono delle minori produzioni di intermedi (-26 mila ton- nellate), in particolare aromatici e derivati. I decrementi produttivi del 2024 sugli impianti sono stati registrati presso i siti di Priolo (-195 mila tonnellate) e Mantova (-85 mila tonnellate), in miglioramento invece Dunkerque (+285 mila tonnellate). Il tasso di utilizzo medio degli impianti, calcolato sulla capacità nomi- nale, è risultato pari al 50,4%, in riduzione rispetto al valore registrato nel 2023 (51,4%). ANDAMENTO PER BUSINESS Intermedi Nel 2024 i ricavi degli intermedi (€1.530 milioni) sono aumentati del 2,2% (+33 milioni rispetto al 2023). Si registra un aumento nei volumi di vendita (69 mila tonnellate) del 4,2% rispetto al 2023. In particolare, migliorano le vendite di olefine (+14,6%), mentre peggiorano gli aromatici (-17,2%) e i derivati (-5,6%). I prezzi medi unitari di vendita sono diminuiti complessivamente dell’1,9%, in particolare nelle olefine (-3,0%) e nei derivati (-0,7%). Le produzioni di intermedi (3.851 mila tonnellate) sono diminuite dello 0,7% rispetto al 2023 principalmente negli aromatici (-17,8%) e nei derivati (-9,4%). (migliaia di tonnellate) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Intermedi 3.851 3.877 4.897 (26) (0,7) Polimeri 1.559 1.658 1.873 (99) (6,0) Biochem 206 57 5 149 .. Moulding & Compounding 69 71 81 (2) (2,8) Totale produzioni 5.685 5.663 6.856 22 0,4 Consumi e perdite (3.106) (3.247) (3.923) 141 4,3 Acquisti e variazioni rimanenze 590 701 819 (111) (15,8) Totale disponibilità 3.169 3.117 3.752 52 1,7 Intermedi 1.720 1.651 2.158 69 4,2 Polimeri 1.255 1.350 1.494 (95) (7,0) Oilfield chemicals 14 21 21 (7) (33,3) Biochem 116 28 3 88 .. Moulding & Compounding 64 67 76 (3) (4,5) Totale vendite 3.169 3.117 3.752 52 1,7 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 82 Polimeri I ricavi dei polimeri (€1.976 milioni) sono diminuiti dell’8,2% rispetto al 2023 (-€176 milioni); l’effetto negativo è dovuto ad una riduzione dei vo- lumi di vendita (-95 mila tonnellate) e dei prezzi medi di vendita dell’1,1%. Il decremento dei volumi venduti del business polietilene (-3,5%) è avvenuto per effetto della riduzione di volumi venduti LLDPE (-13,4%) e di HDPE (-17,4%), mentre risultano in controtendenza i volumi di EVA (+23,4%). Per quanto riguarda gli elastomeri si è registrato un decremento delle vendite di lattici (-24,7%), EPR/EPDM (-11,4%) e BR (-1,9%), mentre sono risultate in aumento le vendite di gomme NBR (+2,6%) e SBR (+10,1%). I prezzi medi di vendita sono aumentati dell’1,3%. Il decremento dei volumi venduti degli stirenici, dovuto alla riduzione della domanda generalizzata, ha riguardato in parti- colare i prodotti GPPS (-5,1%) e HIPS (-23,5%). Le produzioni di polimeri (1.559 mila tonnellate) sono diminuite del 6% rispetto al 2023, per le minori produzioni di stirenici (-10,3%), elastomeri (-9,2%) e polietilene (-0,8%). Oilfield chemicals, Biochem e Moulding & Compounding I ricavi del business Oilfield nel 2024 sono diminuiti del 19,2% (€19 milioni) rispetto al 2023, a causa della riduzione dei volumi di vendita pari al 33,3%. I ricavi del business Biochem nel 2024, pari a €316 milioni, sono significativamente aumentati rispetto al 2023 (€233 milioni) grazie all’inclusione del gruppo Novamont nell’area di consolidamento a partire dal 1° ottobre 2023. I rica- vi del business Moulding & Compounding sono diminuiti dell’8% (€22 milioni) rispetto al 2023, per effetto del decremento dei volu- mi di vendita pari al 4,5%. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 83 Attività ambientali ~1,9 mln ton totale rifiuti gestiti 9,3 mln mc acque riutilizzate per uso industriale e ambientale Oltre 36 mln mc quantità di acque trattate Eni Rewind global contractor Eni presente in oltre 100 siti di interesse regionale e nazionale ~77% rifiuti recuperati sul totale rifiuti recuperabili ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 84 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 e 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 valorizzazio- ne e riutilizzo delle risorse (suoli, acque, rifiuti), rendendole disponi- bili per nuove opportunità di sviluppo. 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 riutilizzo delle aree bonificate, consentendo il recupero ambienta- le 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, consolidando il suo ruolo di global contractor per tutte le realtà Eni. Tra i principali progetti di bonifica presso i siti di proprietà, si segnalano in particolare gli interventi presso: Assemini, Avenza, Brindisi, Crotone, Gela, Porto Marghera, Porto Torres e Priolo. Di particolare importanza, nel 2024, nell’ambito delle attività di bonifica suoli del sito di Porto Torres, in area “Minciaredda”, Eni Rewind ha proseguito le attività di bonifica dei suoli avvalendosi della piattaforma ambientale che nel corso del 2024 ha incremen- tato i quantitativi trattati (245 mgl ton rispetto ai 179 mgl ton dello scorso anno). Dopo l’acquisizione del 100% delle quote della partecipata Proget- to Nuraghe Srl, responsabile della gestione operativa della piatta- forma, a giugno la società è stata fusa per incorporazione in Eni Rewind. Nel sito di Brindisi, è stata ottenuta la certificazione di collaudo del- le aree di Micorosa a seguito del completamento degli interventi di confinamento fisico sinergici a quelli realizzati dal Comune. Inoltre, sono in fase conclusiva le attività di rimozione del cumulo antropi- co nell’area denominata “Oasi Protetta” e siamo in attesa di ricevere il certificato di avvenuta bonifica per le aree esterne. Nel sito di Pieve Vergonte, nell’ambito delle attività di deviazione del torrente Marmazza, a valle del completamento degli iter locali per l’ottenimento delle autorizzazioni di secondo livello, a settem- bre 2024 è stata approvata la Variante del Progetto Operativo di Bonifica (POB) \- Fase 1 da parte del MASE. Per il sito di Crotone, ad agosto 2024, il MASE ha emesso il De- creto di approvazione dello stralcio al POB Fase II, che autorizza la bonifica delle aree ex Pertusola (discarica e aree interne) ed ex Agricoltura tramite scavo e smaltimento dei terreni contaminati richiedendo alla Regione – tra l’altro – di modificare il PAUR del 2019 con la rimozione del vincolo che vieta l’utilizzo di discariche regionali. Gli Enti locali hanno richiesto l’annullamento del Decreto del MASE al TAR che ha fissato l’udienza di merito per il 19 feb- braio 2025. Nelle more dell’eventuale modifica del PAUR, il MASE ha autorizzato l’utilizzo del deposito D15 come temporaneo (non soggetto al vincolo PAUR) per consentire l’avvio degli scavi, ma il 14 e 15 gennaio la Regione, seguita dal Comune e dalla Provin- cia con analoghi atti, hanno presentato esposti diffidando sia Eni Rewind che Sovreco a finalizzare il contratto per il conferimento dei rifiuti pericolosi nella discarica di Crotone, impedendo l’avvio degli scavi che era stato pianificato per il 20 gennaio. WATER & WASTE MANAGEMENT Eni Rewind gestisce il trattamento delle acque finalizzato all’at- tività di bonifica nei siti Eni e di sua proprietà, attraverso un sistema integrato di intercettazione dell’acquifero e di convo- gliamento delle acque di falda ad impianti di trattamento per la loro depurazione. Il progetto di automazione e digitalizzazione degli impianti di trattamento è proseguito nel 2024 nell’ambi- to 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 dri- ver del progetto consistono nell’adozione di modelli operativi ottimizzati per la gestione degli impianti, già operativi 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 manu- tentivo, che ha visto l’adozione di appositi software di gestione della manutenzione. Attualmente sono operativi e gestiti 42 impianti di trattamento acque in Italia, con circa 36,5 milioni di metri cubi di acqua trat- RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 85 tata nel 2024, in leggero aumento rispetto all’anno precedente. A dicembre 2024 sono stati riutilizzati 9,3 milioni di metri cubi di acque dopo trattamento, in leggero aumento rispetto al 2023 per effetto dei maggiori volumi emunti per maggiore piovosità e di maggior ritiro di acque per usi industriali. Eni Rewind si conferma centro di competenza Eni per la gestio- ne dei rifiuti provenienti sia dalle proprie attività di risanamento e bonifica che dai siti di produzione Eni per cui effettua un servizio specialistico di “waste management service”. Eni Rewind ha gestito complessivamente nel 2024 circa 1,9 mi- lioni di tonnellate di rifiuti, in aumento rispetto al 2023, avviando gli stessi a recupero o smaltimento presso impianti esterni. La differenza è ascrivibile all’aumento di rifiuti liquidi, gestiti a smalti- mento presso impianti esterni, prodotti dal business raffinazione Eni per le attività di messa in sicurezza d’emergenza (MISE) del sito di Sannazzaro e dei terreni prodotti a Livorno, per le attività preparatorie alla costruzione della Bioraffineria. L’indice di recupero (rapporto rifiuti recuperati/recuperabili) è sta- to pari al 76,3% in lieve aumento rispetto al 2023 (75%), per effetto delle caratteristiche analitiche e granulometriche riscontrate nei rifiuti gestiti in sede di caratterizzazione, che ha permesso di mas- simizzare l’avvio a recupero dei rifiuti. I rifiuti pericolosi ammon- tano al 27% del totale. Rispetto al complessivo dei volumi gestiti da Eni Rewind nel 2024, la parte relativa ai clienti Eni attualmente costituisce circa l’80% del totale. CERTIFICAZIONI Eni Rewind persegue standard qualitativi elevati come dimostrato dal mantenimento di un Sistema di Gestione Integrato HSEQ cer- tificato per i requisiti della ISO 14001:2015 (Sistema di Gestione Ambientale), IS0 45001:2018 (Sistema di Gestione per la Salute e Sicurezza dei lavoratori) e ISO 9001:2015 (Sistema di Gestione per la Qualità). La certificazione è estesa anche ai servizi erogati da Eni Rewind nei siti di Eni e società di Eni. Nel corso del 2024, la società, con l’obiettivo di cogliere ulteriori opportunità d’espansione di mercato in ambito pubblico e/o pri- vato pubblicistico ha acquisito la certificazione per l’esecuzione dei lavori ricadenti nella Categoria SOA OS-23 in Classifica VIII \- illimitata, relativa alla demolizione di opere, che incrementa le categorie già ottenute con la medesima classifica per l’OG-12, relativa a opere ed impianti di bonifica e protezione ambientale, per l’OS-14, relativa a impianti di smaltimento e recupero rifiuti e per l’OS-22, relativa a impianti di potabilizzazione e depurazione. INIZIATIVE NON-CAPTIVE Nel corso del 2024 è proseguita l’attività di consolidamento ed ampliamento del portafoglio di ordini da committenti non captive con particolare riferimento agli accordi esecutivi sottoscritti con un operatore italiano. Relativamente al contratto con Kuwait Raffinazione e Chimica SpA siglato nel 2023, Eni Rewind, in Raggruppamento Temporaneo di Imprese (RTI) con le società Greenthesis e SIRAI, si è aggiudicata i lavori per la bonifica dell’area dell’ex stabilimento di Napoli (Aree Ex-raffineria, Ex Chimica e Via Del Pezzo). Nel 2024, oltre alla con- clusione della progettazione esecutiva, sono state concluse le atti- vità di campo propedeutiche all’esecuzione degli interventi, e sono proseguite le attività di debombing e rimozione amianto e sono sta- te avviate le attività di scavo, trattamento dei terreni con trattamen- to Land Farming, per la realizzazione delle platee per il deposito dei materiali e la realizzazione dell’impianto di desorbimento termico. Tra maggio e giugno sono stati sottoscritti i contratti tra Invitalia e l’RTI, dove Eni Rewind è mandante, per svolgere le attività di pro- gettazione, analisi ambientale e fornitura, installazione e gestione dell’impianto di desorbimento termico utilizzato per la bonifica dei terreni previsto dai Lotti I e II di Bagnoli. Ad agosto è stata pubblicata la graduatoria che vede primo classi- ficato l’RTI, in cui Eni Rewind partecipa in qualità di mandante per attività di analisi ambientale, posa di diaframma fisico e realizza- zione capping, nell’ambito della gara bandita da Sogesid relativa alla Messa in Sicurezza Preventiva e riqualificazione dell’area ex Yard Belleli ubicata all’interno del porto di Taranto. Nel mese di ottobre è stato inoltre sottoscritto l’atto di costituzione dell’RTI. Ad ottobre si è conclusa la fase tecnica del dialogo competitivo con Acque Novara VCO per la realizzazione e gestione a Trecate (NO) di un impianto di termovalorizzazione dei fanghi provenienti dalla depurazione delle acque reflue dei gestori dell’ATO 1 e dell’A- TO 2 della regione Piemonte. La Società è tuttora in attesa dei ri- ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 86 scontri da parte della Stazione Appaltante e dell’avvio della nuova fase di negoziazione. Eni Rewind opererà, in qualità di mandante di un RTI, come co-gestore in fase operativa. Nel mese di novembre è stato sottoscritto tra Eni Rewind e Roma Capitale un contratto per attività ambientali su un’ex area industria- le (Stabilimento Mira Lanza) situata in prossimità del fiume Tevere. Il progetto prevede l’integrazione al piano di caratterizzazione, l’e- secuzione delle attività di indagine e analisi chimica ambientale, l’aggiornamento dell’analisi di Rischio e la redazione del Progetto Operativo di Bonifica. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 87 Commento ai risultati economico-finanziari Criteri di redazione Dal 1° ottobre 2024, il management ha definito una nuova organizza- zione del Gruppo costituita da tre raggruppamenti di business: • Chief Transition & Financial Officer con la responsabilità di valoriz- zare i business legati alla transizione; • Global Natural Resources con la responsabilità di massimizzare i margini lungo l’intera catena del valore oil & gas facendo leva sul portafoglio di asset e l’eccellenza operativa; • Industrial Transformation con la responsabilità di completare la ristrut- turazione e la trasformazione della chimica e dei business downstream. Sulla base delle attribuzioni delle responsabilità di profitto, la seg- ment information di Gruppo è stata così ridefinita: • Exploration & Production, che integra i risultati delle attività di com- mercializzazione di petrolio e prodotti petroliferi, al fine di sviluppare sinergie e catturare i margini lungo tutta la catena del valore; • Global Gas & LNG Portfolio aggregato con il Power, in considerazio- ne del fatto che le attività di generazione di energia elettrica sono accessorie alle attività di fornitura e trading di gas; • Enilive e Plenitude, entrambe impegnate nella transizione energetica, condividendo una strategia comune di crescita e creazione di valore, che fa leva sulle opportunità di cross-selling nel settore retail; • Refining e Chimica, focalizzato sulla ristrutturazione e la trasfor- mazione industriale del settore della chimica e del downstream oil; • Corporate e altre attività, impegnate nelle attività di supporto alle imprese, servizi ambientali e nelle attività in fase di sviluppo della CCS e dell’agribusiness. Di seguito è riportata la nuova segment information relativa all’utile operativo adjusted per i periodi comparativi 2023 e 2022 riesposti: 2022 2023 (€ milioni) Pubblicato Riesposto Pubblicato Riesposto Utile (perdita) operativo adjusted 20.386 20.386 13.805 13.805 di cui: E&P 16.469 16.631 9.934 10.124 GGP 2.063 3.247 Enilive, Refining e Chimica 1.929 555 \- Enilive 672 728 \- Refining 1.511 441 \- Chimica (254) (614) Plenitude & Power 615 681 \- Plenitude 345 515 \- Power 270 166 GGP & Power 2.333 3.413 \- GGP 2.063 3.247 \- Power 270 166 Enilive e Plenitude 1.473 1.257 \- Enilive 1.128 742 \- Plenitude 345 515 Refining e Chimica 645 (362) \- Refining 899 252 \- Chimica (254) (614) Corporate ed altre attività (680) (686) (651) (666) Effetto eliminazione utili interni (10) (10) 39 39 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 88 Performance dell’anno I risultati del 2024 sono stati conseguiti in un contesto caratterizzato da volatilità e debolezza delle quotazioni delle principali commodities: il Brent si è attestato in media a 81 $/barile (83 $/barile nel 2023) in un contesto di sostanziale equilibrio tra domanda e offerta. La doman- da mondiale di petrolio è aumentata in maniera moderata, stabilendo comunque un nuovo record storico, grazie alla tenuta dell’economia americana e alla crescita di alcuni Paesi in via di sviluppo, quali l’India, i cui effetti sono stati parzialmente attenuati dal rallentamento dell’eco- nomia europea e da una crescita più moderata dell’economia cinese. Il mercato globale del gas ha risentito della fase di rallentamento economico e dell’oversupply; la stagione invernale 2024-2025 ha evi- denziato segnali di tensione sull’offerta. Nel 2024 le quotazioni del gas naturale presso gli hub europei hanno registrato un valore medio di circa 35 €/MWh (-15% vs. 2023). Il margine di raffinazione (SERM) si è progressivamente indebolito attestandosi al valore medio di circa 5,1 $/barile, circa il 40% in meno rispetto al 2023, a causa dell’ingresso di nuova capacità in Medio Oriente, Africa e Asia con l’avvio di impianti di dimensioni mega, mol- to più competitivi delle raffinerie europee, e della debole domanda di gasolio/diesel per effetto della recessione manifatturiera in Europa e della crisi del settore costruzioni in Cina, nonché della stagnante “driving season” che hanno pesato sui crack spread dei prodotti. Il business della Chimica ha risentito di un contesto contraddistinto da eccesso di capacità, pressione competitiva da parte di produttori che beneficiano di economie di scala e altri vantaggi di costo (Cina, Medio Oriente e Stati Uniti), accentuarsi dei fattori di strutturale de- bolezza della chimica europea legati agli elevati costi energetici e alle obbligazioni ambientali, nonché dell’evoluzione delle preferenze dei consumatori in relazione alle tematiche di sostenibilità. Il downturn del settore chimico europeo iniziato nel 2023 è proseguito per l’intero 2024, aggravato dalla stagnazione economica dell’Eurozona e dalla caduta della produzione industriale. (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Ricavi della gestione caratteristica 88.797 93.717 132.512 (4.920) (5,2) Altri ricavi e proventi 2.417 1.099 1.175 1.318 .. Costi operativi (74.544) (77.221) (105.497) 2.677 3,5 Altri proventi e oneri operativi (352) 478 (1.736) (830) .. Ammortamenti (7.600) (7.479) (7.205) (121) (1,6) Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali e di diritti di utilizzo beni in leasing (2.900) (1.802) (1.140) (1.098) (60,9) Radiazioni (580) (535) (599) (45) (8,4) Utile (perdita) operativo 5.238 8.257 17.510 (3.019) (36,6) Proventi (oneri) finanziari (599) (473) (925) (126) (26,6) Proventi (oneri) netti su partecipazioni 1.850 2.444 5.464 (594) (24,3) Utile (perdita) prima delle imposte 6.489 10.228 22.049 (3.739) (36,6) Imposte sul reddito (3.725) (5.368) (8.088) 1.643 30,6 Tax rate (%) 57,4 52,5 36,7 Utile (perdita) netto 2.764 4.860 13.961 (2.096) (43,1) di competenza: \- azionisti Eni 2.624 4.771 13.887 (2.147) (45,0) \- interessenze di terzi 140 89 74 51 57,3 CONTO ECONOMICO RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 89 2024 2023 2022 Var. % Prezzo medio del greggio Brent dated (a) 80,76 82,62 101,19 (2,2) Cambio medio EUR/USD (b) 1,082 1,081 1,053 0,1 Prezzo medio in euro del greggio Brent dated 74,64 76,43 96,09 (2,3) Standard Eni Refining Margin (SERM) (b) 5,1 8,1 8,1 (36,9) PSV (d) 36 42 122 (14,0) TTF (d) 34 41 121 (15,5) (a) In USD per barile. Fonte: Platt’s Oilgram. (b) Fonte: BCE. (c) In USD per barile. Fonte: elaborazioni Eni. Dal 1° gennaio 2024 il margine indicatore è calcolato con una metodologia aggiornata che riflette il nuovo assetto industriale, legato essenzialmente alla trasformazione del sito di Livorno e alle azioni di ottimizzazioni delle utilities, nonché le dinamiche evolutive del mercato dei greggi, incorporando una selezione sia ad alto che a basso tenore di zolfo. (d) In €/MWh. L’ utile netto di competenza degli azionisti Eni per l’esercizio 2024 è stato di €2.624 milioni, in riduzione di circa €2 miliardi rispetto all’eser- cizio 2023 che riflette la contrazione del 37% dell’utile operativo, prin- cipalmente per il minore contributo del segmento E&P, impattato dalla flessione delle quotazioni del marker Brent e del gas naturale in tutte le aree geografiche, per la flessione nel settore GGP e Power che nel 2023 beneficiava delle condizioni di mercato particolarmente favore- voli e dei proventi una tantum da rinegoziazioni contrattuali e dell’esito favorevole di una procedura arbitrale; nonché l’ulteriore fase di declino nei business downstream per effetto della debole domanda e pressio- ne competitiva in un contesto di eccesso di offerta. Tali fattori negativi sono stati parzialmente compensati dalla performance nel settore Eni- live e Plenitude nonostante il contesto di mercato sfidante. Di seguito si riporta l’analisi dell’utile operativo per settore di attività: (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Exploration & Production 6.715 8.693 16.158 (1.978) (22,8) Global Gas & LNG Portfolio e Power (909) 2.626 4.231 (3.535) .. Enilive e Plenitude 1.589 (74) (450) 1.663 .. Refining e Chimica (1.681) (2.121) (606) 440 20,7 Corporate e altre attività (371) (948) (1.961) 577 60,9 Effetto eliminazione utili interni (105) 81 138 (186) .. Utile (perdita) operativo 5.238 8.257 17.510 (3.019) (36,6) Risultati adjusted e composizione degli special item 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. Il principale indicatore di redditività gestionale, l’utile operativo ret- tificato su base proforma (cioè includendo il contributo in quota Eni delle principali joint venture/collegate), ha registrato un valore di €14,3 miliardi con una flessione di circa il 20% rispetto al 2023 (-€3,5 miliardi) imputabile per circa €5 miliardi al negativo anda- mento delle variabili esogene, quali prezzi e margini delle commodi- ty energetiche, in particolare i prezzi del gas, i margini di raffinazio- (€ miliardi) 2024 2023 Var. ass. di cui Prezzi/ Scenario Volumi mix. Costi e altri effetti Utile operativo proforma adjusted 14,3 17,8 (3,5) (5,0) 1,0 0,5 ne, i margini di prodotti chimici, i biocarburanti e in leggera misura il petrolio Brent, nonché agli effetti una tantum di GGP nel 2023\. L’andamento dei prezzi riflette il generale rallentamento della cresci- ta economica nel 2024 caratterizzato dalla debolezza del comparto manifatturiero europeo, dalla cauta ripresa dell’economia cinese e dalla pressione competitiva. Tali negativi sviluppi sono stati parzial- mente compensati dall’aumento dei volumi di energia prodotta sia nei business della transizione (energia rinnovabile, biocarburanti, servizi avanzati) sia nei business tradizionali (produzioni di petrolio e gas) per soddisfare la richiesta di mercato, nonché dai risparmi sui costi (con un beneficio complessivo di €1,5 miliardi). ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 90 (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Utile (perdita) operativo 5.238 8.257 17.510 (3.019) (36,6) Eliminazione (utile) perdita di magazzino 434 562 (564) Esclusione special item 4.676 4.986 3.440 Utile (perdita) operativo adjusted 10.348 13.805 20.386 (3.457) (25,0) Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti 3.974 4.004 4.947 Utile operativo proforma adjusted 14.322 17.809 25.333 (3.487) (19,6) Dettaglio per settore di attività: Exploration & Production 13.022 13.538 21.062 (516) (3,8) Global Gas & LNG Portfolio e Power 1.274 3.599 2.333 (2.325) (64,6) Enilive e Plenitude 1.143 1.253 1.473 (110) (8,8) Refining e Chimica (713) 46 1.161 (759) .. Corporate e altre attività (526) (666) (686) 140 21,0 Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato 122 39 (10) 83 Utile (perdita) ante imposte adjusted 11.125 15.108 21.964 (3.983) (26,4) Utile (perdita) netto adjusted 5.333 8.400 13.356 (3.067) (36,5) Utile (perdita) netto 2.764 4.860 13.961 (2.096) (43,1) Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 2.624 4.771 13.887 (2.147) (45,0) Eliminazione (utile) perdita di magazzino 308 402 (401) Esclusione special item 2.325 3.149 (185) Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 5.257 8.322 13.301 (3.065) (36,8) Maggiori dettagli sull’andamento dell’utile operativo adjusted per settore sono riportati nel paragrafo “Risultati per settore di attività”. Nell’esercizio 2024 il Gruppo ha conseguito l’utile netto adjusted di €5.257 milioni, in riduzione di €3.065 milioni rispetto all’anno 2023, che riflette il trend dell’utile operativo adjusted, il minor con- tributo delle JV e associate valutate all’equity, nonché l’incremen- to del tax rate adjusted per effetto della maggiore incidenza sul risultato ante imposte consolidato dei Paesi esteri in cui opera l’upstream caratterizzati da tax rate significativi, mentre è diminu- ito il contributo all’utile ante imposte di Gruppo degli altri settori operanti in giurisdizioni OCSE con tax rate più contenuti. Dettaglio degli special item L’utile netto adjusted comprende special item costituiti da oneri netti di €2.325 milioni, relativi principalmente alle seguenti poste valutative: • la componente valutativa dei derivati su commodity stipulati a sco- po di copertura ma privi dei requisiti per l’hedge accounting o ven- dite a termine di gas di portafoglio per le quali non è applicabile la own use exemption (onere netto di €1.056 milioni); • svalutazioni di asset industriali dell’upstream (circa €1.900 milioni) relativi principalmente a write-down di proprietà in Alaska cedute, il cui valore è stato allineato al fair value, e in Congo a seguito della revisione del profilo delle riserve e successivamente allineamento al fair value, nell’ambito di un’analisi del portafoglio con revisione delle priorità di spesa diminuendo l’impegno nelle future fasi di svi- luppo di asset marginali e maggiore focus sui progetti “core”; • write-off di progetti esplorativi in considerazione dell’accresciuto rischio geopolitico; • altre svalutazioni hanno riguardato asset in Turkmenistan e Ita- lia per revisione riserve (circa €300 milioni); • write-off degli investimenti di mantenimento e asset integrity re- lativi a CGU con flussi di cassa attesi negativi principalmente nel business Refining (€292 milioni) e Chimica (€163 milioni); • oneri ambientali di €31 milioni riferiti principalmente all’accantona mento di costi per l’avanzamento delle attività di bonifi ca e decomissioning di alcuni siti industriali e strutture ausiliarie al netto dell’accordo con un operatore italiano per la ripartizione su base paritaria dei costi ambientali sostenuti pres- so alcuni siti italiani e presso i quali successivamente sono state condotte attività di bonifica e stanziati dei fondi interamente da parte Eni; • 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 pre- lievi (provento di €159 milioni); • oneri per incentivazione all’esodo del personale dipendente (€73 milioni); • il provento relativo alla cessione di alcuni asset upstream e all’o- perazione di business combination con Ithaca Energy (per com- plessivi circa €490 milioni) nonché alla vendita della quota del 10% della partecipazione di Eni in Saipem (€166 milioni). Di seguito il break-down dell’utile operativo proforma adjusted per settore. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 91 (€ milioni) 2024 2023 2022 Special item dell'utile (perdita) operativo 4.676 4.986 3.440 \- svalutazioni (riprese di valore) nette 2.900 1.802 1.140 \- radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti 140 2 \- oneri ambientali 31 648 2.056 \- plusvalenze nette su cessione di asset (38) (11) (41) \- accantonamenti a fondo rischi 44 39 87 \- oneri per incentivazione all'esodo 73 158 202 \- derivati su commodity 1.056 1.255 (389) \- differenze e derivati su cambi 258 (16) 149 \- altro 212 1.111 234 Oneri (proventi) finanziari (155) 30 (127) di cui: \- riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell'utile (perdita) operativo (258) 16 (149) Oneri (proventi) su partecipazioni (319) (698) (2.834) di cui: \- Operazione SeaCorridor (834) \- plusvalenza vendita quota 10% in Saipem (166) \- plusvalenza netta cessione asset upstream (373) \- plusvalenza cessione Vår Energi (448) \- plusvalenza Azule (2.542) Imposte sul reddito (1.941) (1.180) (683) Totale special item dell'utile (perdita) netto 2.261 3.138 (204) di competenza: \- interessenze di terzi (64) (11) (19) \- azionisti Eni 2.325 3.149 (185) ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 92 I ricavi della gestione caratteristica conseguiti nel 2024 (€88.797 milioni) sono diminuiti di €4.920 milioni rispetto al 2023 (-5%) per effetto della flessione dei prezzi delle commodity energetiche, par- zialmente assorbita dai maggiori volumi. Tale trend riflette gli effetti indotti dalla flessione del prezzo del petrolio (il Brent in riduzione da 83 $/barile nel 2023 a 81 $/barile nel 2024, -2%) e dei prezzi spot del gas in Italia e in Europa in calo di circa il 15%; nonché nel business refining della flessione del prezzo dei prodotti petroliferi impattati ne- gativamente dalla debole domanda, dall’eccesso di capacità e dalla I costi operativi sostenuti nel 2024 (€74.544 milioni) sono diminuiti di €2.677 milioni rispetto al 2023, pari al 3,5%. Gli acquisti, prestazio- ni di servizi e costi diversi (€71.114 milioni) sono diminuiti del 3,7% principalmente per effetto della riduzione del costo degli idrocarburi pressione competitiva esercitata da produzioni estere e dall’effetto delle minori quantità lavorate/disponibilità di prodotto. Gli altri ricavi e proventi di €2.417 milioni sono in aumento rispetto al 2023 e includono: (i) €1.048 milioni relativi all’accordo con un ope- ratore italiano sulla ripartizione degli oneri ambientali, che riconosce a Eni un rimborso di costi pregressi e dei costi futuri già stanziati nei fondi ambientali e (ii) €194 milioni relativi al recupero della quota dei costi del diritto di utilizzo dei beni in leasing di competenza dei part- ner delle joint operation non incorporate operate da Eni. approvvigionati (gas da contratti long-term e cariche petrolifere e pe- trolchimiche). Il costo lavoro (€3.262 milioni) è in aumento rispetto al 2023 (€126 milioni, pari al 4%) principalmente per incremento dell’oc- cupazione media, anche a seguito dell’acquisizione di nuove società. ANALISI DELLE VOCI DEL CONTO ECONOMICO RICAVI (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Exploration & Production 54.440 55.773 61.834 (1.333) (2,4) Global Gas & LNG Portfolio e Power 18.876 24.168 58.119 (5.292) (21,9) \- Global Gas & LNG Portfolio 15.302 20.139 48.586 (4.837) (24,0) \- Power 3.574 4.029 9.533 (455) 11,3 \- Elisioni 0 0 0 Enilive e Plenitude 31.301 32.877 39.942 (1.576) (4,8) \- Enilive 21.139 21.780 26.479 (641) (2,9) \- Plenitude 10.179 11.102 13.497 (923) (8,3) \- Elisioni (17) (5) (34) Refining e Chimica 21.210 23.061 26.633 (1.851) (8,0) \- Refining 17.135 18.989 20.616 (1.854) (9,8) \- Chimica 4.266 4.236 6.215 30 0,7 \- Elisioni (191) (164) (198) Corporate e altre attività 1.905 1.830 1.785 75 4,1 Elisioni di consolidamento (38.935) (43.992) (55.801) 5.057 Ricavi della gestione caratteristica 88.797 93.717 132.512 (4.920) (5,2) Altri ricavi e proventi 2.417 1.099 1.175 1.318 .. Totale ricavi 91.214 94.816 133.687 (3.602) (3,8) COSTI OPERATIVI (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi 71.114 73.836 102.529 2.722 (3,7) Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti 168 249 (47) (81) (32,5) Costo lavoro 3.262 3.136 3.015 126 4,0 74.544 77.221 105.497 (2.677) (3,5) RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 93 Gli ammortamenti (€7.600 milioni) sono aumentati di €121 milio- ni rispetto al 2023 (+1,6%) principalmente nel settore Exploration & Production per effetto degli avvii e ramp-up di nuovi progetti parzialmente compensati dall’apprezzamento dell’euro vs. dollaro nonché nel settore Enilive e Plenitude a seguito dell’avvio di alcuni impianti. Le svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali e immateriali e di diritto di utilizzo beni in leasing (€2.900 milioni), commentate nel paragrafo “special item”, sono così articolate: AMMORTAMENTI, SVALUTAZIONI, RIPRESE DI VALORE E RADIAZIONI (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Exploration & Production 6.353 6.271 6.130 82 1,3 Global Gas & LNG Portfolio e Power 267 295 268 (28) (9,5) \- Global Gas & LNG Portfolio 192 233 217 (41) (17,6) \- Power 75 62 51 13 21,0 Enilive e Plenitude 708 665 552 43 6,5 \- Enilive 284 261 245 23 8,8 \- Plenitude 424 404 307 20 5,0 Refining e Chimica 161 142 150 19 13,4 \- Refining 33 36 33 (3) (8,3) \- Chimica 128 106 117 22 20,8 Corporate e altre attività 144 140 138 4 2,9 Effetto eliminazione utili interni (33) (34) (33) 1 Totale ammortamenti 7.600 7.479 7.205 121 1,6 Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali e immateriali e di diritti di utilizzo beni in leasing 2.900 1.802 1.140 1.098 60,9 Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore nette 10.500 9.281 8.345 1.219 13,1 Radiazioni 580 535 599 45 8,4 11.080 9.816 8.944 1.264 12,9 (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Exploration & Production 2.203 1.043 432 1.160 Global Gas & LNG Portfolio e Power 101 (38) (66) 139 Enilive e Plenitude 113 45 60 68 Refining e Chimica 455 726 674 (271) Corporate e altre attività 28 26 40 2 Svalutazioni (Riprese di valore) nette di attività materiali e immateriali e di diritti di utilizzo beni in leasing 2.900 1.802 1.140 1.098 Le radiazioni (€580 milioni) si riferiscono principalmente al settore E&P e riguardano i costi dei pozzi esplorativi completati in attesa di esito che nell’esercizio sono risultati d’insuccesso relativi in particolare a iniziative in Egitto, Cipro, Mozambico, Kazakhstan, Oman, Vietnam ed Emirati Arabi, nonché titoli minerari esplorativi in fase di abbandono per fattori geopolitici e ambientali. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 94 PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto (656) (487) (939) (169) \- Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari (827) (667) (507) (160) \- Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading 367 250 (53) 117 \- Proventi (oneri) netti su altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 21 34 (2) (13) \- Interessi ed altri oneri verso banche ed altri finanziatori (358) (207) (128) (151) \- Interessi passivi su passività per beni in leasing (314) (267) (315) (47) \- Interessi attivi verso banche 294 356 57 (62) \- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa 161 14 9 147 Proventi (oneri) su strumenti finanziari derivati 278 (61) 13 339 \- Strumenti finanziari derivati su valute 310 (63) (70) 373 \- Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse (32) 2 81 (34) \- Opzioni 2 Differenze di cambio (38) 255 238 (293) Altri proventi (oneri) finanziari (405) (274) (275) (131) \- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa 44 153 128 (109) \- Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (accretion discount) (261) (341) (199) 80 \- Altri proventi (oneri) finanziari (188) (86) (204) (102) (821) (567) (963) (254) Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale 222 94 38 128 (599) (473) (925) (126) Gli oneri finanziari netti di €599 milioni registrano un incremen- to di €126 milioni rispetto al 2023 per effetto principalmente: (i) dei maggiori oneri finanziari correlati all’indebitamento a seguito dell’aumento degli interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari (€160 milioni) nonché degli interessi ed altri oneri verso banche ed altri finanziatori (€151 milioni), parzialmente compensati dai I proventi netti su partecipazioni ammontano a €1.850 milioni e ri- guardano: • le quote di competenza dei risultati dell’esercizio delle imprese par- tecipate valutate con il metodo del patrimonio netto per complessi- vi €866 milioni attribuibili principalmente a Vår Energi, Azule Energy e di ADNOC R&T; • i dividendi di €227 milioni ricevuti da partecipazioni minoritarie mi- surate al fair value con imputazione nell’utile complessivo, princi- proventi su titoli valutati al fair value per la riduzione dei prezzi (€117 milioni); e (ii) della variazione negativa delle differenze cam- bio (€293 milioni) più che compensata dalla variazione positiva del fair value dei derivati su cambi (+€373 milioni), le cui variazioni sono imputate a conto economico essendo privi dei requisiti for- mali per essere qualificati come “hedges” in base all’IFRS 9. palmente la Nigeria LNG (€166 milioni) e la Saudi European Petro- chemical Co. (€22 milioni); • plusvalenze nette di €562 milioni connesse principalmente alla cessione di alcuni asset upstream e alla vendita della quota del 10% della partecipazione di Eni in Saipem; • altri proventi netti relativi principalmente agli effetti della business combination con Ithaca Energy. PROVENTI (ONERI) NETTI SU PARTECIPAZIONE 2024 (€ milioni) Exploration & Production Global Gas & LNG Portfolio e Power Enilive e Plenitude Refining e Chimica Corporate e altre attività Gruppo Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto 904 44 (90) 73 (65) 866 Dividendi 197 1 5 23 1 227 Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni 370 1 7 184 562 Altri proventi (oneri) netti 186 (12) 12 4 5 195 1.657 33 (72) 107 125 1.850 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 95 (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto 866 1.336 1.841 (470) Dividendi 227 255 351 (28) Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni 562 430 483 132 Altri proventi (oneri) netti 195 423 2.789 (228) Proventi (oneri) su partecipazioni 1.850 2.444 5.464 (594) Le imposte sul reddito si riducono di €1.643 milioni a €3.725 milioni. Le imposte sul reddito del 2024 includono €1 miliardo di rivalutazione delle imposte differite attive, che riflette le migliori prospettive di red- ditività delle controllate italiane, principalmente Plenitude ed Enilive. Su base adjusted, il tax rate si ridetermina in circa il 52% (44% nel 2023), in aumento per effetto della maggiore incidenza sul risultato ante imposte consolidato dei Paesi esteri in cui opera l’upstream ca- ratterizzati da tax rate significativi del minor contributo all’utile ante imposte di Gruppo degli altri settori operanti in giurisdizioni OCSE con tax rate più contenuti. RISULTATI PER SETTORE DI ATTIVITÀ 1 IMPOSTE SUL REDDITO EXPLORATION & PRODUCTION (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Utile operativo proforma adjusted 13.022 13.538 21.062 (516) (3,8) di cui: società partecipate rilevanti 3.802 3.414 4.431 388 11 Utile (perdita) operativo delle società consolidate 6.715 8.693 16.158 (1.978) (22,8) Esclusione special item: 2.505 1.431 473 \- oneri ambientali 9 81 30 \- svalutazioni (riprese di valore) nette 2.203 1.043 432 \- radiazioni pozzi esplorativi per abbandono progetti 140 2 \- plusvalenze nette su cessione di asset (25) 2 (27) \- oneri per incentivazione all'esodo 21 42 36 \- accantonamenti a fondo rischi 9 7 34 \- derivati su commodity (1) 15 15 \- differenze e derivati su cambi 22 73 (104) \- altro 127 168 55 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate 9.220 10.124 16.631 (904) (8,9) Utile (perdita) ante imposte adjusted 10.247 11.239 18.393 (992) (8,8) Tax rate (%) 53,4 49,7 40,4 3,7 Utile (perdita) netto adjusted 4.777 5.648 10.957 (871) (15,4) I risultati includono: costi di ricerca esplorativa: 741 687 605 54 7,9 ‐ costi di prospezioni, studi geologici e geofisici 186 205 220 (19) (9,3) ‐ radiazione di pozzi di insuccesso (a) 555 482 385 73 15,1 Prezzi medi di realizzo Petrolio (b) ($/barile) 74,09 75,28 92,49 (1,44) (1,8) Gas naturale ($/migliaia di metri cubi) 273,02 287,49 366,6 (14,47) (5,0) Idrocarburi ($/boe) 57,56 59,35 73,98 (1,79) (3,0) (a) Include anche la radiazione di diritti esplorativi unproved, laddove presenti, associati ai progetti con esito negativo. (b) 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. L’analisi per tipologia di provento/onere è illustrata nella tabella seguente: ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 96 Nel 2024 il settore Exploration & Production ha registrato un utile operativo proforma adjusted di €13.022 milioni, -4% rispetto al 2023, a causa dei minori prezzi di realizzo dei liquidi che riflettono la riduzione del prezzo del petrolio in dollari (marker Brent -2%) e dei minori prezzi di realizzo del gas naturale (-5% rispetto al cor- rispondente periodo del 2023) in parte compensati dalla crescita produttiva e dalle azioni di efficienza. Il settore ha riportato un utile netto adjusted di €4.777 milioni in calo del 15% rispetto al 2023, principalmente per il minore risultato della gestione indu- striale, parzialmente compensato dal maggior contributo dalle JV e collegate. Il tax rate aumenta di circa 4 punti percentuali rispetto al 2023 ri- flettendo l’attuale mix geografico dei profitti con la maggiore inci- denza di Paesi a più elevata fiscalità e l’impatto di maggiori costi non deducibili. GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO E POWER (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Utile operativo proforma adjusted 1.274 3.599 2.333 (2.325) (64,6) \- GGP 1.138 3.433 2.063 (2.295) (66,9) di cui: società partecipate rilevanti 39 186 (147) (79,0) \- Power 136 166 270 (30) (18,1) Utile (perdita) operativo delle società consolidate (909) 2.626 4.231 (3.535) .. Esclusione special item: 2.144 787 (1.898) \- svalutazioni (riprese di valore) nette 101 (38) (66) \- oneri ambientali (3) 1 2 \- oneri per incentivazione all'esodo 1 6 6 \- derivati su commodity 1.740 99 (1.981) \- differenze e derivati su cambi 228 (105) 239 \- altro 77 824 (98) Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate 1.235 3.413 2.333 (2.178) (63,8) Utile (perdita) ante imposte adjusted 1.272 3.463 2.320 (2.191) (63,3) Utile (perdita) netto adjusted 787 2.494 1.176 (1.707) (68,4) Nel 2024 il business Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €1.138 milioni. Il risultato è in riduzione del 67% rispetto al 2023 che beneficiava degli esiti positivi di rinegoziazioni/arbitrati nonché di uno scenario partico- larmente favorevole. Il business Power ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €136 milioni, in riduzione di €30 milioni rispetto all’anno 2023 che beneficiava di uno scenario più favorevole. Il settore GGP e Power chiude l’esercizio con un utile netto adjusted di €787 milioni rispetto all’utile di €2.494 milioni del 2023. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 97 ENILIVE E PLENITUDE (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % EBITDA proforma adjusted 1.910 1.940 2.045 (30) (1,5) \- Enilive 852 1.013 1.373 (161) (15,9) \- Plenitude 1.058 927 672 131 14,1 Utile operativo proforma adjusted 1.143 1.253 1.473 (110) (8,8) \- Enilive 539 738 1.128 (199) (27,0) di cui: società partecipate rilevanti (32) (4) (28) .. \- Plenitude 604 515 345 89 17,3 di cui: società partecipate rilevanti (12) Utile (perdita) operativo delle società consolidate 1.589 (74) (450) 1.663 .. Esclusione (utile) perdita di magazzino 112 47 (196) Esclusione special item: (514) 1.284 2.119 \- oneri ambientali 38 36 385 \- svalutazioni (riprese di valore) nette 113 45 60 \- plusvalenze nette su cessione di asset (1) (2) \- accantonamenti a fondo rischi 2 8 \- oneri per incentivazione all'esodo (2) 22 80 \- derivati su commodity (682) 1.142 1.588 \- differenze e derivati su cambi (1) 2 (1) \- altro 19 29 9 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate 1.187 1.257 1.473 (70) (5,6) Utile (perdita) ante imposte adjusted 1.076 1.186 1.445 (110) (9,3) Tax rate (%) 32,7 31,8 25,8 0,9 Utile (perdita) netto adjusted 724 809 1.072 (85) (10,5) Il business Enilive ha registrato l’utile operativo proforma adjusted di €539 milioni nell’esercizio 2024, -27% rispetto al 2023, come con- seguenza del deterioramento dei margini dei biocarburanti, che han- no raggiunto i minimi storici, a causa della pressione dovuta alla dinamica dei prezzi spot dell’HVO nell’Unione Europea e al calo del RIN in Nord America. Tale trend è stato in parte compensato dai risultati positivi del marketing che hanno beneficiato della migliore performance del business retail. Il business ha conseguito un EBITDA proforma adjusted pari a €852 milioni (€1.013 milioni nel 2023). Nel 2024, Plenitude ha registrato un utile operativo proforma adju- sted pari a €604 milioni, in aumento del 17% rispetto al 2023, per effetto dei solidi risultati del business retail e del ramp-up della capa- cità installata da fonti rinnovabili e dei relativi volumi, confermando il valore del nostro modello di business integrato. L’EBITDA proforma adjusted è stato pari a €1.058 milioni (€927 mi- lioni nel 2023). L’ utile netto adjusted del settore Enilive e Plenitude si attesta a €724 milioni rispetto all’utile di €809 milioni del 2023. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 98 Il business Refining ha registrato un utile operativo proforma adju- sted di €101 milioni nell’esercizio 2024 che si confronta con un utile di €660 milioni nell’anno 2023, a causa della contrazione dei margini e delle minori lavorazioni. Nel 2024 il business della Chimica ha registrato una perdita operativa proforma adjusted di €814 milioni, in aumento rispet- to alla perdita di €614 milioni conseguita nell’esercizio 2023. 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 inat- Tale risultato riflette il calo della domanda in tutti i segmenti di business dovuto al rallentamento macroeconomico e ai maggio- ri costi di produzione in Europa che hanno ridotto la competiti- vità delle produzioni di Versalis rispetto ai competitor americani ed asiatici. La perdita netta adjusted del settore Refining e Chimica è stata di €449 milioni rispetto all’utile netto adjusted di €36 milioni del 2023. tive a seguito della cessazione di precedenti operazioni industriali, al netto dei margini di società controllate captive che forniscono servizi specialistici al business (assicurazioni, finanziario, recruitment). Inol- tre include i risultati dei business Cattura, Stoccaggio e Utilizzo della CO 2 e dell’Agri-business, in fase di sviluppo. CORPORATE E ALTRE ATTIVITÀ (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Utile operativo proforma adjusted (526) (666) (686) 140 21,0 di cui: società partecipate rilevanti Utile (perdita) operativo delle società consolidate (371) (948) (1.961) 577 60,9 Esclusione special item: (155) 282 1.275 \- oneri ambientali (190) 193 1.062 \- svalutazioni (riprese di valore) nette 28 26 40 \- plusvalenze nette su cessione di asset (10) (4) (5) \- accantonamenti a fondo rischi 13 1 \- oneri per incentivazione all'esodo 34 57 52 \- differenze derivati su cambi 3 3 (3) \- altro (20) (6) 128 Utile (perdita) operativo adjusted (526) (666) (686) 140 21,0 Utile (perdita) ante imposte adjusted (837) (866) (1.451) 29 3,3 Utile (perdita) netto adjusted (586) (613) (776) 27 4,4 REFINING E CHIMICA (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Utile operativo proforma adjusted (713) 46 1.161 (759) .. \- Refining 101 660 1.415 (559) (84,7) di cui: società partecipate rilevanti 177 408 516 (231) (56,6) \- Chimica (814) (614) (254) (200) (32,6) Utile (perdita) operativo delle società consolidate (1.681) (2.121) (606) 440 20,7 Esclusione (utile) perdita di magazzino 95 557 (220) Esclusione special item: 696 1.202 1.471 \- oneri ambientali 177 337 577 \- svalutazioni (riprese di valore) nette 455 726 674 \- plusvalenze nette su cessione di asset (2) (9) (7) \- accantonamenti a fondo rischi 33 11 52 \- oneri per incentivazione all'esodo 19 31 28 \- derivati su commodity (1) (1) (11) \- differenze e derivati su cambi 6 11 18 \- altro 9 96 140 Utile (perdita) operativo adjusted (890) (362) 645 (528) .. Utile (perdita) ante imposte adjusted (755) 47 1.267 (802) .. Tax rate (%) .. 23,4 26,5 Utile (perdita) netto adjusted (449) 36 931 (485) .. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 99 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 conven- zionalmente nelle tre funzioni fondamentali: l’investimento, l’eserci- zio, 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 riclassifi- cato e utilizzato dal management per il calcolo dei principali indici finanziari di redditività del capitale investito (ROACE adjusted) e di solidità/equilibrio della struttura finanziaria (gearing/leverage). (€ milioni) 31 dicembre 2024 31 dicembre 2023 Var. ass. Capitale immobilizzato Immobili, impianti e macchinari 59.864 56.299 3.565 Diritto di utilizzo beni in leasing 5.822 4.834 988 Attività immateriali 6.434 6.379 55 Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo 1.595 1.576 19 Partecipazioni 15.545 13.886 1.659 Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa 1.107 2.335 (1.228) Debiti netti relativi all’attività di investimento (1.364) (2.031) 667 89.003 83.278 5.725 Capitale di esercizio netto Rimanenze 6.259 6.186 73 Crediti commerciali 12.562 13.184 (622) Debiti commerciali (15.170) (14.231) (939) Attività (passività) tributarie nette 144 (2.112) 2.256 Fondi per rischi e oneri (15.774) (15.533) (241) Altre attività (passività) d’esercizio (2.292) (892) (1.400) (14.271) (13.398) (873) Fondi per benefici ai dipendenti (681) (748) 67 Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili 225 747 (522) CAPITALE INVESTITO NETTO 74.276 69.879 4.397 Patrimonio netto degli azionisti Eni 52.785 53.184 (399) Interessenze di terzi 2.863 460 2.403 Patrimonio netto 55.648 53.644 2.004 Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 12.175 10.899 1.276 Passività per leasing 6.453 5.336 1.117 \- di cui working interest Eni 5.837 4.856 981 \- di cui working interest follower 616 480 136 Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 18.628 16.235 2.393 COPERTURE 74.276 69.879 4.397 (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 2024 il capitale immobilizzato (€89.003 milioni) è aumentato di €5.725 milioni rispetto al 31 dicembre 2023 per effet- to degli investimenti, e dell’acquisizione del Gruppo Neptune Energy e dall’effetto positivo delle differenze cambio (al 31 dicembre 2024, cambio puntuale EUR/USD pari a 1,039 rispetto al cambio di 1,105 al 31 dicembre 2023, -6%) che hanno aumentato il book value delle attività denominate in dollari. Questi effetti positivi sono stati com- pensati dalla cessione delle attività E&P in Nigeria e Alaska e di altre attività non strategiche, nonché dagli ammortamenti/svalutazioni e radiazioni dell’esercizio. Il capitale di esercizio netto (€14.271 milioni) è diminuito di €873 mi- lioni rispetto al 31dicembre 2023. L’aumento delle altre attività (pas- sività) d’esercizio (-€1.400 milioni), per effetto della variazione del fair value degli strumenti derivati, e l’incremento del saldo tra crediti e debiti commerciali (-€1.561 milioni) sono stati in parte compensati dalla riduzione delle passività tributarie nette. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 100 (€ milioni) 2024 2023 Utile (perdita) netto dell'esercizio 2.764 4.860 Componenti non riclassificabili a conto economico 67 22 Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti 8 (31) Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI 62 45 Quota di pertinenza delle “altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 1 (2) Effetto fiscale (4) 10 Componente riclassificabili a conto economico 2.348 (1.573) Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro 3.066 (2.010) Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge (912) 541 Quota di pertinenza delle “altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (69) 54 Effetto fiscale 263 (158) Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo 2.415 (1.551) Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio 5.179 3.309 di competenza: \- azionisti Eni 4.962 3.220 \- interessenze di terzi 217 89 (€ milioni) 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 Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2024 53.644 Totale utile (perdita) complessivo 5.179 Dividendi distribuiti agli azionisti Eni (3.067) Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate (50) Emissione di obbligazioni ibride perpetue 1.848 Cedole obbligazioni subordinate perpetue (138) Opzioni put su Plenitude (387) Acquisto azioni proprie (2.003) Operazione Plenitude \- cessione EIP 588 Costi emissione obbligazioni ibride perpetue (21) Imposte su cedole Bond ibrido 36 Altre variazioni 19 Totale variazioni 2.004 Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2024 55.648 di competenza: \- azionisti Eni 52.785 \- interessenze di terzi 2.863 RICONDUZIONE DELL’UTILE COMPLESSIVO PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO Il patrimonio netto (€55.648 milioni) aumenta di €2.004 milioni rispetto al 1° gennaio 2024 per effetto dell’utile netto dell’esercizio (€2.764 milioni), l’emissione di un bond ibrido da parte di una società del Gruppo (€1.848 milioni) per il finanziamento di un progetto d’investimento, classificato tra i non-controlling interest, le variazioni cambio positive (circa €3.066 milioni) che riflettono l’apprezzamento del dollaro USA rispetto all’euro. I flussi in diminuzione comprendono: la remunerazione degli azionisti per €5 miliardi (distribuzione dividendi e riacquisto di azioni proprie). RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 101 (€ milioni) 31 dicembre 2024 31 dicembre 2023 Var. ass. Debiti finanziari e obbligazionari 30.348 28.729 1.619 \- Debiti finanziari a breve termine 8.820 7.013 1.807 \- Debiti finanziari a lungo termine 21.528 21.716 (188) Disponibilità liquide ed equivalenti (8.183) (10.193) 2.010 Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (6.797) (6.782) (15) Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa (a) (3.193) (855) (2.338) Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 12.175 10.899 1.276 Passività per beni in leasing 6.453 5.336 1.117 \- di cui working interest Eni 5.837 4.856 981 \- di cui working interest follower 616 480 136 Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 18.628 16.235 2.393 Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi 55.648 53.644 2.004 Leverage ante lease liability ex IFRS 16 0,22 0,20 (0,02) Leverage post lease liability ex IFRS 16 0,33 0,30 (0,03) (a) Dal 1° gennaio 2024, nell’ambito del modello satellitare Eni che prevede la crescente autonomia delle società non consolidate, i finanziamenti concessi ad alcune JV per €1.339 milioni, in precedenza classificati come capitale immobilizzato, sono stati riclassificati nella voce crediti finanziari a lungo termine e la previsione di flussi di rimborso nel piano quadriennale approvato dalla direzione, portati in detrazione dei debiti finanziari lordi ai fini della definizione dell’indebitamento finanziario netto e calcolo del leverage, considerata l’esposizione al solo rischio di credito della controparte. 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 2024 è pari a €18.628 milioni in aumento di €2.393 milioni rispetto al 31 dicembre 2023\. I debiti finanziari e obbligazionari ammontano a €30.348 milioni, di cui €8.820 milioni a breve termine (comprensivi delle quote in scadenza entro 12 mesi dei debiti finanziari a lungo termine di €4.582 milioni) e €21.528 milioni a lungo termine. Escludendo l’effetto della lease liability – IFRS 16, l’indebitamento finanziario netto si ridetermina a €12.175 milioni, in aumento di €1.276 milioni rispetto al 31 dicembre 2023. Il leverage 2 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – si attesta a 0,22 al 31 dicembre 2024. (2) 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 102 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. (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Utile (perdita) netto 2.764 4.860 13.961 (2.096) Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa: \- ammortamenti e altre componenti non monetarie 9.951 7.781 4.369 2.170 \- plusvalenze nette su cessioni di attività (601) (441) (524) (160) \- dividendi, interessi e imposte 4.246 5.596 8.611 (1.350) Variazione del capitale di esercizio 1.286 1.811 (1.279) (525) Dividendi incassati da partecipate 1.946 2.255 1.545 (309) Imposte pagate (5.826) (6.283) (8.488) 457 Interessi (pagati) incassati (674) (460) (735) (214) Flusso di cassa netto da attività operativa 13.092 15.119 17.460 (2.027) Investimenti tecnici (8.485) (9.215) (8.056) 730 Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda (2.593) (2.592) (3.311) (1) Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d'azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni 2.788 596 1.202 2.192 Altre variazioni relative all’attività di investimento (996) (348) 2.361 (648) Free cash flow 3.806 3.560 9.656 246 Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa (531) 2.194 786 (2.725) Variazione debiti finanziari correnti e non correnti (1.293) 315 (2.569) (1.608) Rimborso di passività per beni in leasing (1.205) (963) (994) (242) Flusso di cassa del capitale proprio (4.522) (4.882) (4.841) 360 Flusso di cassa netto delle obbligazioni perpetue subordinate ibride e interessi 1.640 (138) (138) 1.778 Variazioni area di consolidamento, differenze cambio sulle disponibilità 83 (62) 16 145 VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI (2.022) 24 1.916 (2.046) Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted 13.590 16.498 20.380 (2.908) VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Free cash flow 3.806 3.560 9.656 246 Rimborso di passività per beni in leasing (1.205) (963) (994) (242) Debiti e crediti finanziari società acquisite (631) (234) (512) (397) Debiti e crediti finanziari società disinvestite (155) 142 155 Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni (364) (1.061) (1.352) 697 Flusso di cassa del capitale proprio (4.522) (4.882) (4.841) 360 Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue 1.640 (138) (138) 1.778 VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITÀ PER LEASING (1.276) (3.873) 1.961 2.597 Rimborsi lease liability 1.205 963 994 242 Accensioni del periodo e altre variazioni (2.322) (1.348) (608) (974) Variazione passività per beni in leasing (1.117) (385) 386 (732) VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITÀ PER LEASING (2.393) (4.258) 2.347 1.865 (a) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo “Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori”. RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO (a) RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 103 Il flusso di cassa netto da attività operativa dell’esercizio 2024 di €13.092 milioni, in riduzione di €2.027 milioni rispetto al 2023, include €1.946 milioni di dividendi incassati dalle partecipate, principalmente Azule Energy, Vår Energi e Adnoc R&T. Prima della variazione del capitale circolante al costo di rimpiaz- zo e di alcune rettifiche, il flusso di cassa netto da attività operativa si ridetermina in €13.590 milioni nell’anno. Tali rettifiche compren- dono: l’utile/perdita di magazzino olio e prodotti, la differenza tem- poranea tra il valore del magazzino gas calcolato in base al metodo del costo medio ponderato e la misura interna di performance del management che utilizza 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 proporzio- nalmente per competenza, nonché altri item tra cui il pagamento di un debito d’imposta pregresso relativo a una windfall tax italiana del 2023. L’incremento dell’indebitamento ante IFRS 16 pari a circa €1,3 miliar- di è dovuto al flusso di cassa netto da attività operativa adjusted di €13,6 miliardi, all’emissione del bond ibrido (€1,8 miliardi) da parte di una società del gruppo e alla manovra di portafoglio (€0,2 miliardi), al netto dei fabbisogni del circolante adjusted (circa €0,4 miliardi), agli investimenti di €8,8 miliardi, al pagamento dei dividendi agli azionisti Eni e all’acquisto di azioni proprie di €5,1 miliardi (€2 miliardi di acqui- sto azioni e €3,1 miliardi di pagamento dividendi relativi alla terza e quarta tranche del dividendo 2023 e alla prima e seconda tranche del dividendo 2024), ai debiti verso fornitori per l’acquisto di beni capitali rilevati come finanziari in relazione alle dilazioni di pagamento concor- date (€2,2 miliardi), nonché al pagamento delle rate di leasing e delle cedole dei bond ibridi e altre variazioni (€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 2024, 2023 e 2022 è riportata di seguito: (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Flusso di cassa netto da attività operativa 13.092 15.119 17.460 (2.027) Variazione del capitale di esercizio (1.286) (1.811) 1.279 525 Esclusione derivati su commodity 1.056 1.255 (389) (199) Esclusione (utile) perdita di magazzino 434 562 (564) (128) (Proventi) oneri straordinari 294 1.373 2.594 (1.079) Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted 13.590 16.498 20.380 (2.908) INVESTIMENTI TECNICI E IN PARTECIPAZIONI (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Var. % Exploration & Production 6.055 7.135 6.252 (1.080) (15,1) \- acquisto di riserve proved e unproved 260 \- ricerca esplorativa 433 784 708 (351) (44,8) \- sviluppo di idrocarburi 5.564 6.293 5.238 (729) (11,6) \- altro 58 58 46 Global Gas & LNG Portfolio e Power 110 119 173 (9) (7,6) \- Global Gas & LNG Portfolio 20 16 23 4 25,0 \- Power 90 103 150 (13) (12,6) Enilive e Plenitude 1.303 1.064 754 239 22,5 \- Enilive 416 428 273 (12) (2,8) \- Plenitude 887 636 481 251 39,5 Refining e Chimica 632 556 605 76 13,7 \- Refining 422 369 350 53 14,4 \- Chimica 210 187 255 23 12,3 Corporate e altre attività 408 360 276 48 13,3 Effetto eliminazione utili interni (23) (19) (4) (21,1) Investimenti tecnici (a) 8.485 9.215 8.056 (730) (7,9) Investimenti in partecipazioni/business combination 2.593 2.592 3.311 1 0,0 Totale investimenti tecnici e in partecipazioni/business combination 11.078 11.807 11.367 (729) (6,2) (a) I costi capitalizzati per i quali sono stati concessi 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 (€2.172 milioni nel 2024). ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 104 I fabbisogni per gli investimenti tecnici e in partecipazioni/business combination ammontano a €11.078 milioni, in riduzione del 6,2% ri- spetto al 2023. Gli investimenti in partecipazioni/business combination (€2.593 milio- ni) si riferiscono principalmente all’acquisizione dell’operatore upstream Neptune Energy, allo sviluppo della capacità da fonti rinnovabili di Pleni- tude e a una rete di stazioni di servizio in Spagna. Tali impieghi sono stati in parte compensati dalla cessione degli asset E&P in Nigeria e nell’on- shore dell’Alaska, del 10% della partecipazione di Saipem, di licenze di produzione in Congo nonché dal versamento in conto capitale a Plenitu- de di circa €0,6 miliardi grazie alla finalizzazione dell’accordo con il fon- do EIP, che ha acquisito una partecipazione di minoranza pari al 7,6%. Gli investimenti tecnici di €8.485 milioni (€9.215 milioni nell’eser- cizio 2023) evidenziano una riduzione del 7,9% e hanno riguardato principalmente: • lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi (€6.055 milioni) in particola- re in Costa d’Avorio, Congo, Italia, Egitto, Iraq, Libia, Indonesia, Alge- ria, Kazakhstan e Emirati Arabi Uniti; • nel settore Enilive e Plenitude, gli investimenti Plenitude (€887 milioni) sono relativi principalmente allo sviluppo del business delle rinnovabili, all’acquisizione di nuovi clienti nonché ad at- tività di sviluppo di infrastrutture di rete per veicoli elettrici, mentre gli investimenti Enilive (€416 milioni) hanno riguardato attività di marketing, investimenti di sviluppo della rete e delle attività food e non oil nonché interventi per obblighi di legge e stay-in-business della rete di distribuzione di prodotti petroli- feri in Italia e nel resto d’Europa; attività di sviluppo bioraffina- zione, di biometano, nonché gli interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente; \- nel settore Refining e Chimica sono principalmente relativi all’at- tività di raffinazione tradizionale in Italia (€422 milioni) per la nuova bioraffineria di Livorno, per l’attività di mantenimento e stay-in-business e nel business della chimica (€210 milioni) per progetti di economia circolare e asset integrity; • gli investimenti nel settore Corporate principalmente relativi alle attività di CCUS e i progetti di agribusiness (€184 milioni). RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 105 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 comprendono in particolare: le svalutazioni di asset, le plusvalenze da cessione, 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 im- poste 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 valutazione delle giacenze di fine periodo. Il profit (loss) on stock non è rilevato nei settori che utilizza- no 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 rappresentati dagli one- ri finanziari sul debito finanziario lordo e dai proventi sulle disponibilità e sugli impieghi di cassa non strumentali all’attività operativa. Pertanto restano inclusi nell’utile netto adjusted di settore gli oneri/ proventi finanziari correlati con gli asset finanziari operati dal set- tore, in particolare i proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa e gli oneri finanziari derivanti dall’accretion di- scount di passività rilevate al valore attuale (in particolare le pas- sività di smantellamento 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 significative, quando: (i) derivano da eventi o da operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente, ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell’attività; (ii) derivano da eventi o da operazioni non rappresen- tativi della normale attività del business, come nel caso degli oneri di ristrutturazione e ambientali, nonché di oneri/proventi connessi alla valutazione o alla dismissione di asset, anche se si sono veri- ficati negli esercizi precedenti o è probabile si verifichino in quelli successivi; oppure (iii) differenze e derivati in cambi sono relativi alla gestione commerciale e non finanziaria, come avviene in par- ticolare 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 operativo adjusted variando corrispon- dentemente gli oneri/proventi finanziari. In applicazione della Deli- bera 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 requisiti 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 utiliz- zato per valutare il grado di solidità e di efficienza della struttura pa- trimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per effettuare analisi di ben- chmark con gli standard dell’industria. INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE (NON-GAAP MEASURE) ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 106 EBITDA Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization, pari all’utile operativo più ammortamenti e svalutazioni. Indica la redditi- vità dell’azienda sulla base delle decisioni operative. 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 finanzia- rio al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti, delle attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico, non- ché dei crediti finanziari non strumentali all’attività operativa. Assu- mono 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 ap- prossimativa 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 (definiti 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 adjusted, l’utile operativo proforma adjusted e l’utile netto adjusted consolidati e a livello di settore di attività e la riconciliazione con l’utile netto di competenza Eni. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 107 RICONDUZIONE DELL’UTILE OPERATIVO E DELL’UTILE NETTO AI VALORI ADJUSTED 2024 (€ milioni) Exploration & Production Global Gas & LNG Portfolio e Power Enilive e Plenitude Refining e Chimica Corporate e altre attività Effetto eliminazione utili interni Gruppo Utile (perdita) operativo 6.715 (909) 1.589 (1.681) (371) (105) 5.238 Esclusione (utile) perdita di magazzino 112 95 227 434 Esclusione special item: \- oneri ambientali 9 (3) 38 177 (190) 31 \- svalutazioni (riprese di valore) nette 2.203 101 113 455 28 2.900 \- radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti 140 140 \- plusvalenze nette su cessione di asset (25) (1) (2) (10) (38) \- accantonamenti a fondo rischi 9 2 33 44 \- oneri per incentivazione all'esodo 21 1 (2) 19 34 73 \- derivati su commodity (1) 1.740 (682) (1) 1.056 \- differenze e derivati su cambi 22 228 (1) 6 3 258 \- altro 127 77 19 9 (20) 212 Special item dell'utile (perdita) operativo 2.505 2.144 (514) 696 (155) 4.676 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a) 9.220 1.235 1.187 (890) (526) 122 10.348 Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b) 3.802 39 (44) 177 3.974 Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b) 13.022 1.274 1.143 (713) (526) 122 14.322 Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d) (171) (8) (30) 15 (311) (505) Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e) (389) 17 (37) (73) (482) Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f) (2.215) (11) 16 (2.210) Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f) 1.198 45 (81) 120 1.282 Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g) 10.247 1.272 1.076 (755) (837) 122 11.125 Imposte sul reddito (i) (5.470) (485) (352) 306 251 (42) (5.792) Tax rate (%) 52,1 Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i) 4.777 787 724 (449) (586) 80 5.333 di cui: \- interessenze di terzi 76 \- azionisti Eni 5.257 Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 2.624 Esclusione (utile) perdita di magazzino 308 Esclusione special item 2.325 Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 5.257 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 108 RICONDUZIONE DELL’UTILE OPERATIVO E DELL’UTILE NETTO AI VALORI ADJUSTED 2023 (€ milioni) Exploration & Production Global Gas & LNG Portfolio e Power Enilive e Plenitude Refining e Chimica Corporate e altre attività Effetto eliminazione utili interni Gruppo Utile (perdita) operativo 8.693 2.626 (74) (2.121) (948) 81 8.257 Esclusione (utile) perdita di magazzino 47 557 (42) 562 Esclusione special item: \- oneri ambientali 81 1 36 337 193 648 \- svalutazioni (riprese di valore) nette 1.043 (38) 45 726 26 1.802 \- radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti \- plusvalenze nette su cessione di asset 2 (9) (4) (11) \- accantonamenti a fondo rischi 7 8 11 13 39 \- oneri per incentivazione all'esodo 42 6 22 31 57 158 \- derivati su commodity 15 99 1.142 (1) 1.255 \- differenze e derivati su cambi 73 (105) 2 11 3 (16) \- altro 168 824 29 96 (6) 1.111 Special item dell'utile (perdita) operativo 1.431 787 1.284 1.202 282 4.986 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a) 10.124 3.413 1.257 (362) (666) 39 13.805 Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b) 3.414 186 (4) 408 4.004 Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b) 13.538 3.599 1.253 46 (666) 39 17.809 Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d) (38) 1 (65) 9 (200) (293) Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e) (186) 15 (2) (173) Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f) (2.075) (152) (8) (2.235) Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f) 1.153 49 (6) 400 1.596 Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g) 11.239 3.463 1.186 47 (866) 39 15.108 Imposte sul reddito (i) (5.591) (969) (377) (11) 253 (13) (6.708) Tax rate (%) 44,4 Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i) 5.648 2.494 809 36 (613) 26 8.400 di cui: \- 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 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 109 RICONDUZIONE DELL’UTILE OPERATIVO E DELL’UTILE NETTO AI VALORI ADJUSTED 2022 (€ milioni) Exploration & Production Global Gas & LNG Portfolio e Power Enilive e Plenitude Refining e Chimica Corporate e altre attività Effetto eliminazione utili interni Gruppo Utile (perdita) operativo 16.158 4.231 (450) (606) (1.961) 138 17.510 Esclusione (utile) perdita di magazzino (196) (220) (148) (564) Esclusione special item: \- oneri ambientali 30 2 385 577 1.062 2.056 \- svalutazioni (riprese di valore) nette 432 (66) 60 674 40 1.140 \- radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti 2 2 \- plusvalenze nette su cessione di asset (27) (2) (7) (5) (41) \- accantonamenti a fondo rischi 34 52 1 87 \- oneri per incentivazione all'esodo 36 6 80 28 52 202 \- derivati su commodity 15 (1.981) 1.588 (11) (389) \- differenze e derivati su cambi (104) 239 (1) 18 (3) 149 \- altro 55 (98) 9 140 128 234 Special item dell'utile (perdita) operativo 473 (1.898) 2.119 1.471 1.275 3.440 Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a) 16.631 2.333 1.473 645 (686) (10) 20.386 Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b) 4.431 516 4.947 Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b) 21.062 2.333 1.473 1.161 (686) (10) 25.333 Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d) (2.669) (13) (28) 54 (765) (3.421) Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e) Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f) 52 52 Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f) 4.431 568 4.999 Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g) 18.393 2.320 1.445 1.267 (1.451) (10) 21.964 Imposte sul reddito (i) (7.436) (1.144) (373) (336) 675 6 (8.608) Tax rate (%) 39,2 Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i) 10.957 1.176 1.072 931 (776) (4) 13.356 di cui: \- 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 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 110 RICONDUZIONE DEGLI SCHEMI DI BILANCIO RICLASSIFICATI UTILIZZATI NELLA RELAZIONE SULLA GESTIONE A QUELLI OBBLIGATORI STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO 31 dicembre 2024 31 dicembre 2023 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 59.864 56.299 Diritto di utilizzo beni in leasing 5.822 4.834 Attività immateriali 6.434 6.379 Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo 1.595 1.576 Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto e altre partecipazioni 15.545 13.886 Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa (vedi nota 17) 1.107 2.335 Debiti netti relativi all’attività di investimento, composti da: (1.364) (2.031) \- passività per attività di investimento correnti (vedi nota 11) (56) (36) \- passività per attività di investimento non correnti (vedi nota 11) (40) (65) \- crediti per attività di disinvestimento (vedi nota 8) 527 200 \- crediti per attività di disinvestimento non correnti (vedi nota 11) 144 205 \- debiti verso fornitori per attività di investimento (vedi nota 18) (1.939) (2.335) Totale Capitale immobilizzato 89.003 83.278 Capitale di esercizio netto Rimanenze 6.259 6.186 Crediti commerciali (vedi nota 8) 12.562 13.184 Debiti commerciali (vedi nota 18) (15.170) (14.231) Attività (passività) tributarie nette, composti da: 144 (2.112) \- passività per imposte sul reddito correnti (587) (1.685) \- passività per imposte sul reddito non correnti (40) (38) \- passività per altre imposte correnti (vedi nota 11) (1.749) (1.811) \- passività per imposte differite (5.581) (4.702) \- passività per altre imposte non correnti (vedi nota 11) (48) (16) \- attività per imposte sul reddito correnti 695 460 \- attività per imposte sul reddito non correnti 129 142 \- attività per altre imposte correnti (vedi nota 11) 850 915 \- attività per imposte anticipate 6.322 4.482 \- attività per altre imposte non correnti (vedi nota 11) 147 137 \- crediti per consolidato fiscale (vedi nota 8) 10 9 \- debiti per consolidato fiscale (vedi nota 18) (4) (5) Fondi per rischi e oneri (15.774) (15.533) Altre attività (passività), composte da: (2.292) (892) \- crediti finanziari strumentali all'attività operativa a breve termine (vedi nota 17) 7 \- crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione e altri (vedi nota 8) 3.802 3.158 \- altre attività correnti (vedi nota 11) 2.812 4.722 \- altri crediti e altre attività non correnti (vedi nota 11) 3.678 3.051 \- acconti e anticipi, debiti verso partner per attività di esplorazione e produzione e altri (vedi nota 18) (4.979) (4.083) \- altre passività correnti (vedi nota 11) (3.244) (3.732) \- altri debiti e altre passività non correnti (vedi nota 11) (4.361) (4.015) Totale Capitale di esercizio netto (14.271) (13.398) Fondi per benefici ai dipendenti (681) (748) Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili 225 747 composte da: \- attività destinate alla vendita 420 2.609 \- passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita (195) (1.862) CAPITALE INVESTITO NETTO 74.276 69.879 Patrimonio netto degli azionisti Eni comprese interessenze di terzi 55.648 53.644 Indebitamento finanziario netto Debiti finanziari e obbligazioni, composti da: 30.348 28.729 ‐ passività finanziarie a lungo termine 21.570 21.716 ‐ quote a breve di passività finanziarie a lungo termine 4.582 2.921 ‐ passività finanziarie a breve termine 4.238 4.092 ‐ altre attività non correnti (vedi nota 11) (42) a dedurre: Disponibilità liquide ed equivalenti (8.183) (10.193) Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (6.797) (6.782) Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa (vedi nota 17) (3.193) (855) Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 12.175 10.899 Passività per beni in leasing, composte da: 6.453 5.336 \- passività per beni in leasing a lungo termine 5.174 4.208 \- quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine 1.279 1.128 Totale Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 (a) 18.628 16.235 COPERTURE 74.276 69.879 (a) Per maggiori dettagli sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto si veda anche la nota 20 al Bilancio consolidato. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 111 2024 2023 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 2.764 4.860 Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa: Ammortamenti e altri componenti non monetari 9.951 7.781 \- ammortamenti 7.600 7.479 \- svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing 2.900 1.802 \- radiazioni 580 535 \- effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (866) (1.336) \- altre variazioni (158) (700) \- variazione fondo per benefici ai dipendenti (105) 1 Plusvalenze nette su cessioni di attività (601) (441) Dividendi, interessi e imposte 4.246 5.596 \- dividendi (227) (255) \- interessi attivi (497) (517) \- interessi passivi 1.245 1.000 \- imposte sul reddito 3.725 5.368 Flusso di cassa del capitale di esercizio 1.286 1.811 \- rimanenze 68 1.792 \- crediti commerciali 1.145 3.322 \- debiti commerciali 110 (4.823) \- fondi per rischi e oneri (87) 97 \- altre attività e passività 50 1.423 Dividendi incassati 1.946 2.255 Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati (5.826) (6.283) Interessi (pagati) incassati (674) (460) \- interessi incassati 456 459 \- interessi pagati (1.130) (919) Flusso di cassa netto da attività operativa 13.092 15.119 Investimenti (8.485) (9.215) \- attività materiali (7.999) (8.739) \- attività immateriali (486) (476) Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda (2.593) (2.592) ‐ partecipazioni (798) (1.315) ‐ imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite (1.795) (1.277) Disinvestimenti 2.788 596 \- attività materiali 1.354 122 \- attività immateriali 21 32 ‐ imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute 887 395 \- partecipazioni 526 47 Altre variazioni relative all'attività di investimento e disinvestimento (996) (348) \- diritto di utilizzo prepagato beni in leasing (5) ‐ investimenti finanziari: titoli e crediti strumentali all'attività operativa (185) (388) ‐ variazione debiti relativi all'attività di investimento (514) (209) ‐ disinvestimenti finanziari: titoli e crediti strumentali all'attività operativa 69 32 ‐ variazione crediti relativi all'attività di disinvestimento (361) 217 Free cash flow 3.806 3.560 RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 112 (segue) RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO 2024 2023 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 3.806 3.560 Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa (531) 2.194 \- variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all’attività operativa (531) 2.194 Variazione debiti finanziari correnti e non correnti (1.293) 315 \- assunzione di debiti finanziari a lungo termine 3.516 4.971 \- rimborsi di debiti finanziari a lungo termine (4.748) (3.161) \- incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine (61) (1.495) Rimborso di passività per beni in leasing (1.205) (963) Flusso di cassa del capitale proprio (4.522) (4.882) ‐ apporti (rimborsi) di capitale da azionisti terzi 589 (16) \- acquisto di azioni proprie (2.012) (1.803) \- cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate (60) ‐ dividendi pagati ad azionisti Eni (3.068) (3.046) ‐ dividendi pagati ad altri azionisti (45) (36) \- altri apporti 14 79 Flusso di cassa netto delle obbligazioni perpetue subordinate ibride e interessi 1.640 (138) \- emissioni nette di obbligazioni ibride perpetue 1.778 \- pagamenti di cedole relative ad obbligazioni ibride perpetue (138) (138) Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità 83 (62) \- effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti 83 (62) Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti (2.022) 24 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 113 L’ utile netto di Eni SpA per l’esercizio 2024 ammonta a €6.419 mi- lioni, in aumento di €3.147 milioni rispetto all’esercizio precedente, per effetto principalmente: (i) dell’incremento dei proventi netti su partecipazioni (€3.885 milioni) a seguito dei maggiori dividendi de- liberati da società controllate; (ii) della riduzione degli oneri per im- poste sul reddito (€1.746 milioni) a seguito della maggiore ripresa di valore delle attività per imposte anticipate. Tali effetti sono stati parzialmente compensati dal peggioramento del risultato operati- vo (€2.637 milioni) riferibile essenzialmente alla linea di business Global Gas & LNG Portfolio e Power (€2.689 milioni). Commento ai risultati economico-finanziari di Eni SpA (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Ricavi della gestione caratteristica 35.026 42.790 74.679 (7.764) Altri ricavi e proventi 569 432 542 137 Costi operativi (35.391) (41.050) (67.447) 5.659 Altri proventi (oneri) operativi (192) 705 (6.325) (897) Ammortamenti (577) (634) (825) 57 Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing (490) (644) (334) 154 Radiazioni (2) (19) (65) 17 Risultato operativo (1.057) 1.580 225 (2.637) Proventi (oneri) finanziari (112) (265) (216) 153 Proventi (oneri) su partecipazioni 6.167 2.282 3.771 3.885 Utile prima delle imposte 4.998 3.597 3.780 1.401 Imposte sul reddito 1.421 (325) 1.623 1.746 Utile netto 6.419 3.272 5.403 3.147 CONTO ECONOMICO I motivi delle variazioni più significative delle voci di conto economico di Eni SpA se non espressamente indicate di seguito, sono commentate nelle Note al bilancio di esercizio di Eni SpA, cui si rinvia. ANALISI DELLE VOCI DEL CONTO ECONOMICO RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Exploration & Production 1.952 2.114 2.743 (162) Global Gas & LNG Portfolio e Power 17.583 23.673 49.616 (6.090) Refining 16.682 18.437 25.335 (1.755) Corporate 1.034 1.082 1.057 (48) Elisioni (2.225) (2.516) (4.072) 291 35.026 42.790 74.679 (7.764) I ricavi della gestione caratteristica conseguiti nel 2024 (€35.026 milioni) sono diminuiti di €7.764 milioni rispetto al 2023 per effetto principalmen- te: (i) dello scenario energetico legato ai prezzi del gas e alla riduzione dei volumi di gas naturale commercializzato; (ii) della riduzione del prezzo dei prodotti petroliferi per effetto della debole domanda, dell’eccesso di capacità e della pressione competitiva esercitata da produzioni estere; (iii) delle minori quantità lavorate presso la raffineria di Livorno, a seguito della ristrutturazione degli impianti, e presso la raffineria di Sannazzaro. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 114 Il risultato operativo della Exploration & Production, negativo di €138 milioni, migliora di €85 milioni a seguito essenzialmente: (i) di minori svalutazioni sugli asset operativi; (ii) dei minori costi di abbandono sostenuti nel 2024\. Tali effetti sono stati parzialmente compensati dalla riduzione dei prezzi di vendita del gas. Il risultato operativo della Global Gas & LNG Portfolio e Power, €530 milioni, peggiora di €2.689 milioni per effetto, essenzialmente, del- la riduzione del risultato operativo della Global Gas & LNG Portfolio (€2.741 milioni) a seguito dei minori margini legati alla riduzione del- lo scenario prezzi e delle maggiori svalutazioni operate, riferite prin- cipalmente ai diritti di liquefazione. Il risultato operativo del Power, pari a €126 milioni, migliora di €52 milioni per effetto del miglioramento dei margini operativi e del- le riprese di valore operate sui right of use oggetto di precedenti svalutazioni. Il risultato operativo della Refining, negativo di €713 milioni, migliora di €38 milioni per effetto della valutazione scorte che riflette l’aumen- to dei prezzi sulle principali commodity e delle minori svalutazioni operate; tali effetti sono stati parzialmente compensati dalla riduzio- ne del margine di raffinazione. Il risultato operativo della Corporate, negativo di €702 milioni, mi- gliora di €41 milioni per effetto essenzialmente della circostanza che nel 2023 erano stati operati maggiori accantonamenti degli oneri ambientali a fronte delle garanzie rilasciate a Eni Rewind SpA all’atto della cessione di alcune partecipazioni. RISULTATO OPERATIVO (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Exploration & Production (138) (223) (1.010) 85 Global Gas & LNG Portfolio e Power 530 3.219 1.481 (2.689) Global Gas & LNG Portfolio 404 3.145 1.275 (2.741) Power 126 74 206 52 Refining (713) (751) 658 38 Corporate (702) (743) (901) 41 Eliminazione utili interni (a) (34) 78 (3) (112) Risultato operativo (1.057) 1.580 225 (2.637) (a) Gli utili interni riguardano gli utili conseguiti sulle cessioni tra linee di business di gas e greggio in rimanenza a fine esercizio. PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Dividendi 6.931 3.691 2.336 3.240 Plusvalenze nette da vendite 373 214 (373) Plusvalenze da conferimento 2.006 Altri proventi 587 432 1.238 155 Totale proventi 7.518 4.496 5.794 3.022 Svalutazioni e perdite (1.351) (2.214) (2.023) 863 6.167 2.282 3.771 3.885 IMPOSTE SUL REDDITO (€ milioni) 2024 2023 2022 Var. ass. Imposte correnti 660 215 (876) 445 Imposte differite e anticipate 820 (512) 2.514 1.332 Totale imposte estere (59) (27) (11) (32) Totale imposte sul reddito Eni SpA 1.421 (324) 1.627 1.745 Imposte relative al consolidamento proporzionale delle Joint operation (1) (4) 1 1.421 (325) 1.623 1.746 Le imposte sul reddito si riducono di €1.746 milioni rispetto all’esercizio precedente, a seguito essenzialmente della maggiore ripresa di valore delle imposte anticipate effettuata a seguito dell’analisi della loro recu- perabilità in funzione degli imponibili futuri attesi. Il tax rate effettivo si attesta a -28,43% per effetto essenzialmente: (i) della quota non impo- nibile dei dividendi; (ii) della valutazione delle imposte anticipate IRES. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 115 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 1 (€ milioni) 31 dicembre 2024 1 gennaio 2024 (a) Var. ass. Capitale immobilizzato Immobili, impianti e macchinari 3.686 3.761 (75) Diritto di utilizzo beni in leasing 1.484 1.452 32 Attività immateriali 166 253 (87) Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo 1.622 1.575 47 Partecipazioni 60.835 60.344 491 Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa 42 48 (6) Crediti (debiti) netti relativi all’attività di investimento/disinvestimento 52 (126) 178 67.887 67.307 580 Capitale di esercizio netto Rimanenze 1.616 1.856 (240) Crediti commerciali 6.289 6.939 (650) Debiti commerciali (7.011) (7.033) 22 Attività (passività) tributarie nette 3.399 1.070 2.329 Fondi per rischi e oneri (5.301) (5.641) 340 Altre attività (passività) d'esercizio 470 911 (441) (538) (1.898) 1.360 Fondi per benefici ai dipendenti (319) (336) 17 Attività destinate alla vendita 2 2 CAPITALE INVESTITO NETTO 67.032 65.075 1.957 Patrimonio netto 50.735 51.019 (284) Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 14.464 12.160 2.304 Passività per leasing 1.833 1.896 (63) Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 16.297 14.056 2.241 COPERTURE 67.032 65.075 1.957 Il capitale immobilizzato, €67.887 milioni, aumenta di €580 milioni rispetto al 1° gennaio 2024 a seguito essenzialmente dell’incremento delle partecipazioni (€491 milioni) per effetto degli interventi sul capi- tale operati su imprese controllate. Il capitale di esercizio netto, negativo di €538 milioni, è in aumento di €1.360 milioni rispetto al 1° gennaio 2024 per effetto essenzialmente dell’incremento delle attività tributarie (€2.329 milioni) a seguito: (i) della ripresa di valore delle imposte anticipate sulla base dell’analisi della loro recuperabilità in funzione degli imponibili futuri attesi; (ii) del regolamento del contributo solidaristico a carico delle imprese del settore energetico previsto dalla legge di bilancio 2023\. Tali effetti sono stati parzialmente compensati: (i) dalla riduzione dei crediti commerciali (€650 milioni), in particolare della linea di business Refining, per rapporti verso imprese controllate; (ii) dal decremento delle altre attività (passività) nette d’eserci- zio (€441 milioni) per effetto della variazione del fair value degli strumenti derivati (€2.186 milioni), parzialmente compensato dall’incremento dei crediti verso imprese controllate per dividendi deliberati e non ancora in- cassati riferiti alla partecipata Eni International BV (€1.742 milioni). Le attività destinate alla vendita, €2 milioni, si riferiscono a siti di- smessi della linea di business Refining. (1) Si rinvia al commento ai risultati economici e finanziari del consolidato per l’illustrazione metodologica degli schemi riclassificati. (a) Dal 1° gennaio 2024, anche al fine di assicurare adeguata simmetria tra i debiti associati ai depositi delle società presso Eni SpA, i finanziamenti a lungo termine concessi a controllate e JV, in precedenza classificati come capitale immobilizzato, sono stati riclassificati nella voce crediti finanziari a lungo termine in detrazione dei debiti finanziari lordi ai fini della definizione dell’indebitamento finanziario netto. La riclassifica (€17.530 milioni) è stata eseguita come rettifica dei saldi iniziali dello stato patrimoniale 2024. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 116 (€ milioni) 31 dicembre 2024 1 gennaio 2024 Var. ass. Debiti finanziari e obbligazionari 47.728 47.331 397 Debiti finanziari a breve termine 26.685 26.287 398 Debiti finanziari a lungo termine 21.043 21.044 (1) Disponibilità liquide ed equivalenti (5.142) (7.119) 1.977 Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa (21.866) (21.772) (94) Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (6.256) (6.280) 24 Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 14.464 12.160 2.304 Passività per leasing 1.833 1.896 (63) Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 16.297 14.056 2.241 PATRIMONIO NETTO (€ milioni) Patrimonio netto al 31 dicembre 2023 51.019 Incremento per: Utile netto 6.419 Valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale 2 Piano incentivazione di lungo termine e piano azionariato diffuso 24 Altri incrementi 33 6.478 Decremento per: Acquisto azioni proprie (2.003) III e IV tranches dividendo 2023 (€0,47 per azione) (1.501) I e II tranches dividendo 2024 (€0,50 per azione) (1.566) Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale (1.553) Cedole obbligazioni subordinate perpetue (138) Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti ad OCI (1) (6.762) Patrimonio netto al 31 dicembre 2024 50.735 INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO L’incremento dell’indebitamento finanziario netto di €2.241 milioni rispetto al 1° gennaio 2024, è dovuto essenzialmente: (i) al pagamen- to dei dividendi agli azionisti (€3.068 milioni); (ii) all’acquisto di azio- ni proprie (€2.012 milioni); (iii) agli investimenti in partecipazioni per effetto essenzialmente degli interventi sul capitale di alcune imprese controllate (€1.933 milioni); (iv) agli investimenti tecnici (€803 milioni). Tali effetti sono stati parzialmente compensati: (i) dal flusso di cassa netto positivo da attività operativa (€5.407 milioni) in particolare per i dividendi incassati; (ii) dalle dismissioni (€716 milioni) in particolare i disinvestimenti in partecipazioni per effetto della cessione della quota del 10% della partecipazione di Eni in Saipem (€393 milioni) e dei rim- borsi di capitale operati da alcune imprese controllate (€304 milioni). RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 117 RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO 2 (€ milioni) 2024 2023 Var. ass. Utile netto 6.419 3.272 3.147 Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa netto da attività operativa: \- ammortamenti e altri componenti non monetari 1.769 2.973 (1.204) \- plusvalenze nette su cessioni di attività 1 (390) 391 \- dividendi, interessi e imposte (7.850) (2.971) (4.879) Variazione del capitale di esercizio 706 871 (165) Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati 4.362 2.423 1.939 Flusso di cassa netto da attività operativa 5.407 6.178 (771) Investimenti tecnici (803) (725) (78) Investimenti in partecipazioni e rami d’azienda (1.933) (2.977) 1.044 Disinvestimenti (investimenti) finanziari strumentali all'attività operativa (15.392) 15.392 Dismissioni 716 493 223 Altre variazioni relative all’attività di investimento e rami d'azienda 27 11 16 Free cash flow 3.414 (12.412) 15.826 Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa 581 886 (305) Variazione debiti finanziari correnti e non correnti (483) 16.187 (16.670) Rimborso di passività per beni in leasing (291) (280) (11) Flusso di cassa del capitale proprio (5.080) (4.849) (231) Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue (138) (138) 0 Effetto emissione bond convertibile 79 (79) Effetti delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti 20 18 2 VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI (1.977) (509) (1.468) VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (€ milioni) 2024 2023 Var. ass. Free cash flow 3.414 (12.412) 15.826 Rimborso di passività per beni in leasing (291) (280) (11) Flusso di cassa del capitale proprio (5.080) (4.849) (231) Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue (138) (138) 0 Effetto emissione bond convertibile 79 (79) Effetto Fusione 1.704 (1.704) Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni (209) 280 (489) VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITÀ PER LEASING (2.304) (15.616) 13.312 Rimborso di passività per beni in leasing 291 280 11 Accensioni del periodo e altre variazioni (228) 84 (312) Variazione passività per beni in leasing 63 364 (301) VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITÀ PER LEASING (2.241) (15.252) 13.011 INVESTIMENTI TECNICI (€ milioni) 2024 2023 Var. ass. Exploration & Production 308 304 4 Refining 405 351 54 Corporate 90 70 20 Investimenti tecnici 803 725 78 (2) Si rinvia al commento ai risultati economici e finanziari di consolidato per l’illustrazione metodologica degli schemi riclassificati. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 118 RICONDUZIONE DEGLI SCHEMI DI BILANCIO RICLASSIFICATI UTILIZZATI NELLA RELAZIONE SULLA GESTIONE A QUELLI OBBLIGATORI 31 dicembre 2024 31 dicembre 2023 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 3.686 3.761 Diritto di utilizzo beni in leasing 1.484 1.452 Attività immateriali 166 253 Rimanze immobilizzate - scorte d'obbligo 1.622 1.575 Partecipazioni 60.835 60.344 Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa (vedi nota 15) 42 17.578 Crediti (debiti) netti relativi all'attività di investimento/disinvestimento, composti da: 52 (126) \- crediti relativi all'attività di disinvestimento (vedi nota 7 e nota 10 ) 340 181 \- debiti per attività di investimento (vedi nota 10 e nota 17) (288) (307) Totale Capitale immobilizzato 67.887 84.837 Capitale di esercizio netto Rimanenze 1.616 1.856 Crediti commerciali (vedi nota 7) 6.289 6.939 Debiti commerciali (vedi nota 17) (7.011) (7.033) Attività (passività) tributarie nette: 3.399 1.070 \- passività per imposte sul reddito (correnti) (5) (539) \- altre passività (correnti) (vedi nota 10) (1.011) (1.050) \- attività per imposte sul reddito (correnti) 490 272 \- altre attività (correnti) (vedi nota 10) 176 188 \- attività per imposte anticipate 3.408 2.018 \- passività per imposte differite (60) \- attività per imposte sul reddito (non correnti) 81 100 \- altre attività (non correnti) (vedi nota 10) 3 3 \- crediti per consolidato fiscale e IVA (vedi nota 7) 327 390 \- debiti per consolidato fiscale e IVA (vedi nota 17) (28) (245) \- altre passività (non correnti) (vedi nota 10) (42) (7) Fondi per rischi ed oneri (5.301) (5.641) Altre attività (passività) di esercizio: 470 911 \- altri crediti (vedi nota 7) 2.901 1.128 \- altre attività (correnti) (vedi nota 10) 1.649 5.039 \- altre attività (non correnti) (vedi nota 10) 271 507 \- altri debiti (vedi nota 17) (510) (303) \- altre passività (correnti) (vedi nota 10) (2.811) (4.325) \- altre passività (non correnti) (vedi nota 10) (1.030) (1.135) Totale Capitale di esercizio netto (538) (1.898) Fondi per benefici ai dipendenti (319) (336) Attività destinate alla vendita 2 2 CAPITALE INVESTITO NETTO 67.032 82.605 Patrimonio netto 50.735 51.019 Indebitamento finanziario netto Debiti finanziari e obbligazioni, composti da: \- passività finanziarie a lungo termine 21.085 21.044 \- quote a breve di passività finanziarie a lungo termine 2.968 2.529 \- altre attività non correnti (vedi nota 10) (42) \- passività finanziarie a breve termine 23.717 23.758 a dedurre: Disponibilità liquide ed equivalenti 5.142 7.119 Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa (correnti) (vedi nota 15) 6.041 4.242 Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa (non correnti) (vedi nota 15) 15.825 Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 6.256 6.280 Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 14.464 29.690 Passività per beni in leasing, composti da: 1.833 1.896 \- passività per beni in leasing a lungo termine 1.455 1.606 \- quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine 378 290 Totale Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 16.297 31.586 COPERTURE 67.032 82.605 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 119 2024 2023 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 6.419 3.272 Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa netto da attività operativa: Ammortamenti e altri componenti non monetari 1.769 2.973 \- ammortamenti 577 634 \- svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing 490 644 \- radiazioni 2 19 \- effetto valutazione partecipazioni 783 1.790 \- altre variazioni (68) (149) \- variazioni fondi per benefici ai dipendenti (15) 35 Plusvalenze nette su cessione di attività 1 (390) Dividendi, interessi e imposte (7.850) (2.971) \- dividendi (6.931) (3.691) \- interessi attivi (1.726) (954) \- interessi passivi 2.228 1.349 \- imposte sul reddito (1.421) 325 Flusso di cassa del capitale di esercizio 706 871 \- rimanenze 193 1.718 \- crediti commerciali 660 4.134 \- debiti commerciali (97) (4.612) \- fondi per rischi ed oneri (89) 234 \- altre attività e passività 39 (603) Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati 4.362 2.423 \- dividendi incassati 5.152 2.787 \- interessi incassati 1.750 843 \- interessi pagati (2.247) (1.239) \- imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati (293) 32 Flusso di cassa netto da attività operativa 5.407 6.178 Investimenti tecnici (803) (725) \- immobilizzazioni materiali (731) (648) \- immobilizzazioni immateriali (67) (77) \- diritto di utilizzo prepagato di beni in leasing (5) Investimenti in partecipazioni e rami d'azienda (1.933) (2.977) Disinvestimenti (investimenti) finanziari strumentali all'attività operativa (15.392) \- crediti finanziari strumentali (15.392) Dismissioni 716 493 \- immobilizzazioni materiali 11 7 \- immobilizzazioni immateriali 8 14 \- partecipazioni 697 472 Altre variazioni relative all'attività di investimento/disinvestimento e rami d'azienda: 27 11 \- variazione debiti e crediti relativi all'attività di disinvestimento 27 46 \- rami d'azienda (35) RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 120 (segue) RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO 2024 2023 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 3.414 (12.412) Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa 581 886 ‐ variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa 581 886 Variazione debiti finanziari correnti e non correnti: (483) 16.187 \- assunzione (rimborsi) debiti finanziari a lungo termine e quota a breve del lungo 145 2.333 \- incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine (628) 13.854 Rimborso di passività per beni in leasing (291) (280) Flusso di cassa del capitale proprio (5.080) (4.849) \- dividendi pagati (3.068) (3.046) \- acquisto azioni proprie (2.012) (1.803) 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 20 18 VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILIT À LIQUIDE ED EQUIVALENTI (1.977) (509) RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 121 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 materie prime, ha una storia di volatilità dovuta alla correlazione con il ciclo economico e con lo scenario geopolitico mondiale. Altro fattore chia- ve di volatilità è la dimensione dei volumi scambiati su base giorna- liera nei mercati dei derivati, diverse volte superiori agli scambi fisici, dove il prezzo è influenzato dalle aspettative degli operatori finan- ziari circa la sua futura direzione. I fondamentali del mercato sono l'equilibrio tra la domanda e l’offerta globale e il livello delle scorte. Nel breve termine, la domanda petrolifera è funzione della crescita del prodotto interno lordo mondiale, del commercio e del turismo internazionale, del livello di fiducia di consumatori e imprese, delle politiche monetarie delle banche centrali, nonché risente di fattori esogeni di varia natura (tensioni geopolitiche, guerre, pandemie ec- cetera) che possono indurre gli operatori industriali a incrementare o decrementare le scorte. La produzione ha un minore grado di ela- sticità nel breve termine. Quando l’offerta eccede la domanda con conseguente incremento delle scorte il prezzo del petrolio declina; il contrario avviene quando l’offerta è corta. I movimenti del prezzo guidati dai fattori fisici sono amplificati dal positioning degli ope- ratori finanziari (CTA, hedge fund, money managers, eccetera) con scommesse al rialzo o al ribasso nel mercato dei future, che rifletto- no le aspettative sull’evoluzione futura della domanda e dell’offerta nel breve e sui possibili impatti dei fenomeni geopolitici e macroeco- nomici sul bilanciamento globale. Nel lungo termine, i prezzi del petrolio sono influenzati da tendenze più strutturali. La crescita economica e demografica globale deter- mina un aumento della domanda di petrolio, spingendo al rialzo i prezzi. La transizione verso altre fonti energetiche, le politiche clima- tiche volte a ridurre le emissioni di carbonio e l’efficienza energetica possono ridurre la domanda di petrolio nel tempo, spingendo al ri- basso le quotazioni. Nel 2024 il greggio di riferimento Brent ha registrato una quotazio- ne media di circa 81 $/bbl (83 $/bbl nel 2023) in un contesto di so- stanziale equilibrio tra domanda e offerta con le scorte commerciali OCSE diminuite leggermente rispetto agli stock d’inizio anno. La so- stanziale stabilità del quadro fondamentale 2024 è in netto contrasto con la volatilità del prezzo, che dopo un primo semestre su valori sostenuti dovuti alla conclusione del ciclo restrittivo da parte della US Fed (media primo semestre quasi 85 $/bbl) ha perso nei mesi di settembre/ottobre circa 15 $/bbl a causa delle massicce vendite di contratti future da parte dei trader sulla base delle aspettative di ulteriore rallentamento dell’economia, in particolare quella cinese, di Fattori di rischio e incertezza un eccesso di offerta nel primo semestre 2025, nonché in risposta all’evoluzione delle tensioni in Medio Oriente. Il “sentiment” negativo dei trader (misurato in termini di posizioni lunghe possedute) ha rag- giunto minimi visti solo nel 2011. Considerati gli sviluppi dell’ultima parte del 2024, l’outlook 2025 è esposto a diversi fattori di rischio e incertezza in relazione al possibi- le rallentamento macroeconomico globale, all’efficacia delle misure di stimolo dell’economia adottate dalla Cina, all’andamento dell’in- flazione, all’impatto delle presidenziali USA, agli effetti delle misure protezionistiche sul commercio mondiale, nonché all’evoluzione del quadro geopolitico e delle tensioni e guerre locali in Medio Oriente e tra Russia e Ucraina. Inoltre, l’alleanza OPEC+ per effetto dei diversi tagli ai target di produzione decisi in questi anni dispone una “spare capacity” di circa 5,6 milioni di barili/giorno che rappresenta un po- tenziale fattore di rischio per l’equilibrio del mercato; il management ritiene che il cartello aumenterà la produzione in maniera graduale. La stima Eni di prezzo per il 2025 è di 75 $/bbl, mentre è confermata la previsione di lungo termine di 80 $/bbl (in termini reali 2028) con un tasso d’incremento del 2,5% fino al 2032\. Oltre tale orizzonte, il prezzo del petrolio in termini reali è previsto in declino per riflettere la decarbonizzazione dell’economia. Nel 2024 il mercato globale del gas ha visto un parziale assorbimen- to dell'oversupply del 2023, grazie a una minore crescita produttiva con gli USA che si sono stabilizzati intorno ai 100 bcf/d. In Europa, la domanda ha risentito dell’estrema debolezza del comparto ma- nifatturiero, della crescente competizione delle fonti rinnovabili nel- la generazione di energia elettrica e di una mite stagione invernale, mentre le minori importazioni di gas russo via pipeline sono state compensate da maggiori flussi di GNL. In tale scenario considera- to anche il soddisfacente livello degli stoccaggi all’inizio della nuova stagione termica, il prezzo del gas naturale ai principali hub europei (TTF e PSV) ha consolidato l’andamento discendente in atto dall’ul- tima parte del 2022\. Nel 2024 le quotazioni del gas naturale presso gli hub europei hanno registrato un valore medio di circa 35 €/MWh (-15% vs. 2023) anche se con una dinamica in ripresa nella parte finale dell’esercizio; il prezzo del gas in EU rimane comunque circa cinque volte quello USA. Nel 2025 e nel medio termine i prezzi sono attesi in leggera ripresa, per poi convergere verso il lungo termine di 25 €/MWh (in termini reali 2030) in relazione all’avvio di rilevanti progetti di GNL soprattutto negli USA e in Qatar e della crescita delle rinnovabili che manterranno il mercato in equilibrio. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 122 Lo scenario commodity della RFA 2024 è sostanzialmente in linea con l’esercizio precedente; pertanto, non si evidenziano impairment indicator sistemici delle proprietà oil & gas. I risultati del Gruppo, principalmente del settore Exploration & Pro- duction, 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. Nel portafoglio corrente Eni, l’esposizione al rischio prezzo riguarda circa il 40% della produzione di petrolio e gas del Gruppo. Tale espo- sizione, per scelta strategica, non è oggetto di attività di gestione e/o di copertura economica, salvo particolari situazioni aziendali o di mercato. La parte restante della produzione del Gruppo non è esposta diretta- mente 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 ri- schio legato al numero di barili. L’analisi di sensitività per l’anno 2025 evidenzia 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 75 $/bbl, pari a uno scostamento di circa l’1,5%; mentre è necessario un movimento di prezzo del gas di circa il 10% per avere effetti analoghi a quelli del petrolio; si preci- sa che tali analisi di sensitività sono ritenute valide per variazioni di prezzo limitate rispetto alla previsione. 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, qua- li: (i) l’ammontare delle riserve certe del Gruppo; (ii) il volume di petro- lio e di gas naturale che il Gruppo è in grado di produrre e vendere dai pozzi esistenti; (iii) i prezzi di vendita; (iv) la capacità scoprire e met- tere in produzione nuove riserve; (v) la capacità e la disponibilità delle banche e delle istituzioni finanziarie e degli investitori a concedere credito/sottoscrivere le obbligazioni emesse da Eni per sostenere i programmi di sviluppo del Gruppo, considerato il rischio strategico della transizione energetica e i sempre più stringenti vincoli nella va- lutazione delle metriche ESG delle aziende creditrici applicate dalle istituzioni finanziarie. Un calo dei prezzi del petrolio e del gas per periodi prolungati potreb- be avere effetti negativi rilevanti sulla redditività, i flussi di cassa e le prospettive industriali del Gruppo, poiché uno scenario di contrazio- ne potrebbe limitare la capacità del Gruppo di finanziare i progetti di 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 decisio- ni 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. Un calo strutturale dei prezzi degli idrocarburi potrebbe determinare una revisione dei valori conta- bili 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 antie- conomiche in questo tipo di contesto. Nonostante Eni adotti presidi di controllo della redditività dei progetti 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 po- trebbe influenzare negativamente le prospettive di business, i risulta- ti 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, privi di vantaggi competitivi e con basse barriere d’ingresso, i cui risultati dipendono dall’andamento della domanda e dell’offerta, funzione a loro volta della congiuntura economica, e dai relativi margini di ven- dita. 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 ma- teria prima, che dipende a sua volta dalle dinamiche competitive dei mercati a valle. Nel corso del 2024 il margine di raffinazione (SERM) si è progres- sivamente indebolito chiudendo l’anno al valore medio di circa 5,1 $/bbl circa il 40% in meno rispetto al 2023, a causa dell’ingresso di nuova capacità in Medio Oriente, Africa e Asia con l’avvio di impianti di dimensioni mega, molto più competitivi delle raffinerie europee, e della debole domanda di gasolio/diesel per effetto della recessione RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 123 manifatturiera in Europa e della crisi del settore costruzioni in Cina, nonché della stagnante “driving season” USA che hanno pesato sui crack spread dei prodotti. Il settore della raffinazione europea si con- ferma un business caratterizzato da fattori di strutturale debolezza a causa della competizione da parte di produttori con maggiori eco- nomie di scala e minori costi operativi per oneri ambientali, nonché in considerazione dell’atteso declino della domanda di carburanti tradizionali nei mercati serviti per effetto delle politiche di decarbo- nizzazione dell’EU. Il business della Chimica Eni gestito da Versalis è caratterizzato da dinamiche di mercato simili alla raffinazione: eccesso di capacità, pressione competitiva da parte di produttori che beneficiano di eco- nomie di scala e altri vantaggi di costo (Cina, Medio Oriente e USA), accentuarsi dei fattori di strutturale debolezza della chimica europea legati agli elevati costi energetici e alle obbligazioni ambientali, non- ché dell’evoluzione delle preferenze dei consumatori in relazione alle tematiche di sostenibilità. Il downturn del settore chimico europeo iniziato nel 2023 è proseguito per l’intero 2024, aggravato dalla sta- gnazione economica dell’Eurozona e dalla caduta della produzione industriale; non si prevedono miglioramenti nel 2025. I due business hanno registrato cumulativamente una perdita ope- rativa “underlying” di €0,9 miliardi ai quali si aggiungono svalutazioni d’impianti per circa €0,5 miliardi. Eni ha avviato dei piani industriali finalizzati a ridurre l’esposizione verso i settori commodity della raf- finazione oil e della chimica di base attraverso ristrutturazioni, ricon- versioni e, nel caso della chimica, la diversificazione verso segmenti dove può contare su vantaggi competitivi (es. chimica bio, prodotti specializzati). L’esecuzione di tali piani è soggetta a rischi operativi e di efficace esecuzione, nonché ai rischi di ritardi nell’ottenimento delle necessarie autorizzazioni. RISCHI CONNESSI AL CAMBIAMENTO CLIMATICO Il contesto in cui Eni opera è influenzato in maniera rilevante dalle politiche di contrasto al cambiamento climatico messe in atto dai governi di numerosi Stati a seguito degli impegni annunciati nell’am- bito dell’Accordo di Parigi, poi ribaditi e aggiornati in occasione delle successive COP, nonché dall’evoluzione delle preferenze dei consu- matori verso prodotti sempre più decarbonizzati. La transizione dell’economia verso un modello “carbon-neutral” e la diffusione di modelli di consumo più sostenibili dal punto di vista ambientale (come veicoli elettrici, prodotti “plastic-free” e maggio- re efficienza energetica) potrebbero determinare una diminuzione strutturale della domanda d’idrocarburi nel medio-lungo termine. Le incertezze sull’andamento della domanda e sulla fattibilità/red- ditività delle tecnologie di decarbonizzazione rendono più rischiose le decisioni di investimento a lungo termine. Inoltre, la crescente polarizzazione del dibattito pubblico sul cambiamento climatico e lo scrutinio sempre più rigoroso da parte di vari stakeholder potreb- bero limitare l’accesso al mercato dei capitali e mettere in discus- sione la “license to operate” delle società petrolifere. Altro fattore di rischio è il numero crescente di contenziosi climatici promossi da vari esponenti della società civile e, in alcuni casi, da pubbliche amministrazioni. Tali azioni legali hanno la finalità di accertare una possibile responsabilità delle compagnie petrolifere nel persegui- re politiche industriali che avrebbero deliberatamente contribuito al cambiamento climatico, lamentando anche violazioni dei diritti umani, nonché di ottenere risarcimenti per i danni economici attri- buibili a eventi metereologici o naturali riconducibili al cambiamen- to climatico. Eni è impegnata nell’esecuzione di una strategia di riposizionamen- to del portafoglio basata sulla progressiva riduzione del peso degli idrocarburi a beneficio della crescita delle energie rinnovabili, dei bio- carburanti e dei chemical ecocompatibili, così come dello sviluppo di tecnologie di cattura/abbattimento delle emissioni climalteranti e di vettori energetici lower carbon. Tale strategia è soggetta a vari rischi, tra cui le sfide di “esecuzione” (associate alla realizzazione di un progetto), la maggiore incertezza sui ritorni e sul successo degli investimenti in nuove tecnologie e nuovi vettori energetici (ad es. la cattura della CO 2 oppure la fusione a confinamento magnetico) e la disponibilità di fondi necessari per finanziare lo sviluppo della capa- cità produttiva di prodotti lower carbon (elettricità da fonti rinnovabili, biocarburanti e biometano). 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 ai rischi fisici (acuti e cronici) connessi al cambiamento climatico. Normativo: alla luce degli impegni globali di decarbonizzazione nel breve termine, si assiste ad un incremento di misure protezionisti- che, che potrebbero determinare un inasprimento della competi- zione per il predominio dei settori verdi e una frammentazione delle politiche climatiche. In particolare, nel contesto europeo, gli obiettivi di decarbonizzazione e le politiche climatiche più ambiziose rispetto ai Paesi concorrenti, potrebbero creare costi aggiuntivi e ridurre la competitività dei settori industriali. Nel medio-lungo termine, è ipo- tizzabile un’evoluzione normativa che porti alla diffusione di nuovi meccanismi di carbon pricing e/o obblighi di introduzione di quote minime di combustibili rinnovabili/lower carbon nel mercato. Nello specifico, Eni è soggetta all’European Emission Trading Sche- me (EU ETS) e all’UK Emission Trading Scheme (UK ETS). Secondo tale meccanismo, l’impresa ha l’onere di acquistare quote di emis- sione a copertura dell’eccesso rispetto a quanto assegnato gratui- tamente. Nel 2024, lo sbilancio del gruppo Eni è stato pari a circa 12 mln/ton, di cui circa l’80% è attribuibile al settore termoelettrico che non riceve quote gratuite. Nell’area extra UE, diverse economie in via di sviluppo 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 124 Inoltre, la possibile adozione di provvedimenti finalizzati a diminui- re 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. Infine, a livello europeo, l’adozione della Direttiva (UE) 2024/1760 (Corporate Sustainability Due Diligence Directive \- CS3D), nonché il recepimento, da parte degli Stati membri, della Direttiva (UE) 2022/2464 (Corporate Sustainability Reporting Directive \- CSRD) comporteranno, anche nel breve termine, nuovi obblighi di due dili- gence e di reporting di sostenibilità in capo alle imprese. Legale: alcuni soggetti pubblici e privati hanno avviato procedi- menti giudiziali nei confronti delle principali compagnie Oil & Gas, sulla base di asserite responsabilità per gli impatti Climate-related, anche connessi ai diritti umani, nonché per lamentate pratiche di c.d. “greenwashing”. Nel contesto europeo, la giurisprudenza, sebbe- ne non consolidata, si sta evolvendo nel senso di affermare l’esisten- za di un dovere, in capo alle imprese, di contribuire al contesto del cambiamento climatico, anche nella fase di valutazione degli impatti dei propri progetti e pur nell’asserita impossibilità per un giudice di assegnare alle stesse target di riduzione delle emissioni GHG. Quanto sopra dimostra come le istituzioni e gli stakeholder stiano mettendo in discussione la “license to operate” delle società petroli- fere occidentali, percepite poco virtuose o restie ad adattare il proprio modello di business e i processi di capital allocation allo scenario di decarbonizzazione, incrementando il rischio di nuovi contenziosi. Infine, anche l’introduzione della CS3D e il recepimento, da parte de- gli Stati Membri dell’UE, della CSRD potranno influire sull’evoluzione del rischio contenzioso. Per gli aggiornamenti sui contenziosi di Eni in ambito climatico, si rinvia alle note al bilancio consolidato. Reputazionale: nella crescente polarizzazione del dibattito pubblico sul cambiamento climatico, una parte della società civile (movimen- ti ambientalisti, ONG e giovani generazioni), istituzioni governative (specie in ambito USA) e altri stakeholder percepiscono le compa- gnie Oil & Gas tra i principali responsabili. Ciò porta a una crescen- te pressione sui board delle compagnie petrolifere per accelerare le strategie e i piani di transizione e sul settore finanziario (asset ma- nager, banche e società assicurative) per allineare i propri portafogli ai target “net zero”, anche alla luce degli obblighi normativi introdotti dall’UE in ambito ESG. Il disimpegno del mondo finanziario dagli idro- carburi potrebbe comportare difficoltà di accesso al mercato dei ca- pitali e una crescente pressione sui titoli delle società Oil & Gas, con conseguente aumento dei costi di finanziamento e del rischio equity. Mercato: il mercato è caratterizzato da un’elevata incertezza a cau- sa dell’interazione di diverse variabili, tra cui le tensioni geopoliti- che, le politiche per la decarbonizzazione (estremamente disomo- genee a livello geografico), l’andamento di domanda e offerta. Tale incertezza accentua la difficoltà delle decisioni di investimento e diminuisce la prevedibilità delle modalità e tempistiche della tran- sizione energetica. Pertanto, qualora i meccanismi che regolano la domanda e l’offerta presente e futura delle diverse tecnologie (sia quelle attualmente disponibili che quelle a differenti stadi di svilup- po o commercializzazione) si muovano più rapidamente di quanto previsto da Eni, ciò potrebbe incidere sostanzialmente sulle pro- spettive di crescita, sui risultati operativi, sul cash flow e sui ritorni per gli azionisti. Le incertezze del mercato e l’estensione degli orizzonti temporali rendono complessa la previsione dei prezzi degli idrocarburi a lun- go termine. Tale previsione rappresenta un’assunzione critica ai fini della valutazione di recuperabilità degli investimenti Oil & Gas iscrit- ti nel bilancio consolidato. La variabilità delle assunzioni di prezzo può determinare ampie oscillazioni dei valori equi degli investimen- ti, con impatti potenzialmente significativi sul bilancio consolidato. Ai fini dell’apprezzamento di tale rischio, la Direzione ha verificato mediante analisi di sensitività (c.d. “stress test”) la tenuta dei valori contabili degli attivi Oil & Gas ad assunzioni di prezzo alternative rispetto allo scenario base adottato per i processi di pianificazione e controllo aziendali (“base case”). Tra gli scenari considerati sono inclusi la curva dei prezzi dello scenario IEA Net Zero 2050 (integra- ta dalle previsioni Eni per gli anni non coperti dall'IEA) e il c.d. “hair- cut del 10%”. Gli stress test eseguiti nel bilancio 2024 prevedono di modificare solo le variabili prezzo/costo della CO 2 , mantenendo invariate le altre assunzioni (profili, investimenti e costi operativi). Nonostante questi limiti, i risultati nel complesso confermano la recuperabilità dei valori di bilancio (si rinvia alla nota integrativa n. 15 del bilancio consolidato). Tecnologico: nel medio-lungo termine, ma anche nel breve termi- ne, diverse tecnologie finalizzate a costruire un modello di consumo energetico lower carbon potrebbero raggiungere la fase commercia- le, ad esempio, nella mobilità elettrica, nello stoccaggio di energia da fonti rinnovabili, e nello sviluppo di nuovi vettori energetici. Per tale motivo, l’innovazione tecnologica riveste un ruolo chiave nei piani di transizione delle società Oil & Gas. Eni è attiva nella ricerca e nello sviluppo di nuove tecnologie e vet- tori energetici volti a trasformare il proprio portfolio. Tra le iniziati- ve intraprese da Eni figurano la cattura e stoccaggio della CO 2 , la produzione/trasporto di idrogeno, e la fusione a confinamento ma- gnetico. Tuttavia, il mancato presidio di tecnologie che si riveleranno essenziali per la transizione energetica e, d’altra parte, il fallimento o il ritardo nello sviluppo delle tecnologie in cui Eni investe potrebbe comportare rischi finanziari significativi. Fisici: diversi studi della comunità scientifica hanno associato l’au- mento della frequenza di fenomeni meteoclimatici acuti e il verifi- carsi di eventi cronici alla influenza del cambiamento climatico. Gli eventi metereologici estremi, quali, a titolo esemplificativo, uragani, inondazioni, siccità, desertificazione, innalzamento del livello degli oceani e scioglimento dei ghiacciai perenni, hanno un impatto sull’e- conomia e sulla vita della comunità. Questi eventi possono anche comportare interruzioni più o meno prolungate delle operazioni in- dustriali e danni a impianti e infrastrutture, con conseguente perdite finanziarie, riduzione di cash flow e incremento dei costi di ripristino RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 125 e manutenzione, compresi gli effetti sulla catena di fornitura. In risposta a queste tendenze emergenti, Eni individua azioni di trat- tamento e monitora la resilienza del portafoglio agli scenari di transi- zione o ai possibili eventi fisici (per approfondimenti si veda “Obietti- vi, Principali Rischi e azioni di trattamento”, “Nota15 del Bilancio” e “Il processo di Asset Integrity”). RISCHI CONNESSI AL CONTESTO ECONOMICO GLOBALE E AL QUADRO GEOPOLITICO I risultati economici e i flussi di cassa previsti dal Gruppo nel 2025 sono esposti ai rischi di rallentamento dell’economia globale e all’incertezza connessa al complesso quadro geopolitico in relazio- ne al protrarsi della guerra in Ucraina, alle crescenti tensioni in Me- dio Oriente e alle controversie commerciali tra Stati Uniti, Europa e Cina, che possono innescare nuovi shock globali. La persistenza di rischi sistemici e di incertezza e volatilità nei mercati finanziari ed energetici possono incidere sull’attività 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 condizioni potrebbero determinare una riduzione della domanda delle materie prime energetiche e una conseguente riduzione dei prezzi, con ricadute negative sui risultati economici, i flussi 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 2024, analogamente a quan- to avvenuto nel 2023, Eni non ha effettuato prelievi di gas naturale da Gazprom per la commercializzazione nei mercati UE nell’am- bito di varie controversie commerciali tra le parti (occorre risalire al 2022 per registrare volumi significativi di gas naturale di prove- nienza russa nel portafoglio Eni, che in quell’anno avevano coperto il 18% degli acquisti totali di gas naturale del Gruppo al servizio del mercato europeo). I piani commerciali del Gruppo per il 2024 avevano scontato il possibile scenario di zero forniture dalla Rus- sia per il mercato EU, dimensionando coerentemente gli impegni di vendita. Il management assume che le forniture di gas naturale dalla Russia saranno pressoché nulle anche nei prossimi anni. Per far fronte a questa situazione, il Gruppo attraverso varie iniziative commerciali, quali ad esempio l’utilizzo delle flessibilità contrattuali per aumentare i prelievi da altre geografie e l’aumento delle produ- zioni con la prossima entrata in esercizio/a regime di progetti GNL e con azioni a sostegno della produzione nazionale, ha adattato il portafoglio di forniture e sarà in grado nel medio termine di aumen- tare progressivamente le vendite una volta assicurata la copertura delle esigenze di approvvigionamento interne (in particolare il feed- gas 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 particolare il dol- laro 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 espo- sizioni sono normalmente gestite dal Gruppo tramite l’utilizzo di strumenti derivati, ad eccezione delle esposizioni strategiche relative alle produzioni delle riserve di idrocarburi, ai margini di raffinazione e a una quota dei volumi di gas naturale approvvigionati dai contratti long-term venduti al mercato grossista, salvo particolari situazioni di mercato, nonché l’esposizione al dollaro USA relativa alla conversio- ne in euro dei bilanci delle società del settore E&P che hanno il dol- laro come valuta funzionale. Con riguardo a quest’ultima, l’analisi di sensitività per l’anno 2025 prevede una variazione 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 2025 pari a un cambio euro/dollaro di 1,05. 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’ina- dempienza delle controparti di pagare gli importi dovuti a Eni alla scadenza contrattuale in relazione alle forniture di prodotti o servizi Eni o altri addebiti da parte del Gruppo nel normale svolgimento delle operazioni. In caso di tali rischi o di situazioni di default delle contro- parti, 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 della Relazione Finanziaria Annuale (nota n. 28 Garanzie Impegni e Rischi). RISCHIO PAESE Al 31 dicembre 2024, circa l’83% 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 caratterizzati, rispetto all’area OCSE, da un minore grado di stabili- tà politica, sociale ed economica e anche del quadro normativo e legale. Tale instabilità e incertezza può causare eventi destabiliz- zanti quali conflitti interni, rivoluzioni, instaurazione di regimi non democratici, disordine sociale, scioperi, atti di vandalismo alle infra- strutture e altre forme di disordine civile e fenomeni similari tali da compromettere in modo temporaneo o permanente la capacità di ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 126 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, modi- fiche contrattuali unilaterali che comportano la riduzione di valore degli asset del Gruppo, disinvestimenti forzosi, nazionalizzazioni ed espropriazioni; (iii) restrizioni di varia natura sulle attività di esplora- zione, produzione, importazione ed esportazione; (iv) incrementi del- la fiscalità applicabile; (v) complessi iter di rilascio/rinnovo di auto- rizzazioni 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 compromettere la capa- cità di Eni di continuare a svolgere le proprie attività o a svolgerle con talune limitazioni. Nello scenario corrente, il Gruppo Eni è esposto al rischio Paese in Libia, Venezuela ed Egitto. Per quanto riguarda la Libia, uno dei Paesi a più elevato rischio po- litico nel recente passato, la situazione di maggiore stabilità interna ha consentito un sostanziale svolgimento delle attività estrattive nel 2024, nonché il progredire dei diversi progetti di sviluppo sanzionati nel 2023. La produzione Eni in Libia nell’esercizio è stata di 176 mila boe/giorno, pari a circa il 10% della produzione complessiva della Società. A fine 2024 sono state inoltre riavviate le attività di esplora- zione con la perforazione iniziata a fine anno nell’Area B nel bacino del Ghadames. L’attuale contesto in Medio Oriente ha compromesso la crescita economica e ridotto le disponibilità finanziarie dell'Egitto, riducen- do il grado di solvibilità delle Compagnie di Stato che acquistano la quota equity delle produzioni delle società petrolifere internazionali. Tuttavia, nel corso del 2024, importanti interventi di investimento estero ed aiuti da parte di istituzioni internazionali, associati ad un programma di riforme economiche, hanno portato ad un graduale miglioramento della capacità di soddisfare gli impegni verso le so- cietà internazionali. Questo ha consentito ad Eni di concordare con le compagnie di Stato, a giugno 2024, un piano di rientro dello scaduto e di incassare sostanzialmente i crediti maturati nell’anno. Il Venezuela versa da alcuni anni in una crisi economica e finanziaria per l’impossibilità di esportare petrolio a causa delle sanzioni USA volte a colpire la principale fonte di entrate del Paese, il Governo venezuelano e le Società di Stato del petrolio. L’outlook 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, a causa dello stato d’insolvenza della società di Sta- to Petróleos de Venezuela SA (“PDVSA”) alla quale è venduta l’intera produzione di gas naturale del progetto. 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’ambiente operativo. Alla data di bilancio, l’esposizione creditoria Eni verso PD- VSA ammonta a circa €2,1 miliardi (€0,8 miliardi al netto del fondo svalutazione). Nel corso del 2024, grazie alla temporanea sospensio- ne delle sanzioni accordata dagli USA, è stato possibile compensare una parte dei crediti maturati nel semestre con carichi di greggio di proprietà PDVSA fino a circa il 45% degli ammontari maturati nel pe- riodo. L’esposizione verso il Venezuela rimane un fattore di rischio nel breve-medio termine. Per quanto riguarda la Nigeria, il completamento del processo di vendita delle attività operate da Eni nell’onshore del Paese (licenze produttive OML 60/61/62/63) al partner privato locale, nell’ambi- to della strategia di upgrading e di ribilanciamento del portafoglio upstream, consente di limitare l’esposizione a un contesto operativo complesso e sfavorevole (furti di petrolio, danneggiamenti, oil spill, interruzioni delle attività) e ai rischi di perdite su crediti in relazione alle difficoltà finanziarie e alle contestazioni dei coventurer (tra cui anche la compagnia di Stato) nell’assicurare i fondi per lo sviluppo della produzione, che avevano penalizzato per anni la redditività delle attività Eni. L’evoluzione del contesto economico, finanziario e politico dei Paesi in cui opera il Gruppo potrebbe influire sulle scelte operative e di in- vestimento di Eni che potrebbe anche, in ultima istanza, decidere di ridimensionare la presenza del Gruppo in determinate aree, con con- seguenti possibili ripercussioni negative sulla situazione economica, 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 legati alla natura delle attività poste in essere dal Gruppo. Le attività industriali Eni nei settori della ricerca, sviluppo e produzio- ne di idrocarburi, della raffinazione, delle produzioni petrolchimiche e del trasporto degli idrocarburi sono esposte per loro natura ai rischi operativi connessi con le caratteristiche chimico-fisiche delle mate- rie prime e dei prodotti (tra cui infiammabilità, tossicità, instabilità). Guasti tecnici, malfunzionamenti di apparecchiature e impianti, erro- ri umani, atti di sabotaggio, perdite di contenimento, incidenti di poz- zo, incidenti a raffinerie e impianti petrolchimici, fenomeni atmosfe- rici avversi possono causare danni alle persone, all’ambiente e alle proprietà di proporzioni anche rilevanti come nel caso di esplosioni, RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 127 incendi, fuoriuscite di greggio, gas e prodotti (da pozzi, piattaforme, navi cisterna, pipeline, depositi e condutture), rilascio di contaminan- ti nel suolo, nelle falde e nell’ambiente acquatico, emissioni nocive e altre similari avverse conseguenze. Vi sono rischi che tali eventi possano assumere proporzioni catastrofiche per l’ambiente, la sicu- rezza delle persone e la proprietà, come nel caso dell’incidente petro- lifero del pozzo Macondo occorso nel 2010 nel Golfo del Messico a una compagnia petrolifera internazionale. Tali rischi sono influenzati dalle caratteristiche degli ambiti territo- riali 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 tecni- che nell’esecuzione degli interventi di recupero e contenimento degli idrocarburi o altre sostanze chimiche liquide sversate nell’ambien- te o di emissioni nocive in atmosfera, delle operazioni di chiusura e messa in sicurezza di pozzi danneggiati o in caso di blowout, di spegnimento di incendi occorsi a raffinerie, complessi petrolchimici o pipeline. Per questi motivi le attività del settore petrolifero, della raffinazione, del trasporto degli idrocarburi e della chimica sono sot- toposte a una severa 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 regolamentano 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 opera- tive di elevata qualità e affidabilità per assicurare il rispetto della re- golamentazione ambientale e per tutelare l’integrità delle persone, dell’ambiente, delle operations, della proprietà e delle comunità in- teressate. Tuttavia, nonostante tali misure e precauzioni, non è pos- sibile 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 prospettive di svi- luppo del Gruppo e sulla sua reputazione, nonché sui ritorni per gli azionisti. In relazione alle contaminazioni storiche, con particolare riguardo all’Italia, Eni continua ad essere esposta al rischio di passività e oneri ambientali in relazione a diversi siti oggi inattivi dove ha condotto in passato attività minero-metallurgiche e chimiche poi chiuse, dismes- se o liquidate; in tali siti, sono emersi livelli di concentrazione di so- stanze 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 industriali ormai cessate, d’intesa con le competenti Autorità amministrative. Nonostante Eni abbia reso la dichiarazione di “proprietario non colpevole” poiché la Compagnia ritiene di non essere responsabile per il superamento di parametri d’inquinamento tollerati dalle leggi di allora o per situazioni d’inquinamento provocato da precedenti operatori ai quali è suben- trata 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 bonifica e per il risarcimento di eventua- li danni in base agli standard e parametri previsti dalla legislazione corrente. In alcuni casi, i manager 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 asse- riti reati contro l’incolumità pubblica, facendo scattare in capo a Eni la responsabilità amministrativa dell’ente. Il bilancio Eni accoglie i costi che dovrà sostenere in futuro per ese- guire le bonifiche e i ripristini di aree contaminate a causa delle pro- prie 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 possibile 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 futuri sviluppi regolatori, all’esito dei procedimenti amministrativi o giudiziali in corso, all’emergere di nuove passività ambientali e ad altri fattori di rischio. Nel giugno 2024, in relazione alle passività ambientali relative ai siti italiani oggetto di conferimento nel 1989 da un operatore ita- liano a Eni, le due parti hanno definito i termini di una transazione che riconosce il principio della condivisione al 50% dei costi delle attività di bonifica e ripristino ambientale. Tale accordo riguarda sia i costi sostenuti da Eni per le operazioni di bonifica sin qui con- dotte in relazione alla dismissione/chiusura di gran parte di quelle attività o in relazione ai livelli d’inquinamento accertati a seguito di caratterizzazioni ambientali nei siti ancora operativi, sia i costi futu- ri che il Gruppo prevede di sostenere in relazione alle obbligazioni costruttive o legali esistenti alla data della situazione contabile al 30 giugno i cui relativi costi sono stati accantonati in bilancio. Tale accordo ha comportato un beneficio per Eni di circa €0,8 miliardi e consente di de-rischiare in modo significativo le potenziali passività associate alle operazioni di bonifica in corso presso i siti italiani og- getto dell’accordo che costituiscono la gran parte dei siti a rischio ambientale di Eni in Italia. 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 re- sponsabile civile di eventuali danni e conseguenti richieste di risar- cimento. L’eventuale soccombenza in relazione ai procedimenti in corso potrebbe determinare in relazione alla responsabilità ammini- strativa dell’Ente l’applicazione di sanzioni pecuniarie e/o interdittive, quali l’interdizione dall’esercizio dell’attività, la sospensione o la revo- ca di autorizzazioni, licenze o concessioni, con possibili conseguenti effetti negativi sull’attività, le prospettive, la reputazione nonché la situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 128 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 impo- ste tende a essere più elevata rispetto alle altre 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 prezzi del petrolio in un aumento dell’utile netto. Sfavorevoli variazioni dell’aliquota fiscale applicabile all’utile prima delle imposte del Gruppo nelle attività Oil & Gas comporterebbero un impatto negativo sui futuri risultati econo- mici e sui flussi di cassa. Il più recente provvedimento fiscale relativo al settore Oil & Gas è stata la legge di bilancio 2023 dello Stato italiano che ha introdot- to a carico delle imprese del settore energetico un contributo soli- daristico da versare nel 2023, calcolato applicando un’aliquota del 50% all’imponibile IRES 2022 che eccede l’ammontare pari al 110% dell’imponibile medio registrato nei quattro anni precedenti. La base imponibile comprende anche la distribuzione di riserve in sospensio- ne d’imposta, la cui inclusione è contestata da Eni perché ritenute estranee ai profitti connessi allo scenario energetico 2022. Il relativo debito d’imposta pari a €454 milioni stanziato nel bilancio 2023 è stato versato nel corso del 2024. 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 per effetto di una ripresa macroeconomica più debole del previsto o in relazione all’evoluzione dei conflitti tra Russia e Ucraina e in Medio Oriente, il Gruppo potreb- be non essere in grado di mantenere i volumi e i margini di vendita. 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 richiedono elevati investimenti con tempi di ritorno medio-lunghi e sono sogget- te al rischio minerario e di insufficienti ritorni del capitale per l’espo- sizione alla volatilità dei prezzi, nonché a rilevanti rischi operativi in funzione della natura delle operazioni. Rischi economici Il rischio minerario è rappresentato dall’incertezza dell’attività esplo- rativa che può avere esito negativo a causa della perforazione di pozzi sterili o della scoperta di quantità di idrocarburi non economi- che o insufficienti a giustificare il completamento dei pozzi esplora- tivi come produttori. Nelle attività di sviluppo il rischio minerario è dovuto alla possibile sotto performance dei reservoir e al recupero di volumi di idrocarburi inferiori alle stime iniziali. I progetti di svi- luppo delle riserve d’idrocarburi sono caratterizzati da lunghi tempi di realizzazione e di pay-back e dall’elevata esposizione 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 dei prezzi degli idrocarbu- ri che potrebbero essere inferiori rispetto alle assunzioni sottostanti 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 critiche (navi FPSO, piattaforme, impiantisti- ca 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’azienda di rimpiazzare le riserve prodotte attraverso l’esplorazione di succes- so, l’efficacia e l’efficienza delle attività di sviluppo, l’applicazione di miglioramenti tecnologici in grado di massimizzare i tassi di recu- pero dei giacimenti in produzione e l’esito dei negoziati con gli Stati possessori delle riserve. L’insuccesso nell’ottenere adeguati tassi di rimpiazzo delle produzioni potrebbe influenzare in maniera negativa le prospettive di crescita del Gruppo, i 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 tecnologica 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/gas comporta un peggioramento della redditività dei progetti. Lo sviluppo e messa in produzione delle RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 129 riserve scoperte comporta normalmente un insieme complesso di attività con lunghi tempi di realizzazione: verifica della fattibilità eco- nomico-tecnica con possibili ulteriori fasi di appraisal della scoperta, definizione del piano di sviluppo con i partner industriali dell’iniziati- va, compresa la first party di Stato, ottenimento delle autorizzazioni da parte dello Stato host, talora il project financing, l’ingegneria di front-end e di dettaglio e la realizzazione di pozzi e impianti, piattafor- me, unità di floating production, centri di trattamento, linee di export e altre 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 produ- zione consentendo il recupero del capitale nell’arco di anni. Ritardi nell’ottenimento delle necessarie autorizzazioni o nelle fasi di costru- zione, limitati dati per la progettazione, ritardi nel recupero di costi investimenti per difficoltà della first party o altri eventi similari posso- no determinare slittamenti nei tempi di avvio della produzione 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, temperature, 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. L’industria è esposta ai rischi di strozzatu- re nelle catene di fornitura e nella logistica, ridotta disponibilità di yard di costruzione, nonché incrementi del costo dei fattori produttivi quali materie prime (acciaio, cemento), lavoro specializzato e altri input, come si è verificato negli ultimi anni in relazione alla pressione inflazionistica in tutti i settori produttivi a partire dalle materie prime. Per il 2025 è prevedibile un allentamento della pressione inflazioni- stica per alcuni beni; tuttavia, le daily rate di rig e altri mezzi navali di perforazione e sviluppo sono attesi rimanere su elevati livelli a causa della disciplina finanziaria adottata dal settore dei servizi all’industria in risposta alla contrazione degli investimenti da parte del settore pe- trolifero durante i recenti downturn e al mantenimento di un approc- cio selettivo al capital budget. Pertanto, le società petrolifere sono esposte al rischio di competere rispetto a un’offerta limitata di unità di perforazione e altri mezzi. 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 e ai futuri costi operativi/di sviluppo. 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 valutazio- ne; (ii) le assunzioni sui futuri 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 perfora- zioni e di test di produzione e l’effettiva performance produttiva dei giacimenti successivamente alla data della stima che può deter- minare 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 sco- perte, il rimpiazzo delle riserve del Gruppo è influenzato dal mecca- nismo di attribuzione previsto dai “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 giacimento stesso. Sulla base di tali meccanismi contrattuali previsti nei PSA, maggiori sono i prezzi di riferimento del Brent utilizzati per stimare le riserve certe dell’Emittente, minore è il numero di barili necessari per recuperare lo stesso ammontare di co- sto, e viceversa. La produzione futura di petrolio e gas dipende dalla capacità del Gruppo di accedere a nuove riserve attraverso nuove scoperte, l’applicazione di miglioramenti tecnici, il successo delle at- tività 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 rendimento 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 produzione 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 operativi e di sviluppo più elevati possono comportare significative revisioni negative di stima delle riserve certe per il fatto che esse potrebbero diventare non economiche al variare dei fattori suddetti, determinan- do un impatto negativo sulle prospettive di business, sui risultati ope- rativi, sui flussi di cassa e sulla liquidità del Gruppo. Rischi operativi L’attività di ricerca, sviluppo ed estrazione degli idrocarburi è esposta a specifici rischi operativi in relazione alla natura dei prodotti idrocar- buri (infiammabilità, instabilità, tossicità, ecc.), alle caratteristiche dei giacimenti (temperatura, pressione, profondità) e alla tipologia delle operazioni necessarie all’estrazione ed al trattamento dei prodotti. Sono rischi di pericoli e possibili eventi dannosi a carico della salute e della sicurezza delle persone, dell’ambiente e della proprietà, qua- li esplosioni con rilascio incontrollato di petrolio o gas naturale dai pozzi incidentati (c.d. “blowout”), contaminazioni, malfunzionamenti delle apparecchiature con conseguenti sversamenti di petrolio, fuo- riuscite di gas, incendi di pozzi, piattaforme o unità galleggianti di produzione, collisioni marine e altri eventi similari che potrebbero essere di entità tale da causare perdite di vite umane, disastri am- bientali, 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 a causa della maggiore complessità e difficoltà delle operazioni di contenimento e recupero delle fuoriuscite di petrolio in mare aperto. Al 31 dicembre 2024 la ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 130 produzione offshore del Gruppo ha rappresentato una quota rilevan- te di quella complessiva pari a circa il 70%. Al riguardo, si segnala che il Gruppo adotta tecnologie, procedure e best practices internazionali al fine di mantenere elevati standard operativi dei propri impianti ed ha in essere coperture assicurative per limitare i possibili effetti eco- nomici derivanti dai danni provocati a terzi e alla proprietà, agli attivi industriali e da responsabilità di bonifica e ripristino dell’ambiente in caso di incidente. Ciononostante, un evento dannoso di ampie pro- porzioni o catastrofico, quale fu l’esplosione del pozzo Macondo nel Golfo del Messico nel 2010 operato da una grande compagnia pe- trolifera internazionale, sarebbe coperto solo in minima parte dalla capacità assicurativa disponibile sul mercato e comporterebbe a carico del Gruppo il riconoscimento di oneri e passività di ammonta- re 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 concor- renza 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 sostenibili per massimizzare l’estrazione di idrocarburi. A causa delle dimensioni inferiori di Eni rispetto ad altre compagnie petrolifere internazionali, il Gruppo potrebbe trovarsi in uno svantaggio competitivo in presenza di progetti di dimensioni rilevanti o a elevata intensità di capitale che richiedono un’ampia disponibilità di risorse tecniche e finanziarie. Il Gruppo potrebbe essere esposto al rischio di ottenere minori rispar- mi sui costi in un contesto deflazionistico rispetto ai suoi concorrenti più grandi, dato il suo potere di mercato potenzialmente inferiore ri- spetto ai fornitori, mentre in caso di aumento dei costi dovuti alla ca- renza di materiali, manodopera e altri fattori produttivi, Eni potrebbe subire maggiori pressioni da parte dei propri fornitori per aumentare il prezzo di beni e servizi rispetto ai principali concorrenti. RISCHI CONNESSI ALL’ATTIVITÀ DI GENERAZIONE ELETTRICA DA FONTI DI ENERGIA ALTERNATIVE E RINNOVABILI Il Gruppo è attivo nello sviluppo e nella realizzazione di impianti per la generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili 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 autorizzativi 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 costru- zione di un impianto variano, tra l’altro, in base ai costi dei materiali e delle componenti impiantistiche, dei servizi per la realizzazione delle opere civili e per l’installazione e l’interconnessione con la rete di tra- smissione, nonché alle tempistiche e disponibilità dei suddetti ele- menti. Il settore ha registrato in passato incrementi, anche repentini, dei costi di alcune materie prime, della componentistica e dei servi- zi, nonché strozzature e ritardi nella catena di approvvigionamento con ricadute negative sulla redditività attesa degli investimenti. Un eventuale rilevante incremento di tali costi di sviluppo e realizzazione degli impianti, ovvero una significativa dilatazione dei tempi di repe- rimento dei principali materiali e componenti potrebbe comportare 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 generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili secondo criteri di economicità, il Gruppo potrebbe incontrare difficoltà nel perseguimento dei propri obiettivi di sviluppo, con conseguenti effetti pregiudizievoli sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e/o finanziaria del Gruppo. Inoltre, il business delle rinnovabili è influenzato da fattori quali (i) le politiche di incentivazione alla generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili, (ii) eventuali malfunzionamenti e interruzioni dell’o- peratività degli impianti di trasmissione e generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili, (iii) l’evoluzione tecnologica e (iv) le va- riazioni climatiche. Le politiche di incentivazione alla generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili, adottate dalla maggior parte dei Paesi in cui il Grup- po opera, possono incidere in maniera significativa sulle prospettive reddituali della produzione da fonti rinnovabili per gli operatori del settore. Eventuali mutamenti o ridimensionamenti di tali politiche, anche attraverso misure fiscali temporanee o straordinarie, potreb- bero indurre il Gruppo a modificare o ridurre i suoi piani di sviluppo, nonché incidere negativamente sull’economicità della produzione da alcune fonti, con conseguenti effetti negativi sull’attività e sulla situa- zione 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 dotato di adeguata struttura organizzativa, idonei contratti di ma- nutenzione e coperture assicurative, il Gruppo è esposto a rischi di malfunzionamento e di imprevista interruzione dei suddetti impianti, causati da eventi sia operativi quali incidenti, guasti o malfunziona- mento di apparecchiature o sistemi di controllo, sia di natura straor- dinaria quali difetti di fabbricazione dei componenti degli impianti, calamità naturali, 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 evita- bili, 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 repu- tazione 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 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 131 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 conse- guenti effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patri- moniale e finanziaria del Gruppo. RISCHI CONNESSI ALLE SANZIONI ECONOMICHE E FINANZIARIE Nel 2024 non sono state irrogate sanzioni nei confronti del Grup- po nell’ambito dei programmi di sanzioni economiche e finanziarie adottate da USA, EU e UK nei confronti di determinati Paesi. Il Grup- po è esposto attualmente a questo tipo di rischio esclusivamente per le attività condotte in Venezuela e Russia, come descritto nei paragrafi precedenti. Sebbene le sanzioni siano generalmente volte a colpire l’economia del Paese oggetto del programma sanzionatorio e il Gruppo adotti misure volte a garantire che le proprie attività siano svolte in con- formità con le norme applicabili, non si può escludere che il possibi- le deterioramento della situazione economica, sociale e politica del singolo Paese sanzionato, il protrarsi dell’applicazione delle sanzio- ni, la modifica ovvero l’inasprimento delle stesse possano limitare l’operatività del Gruppo, anche in modo significativo, con impatti negativi sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo. RISCHI CONNESSI AL MERCATO GGP Il settore Global Gas & LNG Portfolio (GGP) di Eni opera nel mercato all'ingrosso del gas prevalentemente in ambito europeo e nel merca- to del GNL a livello globale. I risultati di tale business sono influen- zati dalle dinamiche globali e regionali della domanda e dell'offerta di gas naturale e dal conseguente contesto competitivo. L'attuale fase di mercato è caratterizzata su scala globale dalla persistenza di un equilibrio instabile a fronte di consumi in ripresa e crescita del supply in rallentamento rispetto alle aspettative. Nel 2024 i prezzi si sono attestati su una media inferiore al 2023, pur registrando trend di crescita in risposta all’instabilità del contesto geopolitico e all’indi- sponibilità temporanea di alcuni impianti. Il settore GGP è esposto ai rischi dovuti alla rilevante presenza nel portafoglio di approvvigionamento di contratti long-term con clau- sola take-or-pay. Per assicurarsi un’adeguata disponibilità di gas nel medio-lungo termine, a sostegno dei programmi di vendita, contri- buendo alla sicurezza di approvvigionamento del mercato europeo in generale e di quello italiano in particolare, Eni ha stipulato nel passato e intende stipulare in futuro 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 riti- rato ad un prezzo che tiene conto della frazione di prezzo contrattua- le già corrisposto. Il meccanismo degli anticipi contrattuali espone l’impresa a significativi rischi finanziari nel caso in cui, a causa di un eventuale eccesso di offerta i prezzi di mercato non fossero remune- rativi rispetto alla quota di minimum take non coperta da contratti di vendita e attività di risk management, facendo scattare l’applicazio- ne 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 dor- sali europee che convogliano il gas dai luoghi di produzione ai mer- cati di consumo. In tale scenario, il management di Eni è impegnato nella rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento 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 finanziario. Rela- tivamente ai contratti di fornitura take-or-pay con le società di Stato russe (Gazprom e le sue affiliate), nello scenario in cui Eni sia costret- ta a cessare i prelievi per adempiere a possibili regimi sanzionatori o in vista dell’obiettivo comunitario di cessare ben prima del 2030 la dipendenza dalle forniture d’idrocarburi dalla Russia, 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 pro- cedimenti pendenti risultassero insufficienti a far fronte interamente agli oneri, alle spese, alle sanzioni e alle richieste risarcitorie e resti- tutorie formulate in caso di soccombenza in dipendenza ad esempio di nuovi elementi informativi e di sviluppi non previsti al momento della stima del fondo di bilancio, si potrebbero avere effetti 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, possano 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, sulla situazione patrimoniale e finanziaria e sui risultati economici del Gruppo. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 132 Non si può escludere che rischi valutati remoti o possibili dal Gruppo possano diventare probabili e determinino adeguamenti al valore 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, patrimoniale 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 sistemi informatici, inclusi quelli di terze parti, che supportano in maniera pervasiva tutti i processi aziendali. I suddetti sistemi sono esposti al rischio di malfunzionamenti, virus, accessi non autorizzati, sottra- zione di informazioni sensibili che possono causare danni operativi, economici e reputazionali. Nello specifico il rischio legato alla cyber security è considerato ele- vato in quanto: • Eni è un obiettivo particolarmente appetibile per i cyber criminali in ragione del settore in cui opera e del contesto geopolitico attuale (ad es. conflitto Russia-Ucraina); • gli attacchi informatici, attuati anche mediante l’utilizzo dell'intel- ligenza artificiale, sono in costante aumento (ad esempio spear phishing, malware, deep fake ecc.). Per Eni quindi la gestione dei rischi di cyber security risulta essere prioritaria ed ha come obiettivo la protezione dei sistemi informatici, reti, software e dati garantendo la riservatezza, l’integrità e la dispo- nibilità delle informazioni, in particolare: • Riservatezza: assicurare che le informazioni siano protette da ac- cessi non autorizzati. La diffusione di informazioni riservate o una violazione di informazioni sensibili di dipendenti e clienti potrebbe causare danni reputazionali ed economici al gruppo oltre a gravi ripercussioni legali (ad es. sanzioni), dovute al mancato rispetto di obblighi normativi e/o contrattuali; • Integrità: assicurare che le informazioni non siano soggette a mo- difiche e/o cancellazioni non autorizzate. La compromissione della qualità delle informazioni aziendali può avere conseguenze di va- sta portata su vari aspetti dell'operatività e della sostenibilità azien- dale oltre a causare potenziali danni reputazionali ed economici al Gruppo; • Disponibilità: assicurare che le informazioni e i servizi siano sem- pre disponibili e accessibili ai soggetti autorizzati. La indisponibilità dei sistemi potrebbe avere un impatto significativo sul business, in particolare se coinvolge i sistemi business critical. In generale, malfunzionamenti dei sistemi informatici potrebbero rallentare la produzione o i piani di digitalizzazione e ostacolare l’innovazione tecnologica aumentando i costi dei progetti digitali e riducendo i benefici attesi. 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 regolazione 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 fun- zione di monitoraggio dei livelli dei prezzi del gas naturale e definisce le condizioni economiche di fornitura del gas ai clienti che hanno diritto di accedere alle condizioni tariffarie stabilite dalla stessa Au- torità (cosiddetti clienti tutelati). Le decisioni dell’Autorità in tale materia possono limitare la capacità degli operatori del gas di trasferire gli incrementi del costo della ma- teria prima nel prezzo finale o limitare il riconoscimento dei costi e rischi tipici dell’attività commerciale con i clienti tutelati. Fino al 31.12.2023, i clienti che avevano diritto al servizio di tutela gas erano i clienti domestici 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 copertura del costo della materia prima – quota- zioni forward rilevate presso l’hub olandese TTF – in luogo della pre- cedente, prevalentemente 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 stru- menti di incentivazione agli operatori per la promozione della rinego- ziazione 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 importa- zione di gas, ARERA con delibera 374/2022/R/GAS ha determinato il passaggio del riferimento della materia prima da TTF a PSV con aggiornamento mensile della componente CMEM a copertura dei costi di approvvigionamento 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 (c.d. Milleproroghe) – Legge 108 del 21 settembre 2018 – aveva rinviato questa scadenza al 1° luglio 2020\. Con il Decreto Legge n. 162/2019 (c.d. D.L. Mil- RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 133 leproroghe) – 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° gennaio 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’elet- tricità e per le famiglie per gas e luce, era fissata al 1° gennaio 2022. Con la Legge 21/2021 di conversione del D.L. 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’energia elettrica. Dal 1° gennaio 2021 era previsto il superamento della maggior tutela elettrica per le piccole imprese con più di 10 dipendenti e un fatturato annuo o un totale di bilancio superiore a 2 milioni di euro; ARERA ha regolato la procedura di gara per assegnazione del servizio con decorrenza 1.7.2021 (dal 1.1.21 al 30.6.21 il servizio è stato assegnato transito- riamente agli esercenti la maggior tutela). 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 operatore di libero mercato) e i risultati della gara hanno evidenziato un allinea- mento 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 tariffaria confermato, senza deroghe, per i clienti domestici gas e le microim- prese 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 pro- cedura 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 parlamento 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 D.M. 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 regola- toriamente al 1° aprile), non hanno un fornitore sul mercato libero. Il medesimo D.M. (art. 3 comma 5) ha previsto 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 D.L. 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 Concor- renza n. 124/2017 (art. 1 comma 59); \- proroga al 10 gennaio 2024 (in luogo del 1° gennaio 2023) del ter- mine 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 del- le 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 (offerte “PLACET”). È inoltre operativo un apposito portale web gestito da Ac- quirente Unico per conto di ARERA (Portale Offerte) che consente la comparazione di tutte le offerte generalizzate di gas ed energia elet- trica disponibili; su questa area di regolazione ARERA di recente ha proposto orientamenti – non ancora deliberati ufficialmente – mirati ad aumentare la possibilità di comparazione delle offerte commer- ciali 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 contratto 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 con- corsuali per il servizio a tutele graduali per i clienti domestici non vulnerabili al 10 gennaio 2024 (prima previste in data 11 dicembre 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 ridotto 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 D.L. 181/23 ha modificato, altresì, il contenuto della clausola sociale prevedendo l’obbligo, per i soli esercenti il servizio di maggior tutela, di continuare ad utilizzare i servizi di contact center prestati da soggetti terzi sino alla conclusione delle procedure competitive o fino alla scadenza dei contratti in essere se antecedente a tale data. La pubblicazione degli esiti della procedura di gara è avvenuta il 6 febbraio 2024\. 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. Da ultimo, la Legge annuale per il mercato e la concorrenza 2023 (L. 193/2024, art. 24) ha previsto che i clienti domestici vulnerabili ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 134 (di cui all'articolo 11, comma 1, del Decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 210) abbiano la facoltà di chiedere, entro il 30 giugno 2025, l'accesso al servizio a tutele graduali (di cui alla delibera ARERA n. 362/2023/R/eel del 3 agosto 2023), fornito dall'operatore aggiudi- catario dell'area ove è situato il punto di consegna interessato. In data 22 gennaio 2025, ARERA ha pubblicato la delibera 10/2025/R/ eel stabilendo le modalità di attuazione, ivi comprese quelle concer- nenti l'attestazione circa la sussistenza dei requisiti di vulnerabilità dandone evidenza nel proprio sito internet istituzionale. La facoltà riguarda tutti i clienti aventi i requisiti di vulnerabilità, anche se serviti sul mercato libero. Nell’ambito dei costi e dei criteri di accesso alle principali infrastrut- ture logistiche del sistema gas, i principali fattori di rischio per il busi- ness sono legati ai processi di definizione delle condizioni economi- che e delle regole di accesso ai servizi di trasporto, rigassificazione GNL, stoccaggio, che interessano periodicamente tutti i Paesi euro- pei in cui Eni opera. I criteri di regolazione del trasporto sono stati ridefiniti per il quadriennio 2024-2027 in Paesi quali Italia, Francia e Belgio, 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 Paesi europei e che anche in futuro potrà deter- minare impatti sui costi logistici. Modifiche di regole e di livelli tarif- fari possono riguardare anche il settore della rigassificazione e dello stoccaggio, rappresentando fattori di rischio come anche potenziali opportunità per il business. Inoltre, lo scenario di crisi energetica concretizzatosi nel 2022 ha indirizzato i legislatori, a livello europeo e di singoli Paesi, verso evo- luzioni – seppur in taluni casi temporanee – della normativa e della conseguente regolazione che possono incidere sulle dinamiche dei mercati, con la finalità di contenere i prezzi per i clienti finali o mi- gliorare la sicurezza degli approvvigionamenti (ad esempio, obblighi sulle traiettorie di riempimento degli stoccaggi, possibili obblighi di riduzione dei consumi finali). Superata la crisi energetica, nel medio termine ci si attende che la domanda di gas a livello europeo possa essere ancora sostenuta dalle politiche orientate al phase-out del carbone nella generazione elettrica, in vista degli obiettivi di decarbonizzazione. D’altra parte, con l’implementazione progressiva del Green Deal europeo e dei re- lativi ambiziosi interventi normativi finalizzati alla decarbonizzazio- ne, nei prossimi anni la regolamentazione del settore gas sarà in- teressata da modifiche potenzialmente 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’evoluzio- ne delle normative europee, 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 mag- giore integrazione tra settore elettrico e settore gas, di riduzione delle emissioni di metano). Questi cambiamenti determineranno pressioni sul settore 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, dopo l’’autorizzazione da parte del MASE con Decreto del 9 maggio 2024, Terna ha pub- blicato la Disciplina delle aste del mercato della capacità elettri- ca (c.d. “Capacity Market”) per gli anni di consegna 2025, 2026, 2027 e 2028\. Per l’anno 2025 e 2026 le procedure concorsuali si sono svolte il 25 luglio e il 18 dicembre 2024 ed Eni è risultata assegnataria di capacità per gli impianti esistenti con un premio pari a 45.000 €/MW per l’anno 2025 e 46.000 €/MW per l’anno 2026\. Per l’anno 2027 l’asta si terrà il 26 febbraio 2025 mentre per il 2028 non è ancora nota la data perché dovrà prima essere fissata la data per l’asta del mercato centralizzato degli accumuli, il c.d. MACSE. Per le aste relative agli anni precedenti (2022, 2023 e 2024) sono stati ritirati i contenziosi ricorsi presentati da alcuni operatori presso il TAR e Tribunale Europeo per cui è venuto meno il rischio di annullamento delle aste relative a questi anni. Quanto alle aste relative agli anni successivi, alcuni operatori hanno pre- sentato nuovi ricorsi chiedendo anche, tra l’altro, l’annullamento degli esiti dell’asta 2025 e la sospensione e l’annullamento degli esiti dell’asta 2026. Rispetto ai premi riconosciuti alla capacità esistenti nelle ultime aste che si sono tenute per la consegna al 2024, è possibile che le aste fu- ture porteranno ad una riduzione del premio riconosciuto ai soggetti partecipanti per effetto di una maggior concorrenza in fase d’asta dovuta alla riduzione da parte di Terna del fabbisogno di adegua- tezza per tenere conto della nuova capacità approvvigionata dalle precedenti aste del Capacity Market e dell’ingresso di nuovi impianti da fonti rinnovabili e, per l’anno 2028, per un’ulteriore significativa ri- duzione del fabbisogno per tener conto del contributo degli stoccag- gi contrattualizzati con il meccanismo MACSE. Inoltre, sono in atto significative evoluzioni della regolamentazione, che possono rap- presentare fattori di rischio per il business: tra queste le riforme dei meccanismi di mercato conseguenti a necessità 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 dispac- ciamento, il completamento della riforma del mercato dei servizi di dispacciamento. Si segnala inoltre la possibile riduzione dei ricavi nel Mercato dei servizi di dispacciamento (“MSD”) per effetto degli incentivi riconosciuti da ARERA a Terna per la riduzione dei costi di MSD e per l’ingresso di nuove risorse nel mercato (es. sistemi di ac- cumulo da MACSE). Per quanto riguarda la regolamentazione della produzione di energia 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. Il principale fattore di rischio per lo sviluppo delle rinnovabili Eni rima- ne la complessità degli iter autorizzativi. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 135 RISCHI CONNESSI ALLA NORMATIVA IN MATERIA DI PROTEZIONE DEI DATI PERSONALI Il Gruppo è esposto al rischio di violazioni della normativa di riferimen- to in tema di gestione, trattamento e protezione dei dati personali, con effetti pregiudizievoli sull’attività e sulle prospettive del Gruppo. Nell’ambito dello svolgimento della propria attività, con particolare 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 personali e, per- tanto, deve ottemperare alle disposizioni normative e regolamentari 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 sog- getti possono essere chiamati, seppur a vario titolo, a rispondere per le conseguenze derivanti da illecito trattamento dei dati e da ogni altra violazione di legge (quali carente o inidonea informativa e noti- ficazione, violazione delle norme in materia di adozione di misure di sicurezza, false rappresentazioni). Il verificarsi di tali rischi potrebbe avere effetti negativi sulla situazione economica, finanziaria e patri- moniale dell’Emittente e 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 effi- cace modello organizzativo privacy, la nuova figura del Responsabile della protezione dei dati (Data Protection Officer - “DPO”), obblighi di comunicazione di particolari violazioni dei dati, la portabilità dei dati), aumentando il livello di tutela delle persone fisiche e inasprendo, tra l’altro, le sanzioni applicabili al titolare e all’eventuale responsabile del trattamento dei dati, in caso di violazioni delle previsioni del rego- lamento. Alla Data del Prospetto Informativo la Società ha provvedu- to 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 di- verse da quelle autorizzate dalla clientela, dei dati personali anche 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 non- ché all’erogazione di sanzioni amministrative, con possibili 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 evoluzione 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 rispet- to delle leggi anticorruzione applicabili a livello nazionale e interna- zionale. 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 responsabilità d’impre- sa e i codici anticorruzione internazionali, non è possibile escludere completamente il rischio di violazione delle leggi anticorruzione e la conseguente applicazione delle sanzioni previste, con possibili riper- cussioni negative sulla reputazione, sull’operatività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria di Eni. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 136 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 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 137 Rendicontazione di Sostenibilità LEGENDA Link alla Relazione sulla Gestione e al Bilancio Consolidato Link interni alla Rendicontazione di Sostenibilità Link esterni Informazioni generali 140 La sostenibilità per Eni 140 Criteri per la redazione 140 Processo e risultati dell’analisi di doppia materialità 141 Statement on due diligence 147 Il sistema normativo 148 Attività di stakeholder engagement 149 Principali categorie di stakeholder coinvolti e modalità di engagement 150 Cambiamento climatico 152 Ambiente e sistema di gestione Eni 168 Inquinamento 169 Gestione delle risorse idriche 174 Biodiversità 177 Uso delle risorse ed economia circolare 181 Tassonomia europea 184 I diritti umani per Eni 186 Forza lavoro di Eni 189 Salute & sicurezza 196 Lavoratori nella catena del valore di Eni 201 Comunità locali 205 Clienti e consumatori di Eni 211 Business conduct 215 Principi e criteri metodologici 224 Introduzione 224 Politiche: Codice Etico e sistema normativo 225 Metriche: metodologie di riferimento 227 Allegati alla Tassonomia europea 236 Content index 257 Informazioni generali LA SOSTENIBILITÀ PER ENI La mission di Eni conferma l’impegno per una Just Transition come sfida strategica del settore energetico attraverso il bilanciamento tra la necessità di contribuire all’accesso universale all’energia, a fronte di un continuo aumento della popolazione mondiale e l’urgenza di contrastare il cambiamento climatico attraverso un mix energetico più sostenibile e una transizione socialmente equa. Nel riconosce- re gli obiettivi della COP 21 Eni ha elaborato una strategia di decar- bonizzazione dei prodotti e dei processi industriali del Gruppo che traguarda la Neutralità carbonica al 2050\. La transizione energetica è una transizione anche tecnologica, che richiede capacità industria- le, innovazione e collaborazione per migliorare le opportunità per le persone. In questo contesto, anche grazie al coinvolgimento degli stakeholder, Eni si impegna ad agire responsabilmente e a prevenire e minimizzare i potenziali impatti negativi sociali e ambientali su la- voratori, comunità, consumatori e fornitori che possono essere col- legati alle attività tradizionali e alla transizione energetica. Nelle sue attività, Eni promuove una cultura della salute e sicurezza sul lavoro, mirata alla prevenzione dei rischi e alla protezione delle persone, in- clusi dipendenti e contrattisti, e dei propri asset. Parallelamente, Eni assume un ruolo attivo nella valorizzazione del capitale umano, nel promuoverne il benessere, nella tutela dell’ambiente e nel rispetto dei diritti umani. Inoltre, Eni si impegna ad operare in maniera tra- sparente, contrastando i fenomeni corruttivi e collabora con i propri partner, inclusi fornitori e clienti, accompagnandoli nel percorso di sviluppo sostenibile. Infine, per contribuire al raggiungimento degli “Obiettivi di sviluppo sostenibile” delle Nazioni Unite e alla crescita dei Paesi in cui opera, Eni è impegnata nell’implementazione di pro- getti di sviluppo locale anche grazie ad alleanze con attori nazionali e internazionali di cooperazione allo sviluppo. Questi impegni sono sottolineati dall’integrazione nella mission aziendale degli SDG, ai quali Eni intende contribuire, consapevole che lo sviluppo del busi- ness non possa prescindere da essi. Tale approccio 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; anche il Modello di business dell’azienda incorpora questi principi di sostenibilità. CRITERI PER LA REDAZIONE La Rendicontazione consolidata di Sostenibilità 2024 di Eni (di segui- to Rendicontazione di Sostenibilità o RdS) è redatta in conformità al D.Lgs. 125/2024 e agli European Sustainability Reporting Standards (ESRS) includendo gli obblighi informativi previsti dall’art.8 del Rego- lamento UE 852/2020 ( Tassonomia Europea). Il documento è artico- lato secondo i temi degli standard, suddivisi nelle tre aree: ambientale, sociale e di governance; per evitare duplicazioni, la RdS rinvia ad altre sezioni della Relazione sulla Gestione per tematiche già trattate o per ulteriori approfondimenti (come riportato nella tabella di seguito e nel Content Index, che include la lista di tutti i datapoint, i relativi cross-re- ference, l’adozione di misure transitorie, c.d. phase-in, e le informazioni derivanti da altre leggi EU). In particolare, all’interno della Relazione sulla Gestione sono descritti il modello di business e la governance di Eni, il sistema di Risk Management Integrato e i fattori di rischio e in- certezza in cui sono dettagliati i principali rischi e impatti, con le relative azioni di trattamento. La RdS, redatta su base consolidata, è approvata dal CdA ed è soggetta a revisione limitata. Per ulteriori dettagli sulle modalità di redazione (area di consolidamento, metodologie di calcolo degli indicatori, glossario ecc.) si rimanda alla sezione Principi e crite- ri metodologici, in calce al documento. TABELLA DI RACCORDO PER LE SEZIONI IN CROSS REFERENCE RICHIESTE DEGLI STANDARD ESRS RIFERIMENTO Modello di gestione aziendale, governance e remunerazione Relazione sulla Gestione/Governance Modello di business, strategia e Value chain Relazione sulla Gestione/Attività, Modello di Business e Strategia Dichiarazione di due diligence Rendicontazione di Sostenibilità Sistema di controllo interno sull’informativa di sostenibilità Relazione sulla Gestione Attività di stakeholder engagement Rendicontazione di Sostenibilità Modello di gestione dei rischi Relazione sulla Gestione/Risk Management Integrato Analisi di materialità e IRO materiali Rendicontazione di Sostenibilità Standard tematici e Tassonomia Rendicontazione di Sostenibilità Principi e criteri metodologici Rendicontazione di Sostenibilità Content Index Rendicontazione di Sostenibilità ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 140 L’analisi di materialità 2024, volta all’identificazione dei temi di so- stenibilità che sono più rilevanti per Eni e per i propri stakeholder, è stata aggiornata sulla base degli standard ESRS per includere le due prospettive della doppia rilevanza, attraverso: (i) l’identifica- zione degli impatti più significativi – positivi e negativi, effettivi e potenziali – generati dall’organizzazione su ambiente e persone, inclusi gli impatti sui diritti umani (c.d. prospettiva di “materialità d’impatto” o prospettiva “inside-out”); (ii) l’identificazione dei rischi e delle opportunità derivanti dai temi di sostenibilità che possono influenzare significativamente lo sviluppo, la performance e la si- tuazione finanziaria dell’azienda, con ripercussioni nel breve, medio o lungo periodo (c.d. prospettiva di “materialità finanziaria” o pro- spettiva “outside-in”). Il processo di materialità di Eni ha previsto le seguenti fasi: • Identificazione della lista dei temi potenzialmente rilevanti con- nessi alle attività di Eni e alla propria catena del valore 1 , a monte e a valle, con un approccio top-down che ha tenuto in conside- razione gli obiettivi aziendali, i riscontri forniti da analisi di ben- chmark e di contesto 2 , gli aspetti previsti dagli standard ESRS e dagli standard GRI di settore, nonché i risultati del processo di due diligence sui diritti umani ed in particolare l’aggiornamento della mappatura dei c.d. salient human rights issue 3 di Eni (si veda I diritti umani per Eni), oltre all’analisi di materialità di Eni e delle società controllate dell’anno precedente. Inoltre, per tenere con- to degli interessi degli stakeholder, sono state considerate le te- matiche prioritarie segnalate dalle funzioni che si interfacciano con le diverse categorie di stakeholder durante l’anno (si veda Attività di stakeholder engagement). • Identificazione di impatti, rischi e opportunità (IRO) associa- ti ai temi potenzialmente rilevanti. Per gli impatti sono sta- te analizzate fonti pubbliche 4 e coinvolti i responsabili interni, (1) Per maggiori dettagli relativi alla catena del valore di Eni, si veda la sezione Attività. (2) Con riferimento all’analisi relativa alla value chain, si veda la sezione Value chain e principali impatti. (3) La presente analisi di materialità, limitatamente ai temi sociali, è redatta sulla base delle attività di mappatura dei c.d. salient human rights issues, e quindi comprende gli impatti negativi potenziali relativi ai temi considerati maggiormente significativi in materia di diritti umani (si veda I diritti umani per Eni), in linea con quanto previsto dagli strumenti interna- zionali di riferimento; la rappresentazione degli impatti effettivamente verificati nell’anno di rendicontazione ha luogo nelle sezioni “Azioni”, all’interno dei diversi capitoli tematici sociali. (4) Ad esempio, ENCORE (piattaforma che, a seconda del settore di appartenenza, contribuisce nell’identificazione di impatti, rischi e dipendenze relative all’ambiente) e le pubblicazioni del WBCSD per il settore Oil & Gas per gli impatti ambientali e i Tool di UNEP per gli impatti sociali. (5) La probabilità degli impatti attuali non è stata valutata, in quanto l’impatto si è realizzato. che, grazie alla loro esperienza sui temi di competenza, hanno identificato gli impatti rispetto alle attività dell’azienda, con- siderando eventuali aspetti rilevanti per la catena del valore, nonché attività specifiche nelle diverse aree di business, e aree geografiche ad alto rischio di impatti negativi. Il processo di identificazione dei rischi associati ai temi potenzialmente rile- vanti si avvale del più ampio processo di Integrated Risk Asses- sment, (si veda Risk Management Integrato) nel quale i rischi sono identificati, analizzati e misurati in relazione al raggiun- gimento dei principali obiettivi di Eni. Gli esiti dell’assessment includono anche rischi riconducibili a temi ESG tra cui i rischi derivanti dalle dipendenze da risorse naturali, umane, sociali e i rischi connessi ad impatti sull’ambiente e sulle persone. Le op- portunità sono state individuate con riferimento al Piano Stra- tegico, identificando quindi iniziative effettivamente perseguite dall’azienda. • Definizione del Modello di valutazione degli impatti, rischi e opportunità (IRO), nel quale, secondo quanto previsto dagli stan- dard ESRS e dalla Linea Guida EFRAG sulla materialità, sono state identificate delle scale di valutazione. Tali driver sono stati definiti: (i) per la materialità d’impatto, in termini di significativi- tà, espressa come combinazione delle valutazioni assegnate a entità, portata e natura irrimediabile (quest’ultima per gli impatti negativi) di ciascun impatto, e alla probabilità di accadimento 5 (ii) per la materialità finanziaria, in linea con il modello di Risk Ma- nagement Integrato, la valutazione dei rischi è ottenuta combi- nando la probabilità dei rischi con la magnitudo degli effetti, misu- rata sulla base di metriche quantitative e qualitative (ad esempio, rispettivamente, economico-finanziarie, basate sulla riduzione di cash flow operativo o utile netto, e reputazionali, basate sulla du- rata dell’effetto e sugli stakeholder coinvolti). PROCESSO E RISULTATI DELL’ANALISI DI DOPPIA MATERIALITÀ RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 141 Per entrambe le prospettive, il modello prevede valutazioni di probabilità secondo una scala da 1 a 5 e valutazioni di signi- ficatività (materialità d’impatto) e di magnitudo (materialità fi- nanziaria) secondo scale da 1 a 5\. Per le opportunità, la verifica della rilevanza è operata considerando la combinazione tra la valutazione di probabilità e la rilevanza, quest’ultima valutata mediante una scala qualitativa (definita da due livelli di rilevan- za) e una quantitativa basata su livello di Capex e Opex. Rela- tivamente alla probabilità di accadimento, si utilizza una scala bidimensionale, il cui livello più alto è associato ad opportunità inserite nel piano strategico quadriennale. L’impatto negativo le- gato al cambiamento climatico è stato comunque considerato rilevante sulla base del consenso scientifico riconosciuto. • Valutazione della significatività degli IRO. Per la materialità d’impatto la valutazione è stata effettuata dalle funzioni azien- dali competenti a livello centrale tramite una piattaforma infor- matica 6 che traccia il processo di valutazione. A seguire sono state coinvolte alcune principali società controllate per identi- ficare e valutare eventuali impatti aggiuntivi specifici della loro attività/settore 7 .Sulla base delle valutazioni complessive, sono stati selezionati come materiali quegli impatti che, sulla base di una matrice bidimensionale che considera probabilità e rilevan- za, hanno superato la soglia di materialità definita internamente (corrispondenti ai Tier 1 e 2 su un totale di 3). Per la materialità finanziaria, i rischi sono valutati in termini di probabilità e ma- gnitudo degli effetti e rappresentati in una matrice che distingue tre aree (Tier 1, 2, 3 in ordine decrescente di rilevanza): i rischi che si trovano in Tier 1 e Tier 2 sono i principali rischi di Eni o Top Risk (si veda per maggiori dettagli il capitolo Risk Ma- nagement Integrato). Tutti i Top Risk associati ai temi poten- zialmente rilevanti sono considerati rischi materiali ai fini della Financial Materiality. Le valutazioni si basano su dati e assun- zioni che variano a seconda della natura del rischio e che valo- rizzano, ove disponibili e in base alla loro significatività, sia serie storiche degli eventi accaduti, sia stime prospettiche definite anche con il supporto di funzioni specialistiche (es. previsioni di scenari di mercato). L’ambito delle attività di valutazione dei ri- schi è determinato applicando specifici criteri quali-quantitativi per la selezione delle società controllate rientranti nel processo di assessment, al fine di garantire adeguati livelli di copertura degli obiettivi aziendali. La valutazione delle opportunità è un processo integrato che, oltre alle funzioni Sostenibilità e Risk Management Integrato, prevede il coinvolgimento delle struttu- re di Pianificazione Strategica in relazione alla coerenza con le (6) Tale piattaforma permette la valutazione degli impatti da parte delle funzioni interne, con conseguente tracciabilità delle valutazioni e relative modifiche, ed al suo interno, in ottica di completezza, è stata tracciata anche la valutazione di materialità dei KPI associati alle diverse tematiche. (7) Per ulteriori approfondimenti sull’eventuale connessione tra impatti rilevanti e attività/rapporti commerciali, si vedano le sezioni di descrizione degli IRO nei singoli capitoli. (8) Il coinvolgimento degli organi di amministrazione e controllo è avvenuto in fase di condivisione degli IRO materiali. Il management è stato coinvolto, per gli aspetti di competenza, nei processi di valutazione degli IRO. (9) Gli impatti, i rischi e le opportunità riportati in tabella sono associati ai temi proposti dagli ESRS a cui sono stati associati degli aspetti rilevanti per il business e/o per il settore (come gli aspetti di Asset Integrity per la sicurezza, la trasparenza dei pagamenti nel più ampio tema della Business Conduct e la Cyber Security come aspetto legato al tema privacy degli ESRS). previsioni dei piani aziendali e con le effettive iniziative attuate o programmate. Sulla base della valutazione effettuata di rile- vanza strategica ed economica, sono state considerate solo le opportunità che ricadono nel Tier 1. • Confronto sui risultati della materialità d’impatto emersi a val- le della valutazione condotta dai referenti attraverso il coinvol- gimento diretto, con incontri mirati di esperti, delle tematiche oggetto di valutazione e/o della CSRD, quali ad esempio orga- nizzazioni internazionali impegnate sulle tematiche di sosteni- bilità, società di revisione/consulenza, istituzioni finanziarie. • Definizione della lista di IRO rilevanti e calibrazione dei risul- tati, che prevede, sulla base delle valutazioni effettuate e, ove applicabili, delle soglie stabilite, la prioritizzazione degli impatti, rischi e opportunità rilevanti per l’azienda e l’eventuale elimina- zione degli IRO non materiali. Infine, gli esiti sono stati analizzati in ottica complessiva, anche tenendo conto degli spunti emersi con gli esperti e della strategia aziendale, al fine di calibrare la lista finale degli impatti, rischi ed opportunità, qualora fosse ne- cessario. Le risultanze dell’analisi, con riferimento in particolare agli IRO rilevanti, sono state condivise 8 con il Comitato Controllo e Rischi, il Comitato Sostenibilità e Scenari ed il Collegio Sinda- cale e, in sede di approvazione della Rendicontazione di Soste- nibilità da parte del CdA. Nell’individuazione degli impatti, rischi, opportunità materiali sono state considerate tutte le linee di business del Gruppo per garantire un’analisi completa dell’impatto e del rischio ed è sta- ta svolta una prima analisi degli impatti generati dalle proprie attività lungo la catena del valore (si veda la sezione Value chain e principali impatti), che verrà ulteriormente approfondi- ta nei prossimi anni. Inoltre, sono stati presi in considerazione gli spunti emersi dal dialogo continuo con le diverse categorie di stakeholder di Eni (si veda Attività di stakeholder enga- gement). Nella tabella sono evidenziati i risultati dell’analisi di materialità associati ai temi previsti dagli ESRS 9 . Rispetto allo scorso anno, l’analisi di materialità è stata aggiornata tenendo conto delle richieste degli ESRS che, come indicato in preceden- za, oltre ad estendere l’ambito di valutazione alle opportunità e alla value chain, definisce le metodologie di valutazione; gli esi- ti dell’analisi confermano un sostanziale allineamento dei temi materiali dell’anno passato. Sulla base dell’identificazione degli IRO materiali, sono stati identificati i temi e sottotemi nonché i relativi datapoint materiali degli standard ESRS, a cui viene data ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 142 disclosure nei capitoli tematici, dove vengono approfonditi gli impatti specifici e le connessioni con le attività e strategia. A supporto del processo di analisi di materialità sono stati definiti gli appropriati presidi di controllo in coerenza con le best practi- ce di riferimento integrato nel complessivo sistema di controllo interno sull’informativa finanziaria e non finanziaria. Per maggiori dettagli sulle attività di business connesse agli im- patti materiali e sulle relative azioni per rispondere agli IRO iden- tificati, si rimanda agli approfondimenti sugli IRO nei singoli capi- toli tematici. Per quanto riguarda gli effetti degli IRO sul modello di business e sulla strategia, si fa riferimento alle singole sezioni tematiche, dove vengono trattati, ad esempio la strategia climati- ca strettamente connessa al modello di business e la strategia di coinvolgimento dei fornitori per una supply chain sostenibile. Re- lativamente ai principali rischi strategici, industriali, di mercato e dell’ambiente regolatorio ai quali è esposto il Gruppo, si rimanda alle sezioni Risk Management Integrato e Fattori di rischio e incertezza, mentre per approfondimenti sui risultati del Gruppo nel 2024, si rimanda al Commento ai risultati economici e finanziari. Per quanto riguarda gli effetti finanziari attuali derivanti da rischi ed opportunità materiali, non si segnalano particolari effetti nell’an- no; per gli approfondimenti sugli esiti dell’impairment test e sugli accantonamenti ai fondi di bilancio, in particolare relativi ai fondi abbandono e ripristino di giacimenti esausti, bonifiche ambientali e smantellamento/rimozione di impianti industriali non competitivi nell’attuale scenario di mercato, per i quali non vi sono alternative economiche di riconversione, si veda la Nota n.21 del Bilancio Consolidato. Inoltre, si rinvia al paragrafo dedicato alla Tassono- mia Europea per una riclassificazione degli investimenti sulla base dei criteri tecnici previsti dal Regolamento Europeo. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 143 I TEMI MATERIALI PER ENI E I PROPRI STAKEHOLDER 10 11 12 13 14 (10) Impatti potenziali: impatti che hanno una probabilità di accadimento nel breve, medio e lungo termine. (11) Impatti effettivi: impatti che si sono verificati nell’ultimo anno di reporting o si stanno attualmente verificando. (12) Gli orizzonti temporali di riferimento possono essere di breve (B), medio (M) e lungo (L) termine. (13) Per la descrizione dettagliata dei singoli rischi si veda la sezione Risk Management Integrato, all’interno della Relazione sulla Gestione. (14) Per altre opportunità di economia circolare si veda quelle citate per il Cambiamento climatico (Bioraffinazione e Sviluppo chimica da rinnovabili). TEMA MATERIALITÀ D’IMPATTO MATERIALITÀ FINANZIARIA DESCRIZIONE DELL’IMPATTO (+) positivo o (-) negativo (P) potenziale 10 o (E) effettivo 11 ORIZZONTE TEMPORALE 12 RISCHI 13 OPPORTUNITÀ CAMBIAMENTO CLIMATICO (-) Emissioni climalteranti. (E) Climate Change (rischi fisici e di transizione) Opportunità di sviluppare prodotti e servizi a ridotto impatto emissivo e tecnologie per la mitigazione e la compensazione delle emissioni GHG: • Sviluppo capacità Rinnovabile • Punti di ricarica per veicoli elettrici • Bioraffinazione con Agri-feedstock • Sviluppo chimica da rinnovabili • Sviluppo progetti CCUS • Fusione a confinamento magnetico INQUINAMENTO (-) Rilascio di inquinanti in aria. (E) (-) Rilascio di inquinanti nel suolo, incluso oil spill. (E) (-) Rilascio di inquinanti in acqua. (E) Incidenti Blowout GESTIONE DELLE RISORSE IDRICHE (-) Consumo di acqua dolce. (E) - BIODIVERSITÀ (-) Degrado o perdita di biodiversità (habitat, ecosistemi e specie) di servizi ecosistemici. (E) - USO DELLE RISORSE ED ECONOMIA CIRCOLARE (-) Produzione e trattamento di rifiuti. (E) (+) Contributo alla conservazione delle risorse e beneficio ambientale tramite riconversione e riqualificazione di asset e uso di materie prime secondarie o rinnovabili. (E) - Espansione del business delle bonifiche e del trattamento dei rifiuti grazie allo sviluppo tecnologico e del know-how interno in considerazione della crescente domanda di tali servizi sul mercato 14 FORZA LAVORO PROPRIA (-) Malattie professionali e impatti sulla salute dei dipendenti. (E) (+) Iniziative di promozione della salute. (E) (+) Impatto sul benessere dei lavoratori dovuto alle iniziative di welfare. (E) (+) Sviluppo delle competenze dei dipendenti finalizzato alla crescita professionale. (E) (-) Mancato rispetto dei diritti in materia di lavoro (tra cui: orario di lavoro; salari; libertà di associazione e contrattazione collettiva; sicurezza). (P) (-) Discriminazioni sul lavoro e mancato rispetto della parità di trattamento e opportunità. (P) (-) Violenza e molestie di natura fisica, piscologica o verbale (incluse quelle di genere). (P) (-) Infortuni sul lavoro dei lavoratori. (E) (-) Interruzioni del servizio e impatti sull’ambiente e sulle persone causati da incidenti (incluso Process Safety) e guasti agli asset e alle infrastrutture 15 . (P) (-) Impatto sulla forza lavoro con riferimento a conversioni e trasformazioni industriali. (P) Incidenti Blowout Global Security Risk Rischio Biologico Attrazione e retention di qualificate risorse umane per i nuovi business LAVORATORI DELLA CATENA DEL VALORE (-) Mancato rispetto dei diritti in materia di lavoro per lavoratori nella catena del valore (tra cui: orario di lavoro; salari). (P) (-) Limitazioni alla libertà di associazione e adesione ai sindacati; applicazione dei contratti collettivi nazionali; diritto di sciopero per i lavoratori nella catena del valore. (P) (-) Discriminazioni sul lavoro e mancato rispetto della parità di trattamento e opportunità. (P) (-) Ricorso a forme di lavoro sotto coercizione. (P) (-) Violenza e molestie di natura fisica, piscologica o verbale (incluse quelle di genere). (P) (-) Sfruttamento del lavoro minorile in attività lavorative. (P) (-) Infortuni sul lavoro. (E) (-) Malattie professionali e impatti sulla salute dei contrattisti. (P) (+) Iniziative di promozione della salute. (E) (-) Mancato rispetto del diritto alla sicurezza in materia di occupazione (informalità dell’impiego, condizioni contrattuali non chiare, reiterati rinnovi di contratti precari). (P) - - COMUNITÀ LOCALI (+) Sviluppo delle comunità e del tessuto imprenditoriale locale. (E) (-) Impatti sul godimento del diritto alla terra con ripercussioni sui mezzi di sussistenza e sui diritti economici, sociali e culturali. Spostamenti/reinsediamenti involontari e compensazioni inadeguate. (P) (-) Riduzione dell’accesso a risorse essenziali e mezzi di sostentamento. (P) (-) Limitazioni alla libertà di espressione e di associazione da parte degli Human Rights Defender, intimidazioni, minacce e attacchi fisici o giudiziari quale ritorsione alle azioni di difesa portate avanti. (P) (-) Impatti sulla sicurezza, sulla salute e sulla libertà delle comunità causati da azioni violente da parte delle forze di sicurezza, sia private che governative. (P) (-) Violenza e molestie di natura fisica, piscologica o verbale (incluse quelle di genere). (P) (-) Impatto sulla salute delle comunità dovuto alle attività di business. (P) (+) Impatto sulla salute delle comunità dovuto ai progetti di community health volontari. (E) (-) Impatti sui diritti specifici delle popolazioni indigene. (P) (-) Esacerbare/contribuire indirettamente a gravi violazioni dei diritti umani a causa della situazione di conflitto. (P) Rapporti con gli stakeholder locali Incidenti Blowout Assicurare accesso a nuove opportunità di business attraverso il confronto ed engagement con gli stakeholder locali ed in collaborazione con organizzazioni della società civile e istituzioni CLIENTI E CONSUMATORI (+) Offerta di prodotti e servizi di qualità, decarbonizzati e in linea con le esigenze dei clienti, nel rispetto delle pratiche commerciali trasparenti e corrette, promuovendo allo stesso tempo una cultura dell’uso sostenibile dell’energia. (E) (-) Campagne pubblicitarie non chiare o di pratiche commerciali ingannevoli o aggressive. (P) - Opportunità di sviluppare prodotti e servizi a ridotto impatto emissivo e tecnologie per la mitigazione e la compensazione delle emissioni GHG 16 . CONDOTTA AZIENDALE (+) Crescita sostenibile del sistema imprenditoriale attraverso la diffusione di principi di sostenibilità. (E) (+) Trasparenza e corretto uso delle Revenues dei governi a beneficio della popolazione locale e prevenzione dei fenomeni corruttivi. (E) (-) Episodi di corruzione nazionale e/o internazionale accertati con sentenza passata in giudicato. (P) (+) Attività di ingaggio istituzionale, ivi inclusa quella di advocacy, volte a valorizzare l’impegno dell’azienda nel percorso di transizione energetica. (E) - Crescita della performance di sostenibilità della filiera Eni e del sistema imprenditoriale, con un ruolo di leadership di Eni grazie alla conduzione dell’alleanza di sistema e piattaforma digitale Open-es ASPETTI DI INNOVAZIONE E CYBER SECURITY (+) Sviluppo tecnologico e innovazione del settore energetico grazie a investimenti in Ricerca e Sviluppo e brevetti. (E) 17 (-) Perdita di riservatezza e/o integrità di informazioni ovvero indisponibilità dei sistemi informatici a supporto del business a seguito di un incidente di Cyber Security con possibile propagazione ai sistemi informatici di fornitori e partner. (P) 18 Cyber Security Utilizzo di collaborazioni, competenze e spunti tecnologici provenienti dall’esterno, sviluppando e potenziando internamente tecnologie per rispondere alle esigenze operative provenienti dal business Orizzonti temporali di riferimento di lungo termine.Orizzonti temporali di riferimento di medio termine.Orizzonti temporali di riferimento di breve termine. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 144 15 16 17 18 (15) Tale impatto è stato rilevato anche nella sezione ambientale. (16) Tale opportunità è già riportata per il tema Cambiamento climatico e inserita anche qui, in quanto rivolta anche ai clienti finali. (17) L’impatto è rappresentato separatamente, in quanto le attività di ricerca e innovazione tecnologica rendono possibile l’accesso a nuove risorse energetiche, ed è quindi traversale a tutte le attività di business, ma è considerato materiale in particolare all’interno del tema Cambiamento Climatico, in linea con la bozza di standard settoriale EFRAG. (18) Rappresentato a parte per semplicità e sinteticità della rappresentazione, ma l’impatto collegato alla Cyber Security è sotteso agli aspetti sociali ed è legato al sub-sub-topic Privacy: forza lavoro, lavoratori nella catena del valore e clienti e consumatori. TEMA MATERIALITÀ D’IMPATTO MATERIALITÀ FINANZIARIA DESCRIZIONE DELL’IMPATTO (+) positivo o (-) negativo (P) potenziale 10 o (E) effettivo 11 ORIZZONTE TEMPORALE 12 RISCHI 13 OPPORTUNITÀ CAMBIAMENTO CLIMATICO (-) Emissioni climalteranti. (E) Climate Change (rischi fisici e di transizione) Opportunità di sviluppare prodotti e servizi a ridotto impatto emissivo e tecnologie per la mitigazione e la compensazione delle emissioni GHG: • Sviluppo capacità Rinnovabile • Punti di ricarica per veicoli elettrici • Bioraffinazione con Agri-feedstock • Sviluppo chimica da rinnovabili • Sviluppo progetti CCUS • Fusione a confinamento magnetico INQUINAMENTO (-) Rilascio di inquinanti in aria. (E) (-) Rilascio di inquinanti nel suolo, incluso oil spill. (E) (-) Rilascio di inquinanti in acqua. (E) Incidenti Blowout GESTIONE DELLE RISORSE IDRICHE (-) Consumo di acqua dolce. (E) - BIODIVERSITÀ (-) Degrado o perdita di biodiversità (habitat, ecosistemi e specie) di servizi ecosistemici. (E) - USO DELLE RISORSE ED ECONOMIA CIRCOLARE (-) Produzione e trattamento di rifiuti. (E) (+) Contributo alla conservazione delle risorse e beneficio ambientale tramite riconversione e riqualificazione di asset e uso di materie prime secondarie o rinnovabili. (E) - Espansione del business delle bonifiche e del trattamento dei rifiuti grazie allo sviluppo tecnologico e del know-how interno in considerazione della crescente domanda di tali servizi sul mercato 14 FORZA LAVORO PROPRIA (-) Malattie professionali e impatti sulla salute dei dipendenti. (E) (+) Iniziative di promozione della salute. (E) (+) Impatto sul benessere dei lavoratori dovuto alle iniziative di welfare. (E) (+) Sviluppo delle competenze dei dipendenti finalizzato alla crescita professionale. (E) (-) Mancato rispetto dei diritti in materia di lavoro (tra cui: orario di lavoro; salari; libertà di associazione e contrattazione collettiva; sicurezza). (P) (-) Discriminazioni sul lavoro e mancato rispetto della parità di trattamento e opportunità. (P) (-) Violenza e molestie di natura fisica, piscologica o verbale (incluse quelle di genere). (P) (-) Infortuni sul lavoro dei lavoratori. (E) (-) Interruzioni del servizio e impatti sull’ambiente e sulle persone causati da incidenti (incluso Process Safety) e guasti agli asset e alle infrastrutture 15 . (P) (-) Impatto sulla forza lavoro con riferimento a conversioni e trasformazioni industriali. (P) Incidenti Blowout Global Security Risk Rischio Biologico Attrazione e retention di qualificate risorse umane per i nuovi business LAVORATORI DELLA CATENA DEL VALORE (-) Mancato rispetto dei diritti in materia di lavoro per lavoratori nella catena del valore (tra cui: orario di lavoro; salari). (P) (-) Limitazioni alla libertà di associazione e adesione ai sindacati; applicazione dei contratti collettivi nazionali; diritto di sciopero per i lavoratori nella catena del valore. (P) (-) Discriminazioni sul lavoro e mancato rispetto della parità di trattamento e opportunità. (P) (-) Ricorso a forme di lavoro sotto coercizione. (P) (-) Violenza e molestie di natura fisica, piscologica o verbale (incluse quelle di genere). (P) (-) Sfruttamento del lavoro minorile in attività lavorative. (P) (-) Infortuni sul lavoro. (E) (-) Malattie professionali e impatti sulla salute dei contrattisti. (P) (+) Iniziative di promozione della salute. (E) (-) Mancato rispetto del diritto alla sicurezza in materia di occupazione (informalità dell’impiego, condizioni contrattuali non chiare, reiterati rinnovi di contratti precari). (P) - - COMUNITÀ LOCALI (+) Sviluppo delle comunità e del tessuto imprenditoriale locale. (E) (-) Impatti sul godimento del diritto alla terra con ripercussioni sui mezzi di sussistenza e sui diritti economici, sociali e culturali. Spostamenti/reinsediamenti involontari e compensazioni inadeguate. (P) (-) Riduzione dell’accesso a risorse essenziali e mezzi di sostentamento. (P) (-) Limitazioni alla libertà di espressione e di associazione da parte degli Human Rights Defender, intimidazioni, minacce e attacchi fisici o giudiziari quale ritorsione alle azioni di difesa portate avanti. (P) (-) Impatti sulla sicurezza, sulla salute e sulla libertà delle comunità causati da azioni violente da parte delle forze di sicurezza, sia private che governative. (P) (-) Violenza e molestie di natura fisica, piscologica o verbale (incluse quelle di genere). (P) (-) Impatto sulla salute delle comunità dovuto alle attività di business. (P) (+) Impatto sulla salute delle comunità dovuto ai progetti di community health volontari. (E) (-) Impatti sui diritti specifici delle popolazioni indigene. (P) (-) Esacerbare/contribuire indirettamente a gravi violazioni dei diritti umani a causa della situazione di conflitto. (P) Rapporti con gli stakeholder locali Incidenti Blowout Assicurare accesso a nuove opportunità di business attraverso il confronto ed engagement con gli stakeholder locali ed in collaborazione con organizzazioni della società civile e istituzioni CLIENTI E CONSUMATORI (+) Offerta di prodotti e servizi di qualità, decarbonizzati e in linea con le esigenze dei clienti, nel rispetto delle pratiche commerciali trasparenti e corrette, promuovendo allo stesso tempo una cultura dell’uso sostenibile dell’energia. (E) (-) Campagne pubblicitarie non chiare o di pratiche commerciali ingannevoli o aggressive. (P) - Opportunità di sviluppare prodotti e servizi a ridotto impatto emissivo e tecnologie per la mitigazione e la compensazione delle emissioni GHG 16 . CONDOTTA AZIENDALE (+) Crescita sostenibile del sistema imprenditoriale attraverso la diffusione di principi di sostenibilità. (E) (+) Trasparenza e corretto uso delle Revenues dei governi a beneficio della popolazione locale e prevenzione dei fenomeni corruttivi. (E) (-) Episodi di corruzione nazionale e/o internazionale accertati con sentenza passata in giudicato. (P) (+) Attività di ingaggio istituzionale, ivi inclusa quella di advocacy, volte a valorizzare l’impegno dell’azienda nel percorso di transizione energetica. (E) - Crescita della performance di sostenibilità della filiera Eni e del sistema imprenditoriale, con un ruolo di leadership di Eni grazie alla conduzione dell’alleanza di sistema e piattaforma digitale Open-es ASPETTI DI INNOVAZIONE E CYBER SECURITY (+) Sviluppo tecnologico e innovazione del settore energetico grazie a investimenti in Ricerca e Sviluppo e brevetti. (E) 17 (-) Perdita di riservatezza e/o integrità di informazioni ovvero indisponibilità dei sistemi informatici a supporto del business a seguito di un incidente di Cyber Security con possibile propagazione ai sistemi informatici di fornitori e partner. (P) 18 Cyber Security Utilizzo di collaborazioni, competenze e spunti tecnologici provenienti dall’esterno, sviluppando e potenziando internamente tecnologie per rispondere alle esigenze operative provenienti dal business RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 145 La resilienza della strategia agli IRO materiali La valutazione della resilienza della strategia rispetto agli impatti, ri- schi e opportunità materiali è integrata nel processo di definizione del Piano Strategico a partire dall’elaborazione della proposta, con- siderando il profilo di rischio sottostante, fino all’esame da parte del CdA, che è chiamato a valutare il grado di compatibilità dei rischi con una gestione dell’impresa coerente con gli obiettivi strategici indivi- duati. La valutazione di compatibilità dei rischi rispetto agli obiettivi strategici è supportata dalle attività di Risk Management Integrato che forniscono una visione complessiva dei principali rischi azienda- li, inclusi quelli legati ai temi di sostenibilità, e della loro valutazione tenuto conto delle azioni di mitigazione attuate. Il profilo di rischio sottostante il Piano Strategico quadriennale è ulteriormente appro- fondito attraverso la valutazione integrata degli effetti dei rischi sugli obiettivi finanziari nonché l’analisi delle azioni di piano con efficacia di de-risking dei rischi strategici. Inoltre, nel processo di definizione del Piano strategico aziendale, vengono integrate le considerazioni in merito alle misure di mitigazione degli impatti negativi nonché gli aspetti inerenti alla perseguibilità degli impatti positivi e delle oppor- tunità rilevanti identificate al fine di garantire il raggiungimento degli obiettivi preposti. Relativamente ai presidi, la Società adotta una se- rie di soluzioni volte a mitigare gli impatti rilevanti nonché l’esposizio- ne ai principali rischi a cui è soggetta, descritti in sintesi nel capitolo Risk Management Integrato e nei singoli capitoli della RdS. Inoltre, in merito agli aspetti climatici, Eni conduce sia analisi di scenario dedicate, finalizzate a verificare la resilienza della strategia rispetto a impatti e rischi legati al clima, (approfondite nel capitolo Cambia- mento Climatico), sia analisi di resilienza per la Biodiversità. Per le tematiche sociali, Eni si è dotata di processi e sistemi aziendali di Due Diligence in linea con i framework e le best practice di riferi- mento che consentono all’azienda di individuare e gestire gli impatti negativi potenziali legati alle proprie operazioni, alla propria catena del valore, nonché ai propri prodotti o servizi e alle proprie relazioni commerciali (si veda I Diritti Umani per Eni). Value Chain e principali impatti Eni è un’impresa integrata dell’energia, presente lungo tutta la ca- tena del valore, dall’esplorazione, lo sviluppo e l’estrazione di ri- sorse 19 fino alla commercializzazione di energia, prodotti e servizi ai clienti finali. Il Modello di business di Eni coniuga l’utilizzo di tecnologie, in larga parte proprietarie, valorizzando le competen- ze interne ed una rete strategica di collaborazioni, con lo sviluppo di un innovativo modello satellitare, che prevede la creazione di so- cietà dedicate in grado di accedere autonomamente al mercato dei capitali per finanziare la propria crescita. Rilevanti ai fini del raggiun- (19) Per maggiori informazioni relative alle tipologie dei ricavi, si veda Commento ai risultati economico-finanziari. (20) Fornitori afferenti al perimetro MSG Procurement titolari dei contratti di valore maggiormente significativo. (21) Piattaforma per supportare le imprese nel percorso di misurazione e crescita in ambito ESG con l’obiettivo di creare valore e benefici per l’intero tessuto imprenditoriale. (22) Tra i temi materiali per la Value Chain si segnala che dall’analisi dei dati dei fornitori strategici sulla piattaforma Open-es sono emerse le seguenti tematiche: (i) cambiamento clima- tico; (ii) diritti umani dei lavoratori; (iii) presidio ESG nella filiera. gimento di tali obiettivi sono le partnership e le alleanze con gli sta- keholder per assicurare un coinvolgimento nelle attività di Eni e nella trasformazione del sistema energetico. Per l’identificazione e la va- lutazione dei temi potenzialmente materiali per la catena del valore, per il primo anno di applicazione della Direttiva CSRD, è stata svolta un’analisi basata sulle informazioni attualmente disponibili in azien- da relativamente agli impatti che si possono generare all’interno del- la propria Value chain. Sulla base di questi approfondimenti, data la complessità della catena del valore di un’azienda come Eni che opera in differenti aree geografiche e settori industriali, sono stati considera- ti quegli impatti che si verificano in modo diffuso all’interno della cate- na, a prescindere dal business e specifica attività. Per quanto riguarda i principali impatti della Value chain, questi sono stati identificati e analizzati, confrontandosi con le funzioni interne preposte, e attraver- so il coinvolgimento di alcuni esperti esterni per quanto riguarda gli impatti, al fine di valutarne la materialità. Inoltre, per quanto riguar- da la catena del valore a monte, è stato svolto un approfondimento sull’analisi di materialità e sui temi rilevanti dei principali fornitori 20 attraverso l’analisi dei dati da questi dichiarati sulla piattaforma Open- es 21 , corroborato da un confronto con le funzioni specialistiche inter- ne che si occupano di approvvigionamento. Tra i temi emersi 22 dagli approfondimenti, sono stati selezionati quelli materiali sulla base del criterio della loro diffusione lungo l’intera filiera; tale soglia conferma i temi rilevanti già approfonditi da Eni in passato all’interno della propria reportistica. Il cambiamento climatico è stato identificato come uno dei temi centrali, con impatti sia a monte che a valle della catena di valore. In particolare: (i) a monte, le attività industriali, tenuto conto del significativo profilo energivoro/emissivo di determinate porzioni della catena di fornitura con particolare riferimento alle attività industriali upstream (come la perforazione, la produzione e la realizzazione di impianti ad alto consumo energetico ed emissivo), generano impatti emissivi; (ii) a valle, invece, gli impatti emissivi derivano principalmen- te dall’utilizzo dei prodotti e dei servizi venduti (Scope 3; per approfon- dimenti si veda il capitolo Cambiamento climatico/Metriche). Ulte- riore tema rilevante riguarda i potenziali impatti sui diritti umani dei lavoratori, inclusa la sicurezza, in particolare nelle attività di fornitura a monte caratterizzate da un elevato impiego di manodopera, come le attività manutentive, realizzative o di servizi generali, definite “labour intensive” (si veda il capitolo Lavoratori nella catena del valore). Inol- tre, il significativo coinvolgimento di grandi operatori (es. EPC Con- tractor) che presentano a propria volta importanti catene di fornitura, potrebbero generare, qualora non adeguatamente governati, poten- ziali impatti negativi in ambito sociale e/o ambientale. L’ampiezza e la complessità della catena del valore, interessando una pluralità di giu- risdizioni, ne determinano una maggiore esposizione agli impatti de- rivanti dalla perdita di riservatezza delle informazioni legati ad aspetti ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 146 di Cyber Security e, per quanto riguarda le attività a monte, agli impatti legati ad episodi corruttivi (si veda il capitolo Business Conduct); al contempo, considerando la catena del valore a valle, la gestione dei rapporti con i clienti implica potenziali impatti legati a campagne pub- blicitarie o pratiche commerciali non chiare e le integrazioni dei siste- mi di comunicazione rappresentano un fattore di rischio nei processi di gestione delle informazioni e della relativa riservatezza (si veda Clienti e Consumatori). Per un approfondimento sulla struttura della catena del valore, si rimanda alla sezione Attività. STATEMENT ON DUE DILIGENCE Eni ha istituito da tempo molteplici processi e sistemi aziendali di gestione in ambito sociale, ambientale, climatico e di condotta di business, ispirati agli standard di settore più evoluti. Tali processi e sistemi sono integrati nella governance e nella strategia aziendale per garantire che le operazioni di Eni rispettino le normative nazionali e internazionali e promuovano pratiche responsabili nella conduzione delle proprie attività. In particolare, la due diligence human rights è (23) Le principali fonti OCSE di riferimento riguardanti la buona condotta delle imprese sono “Guida dell’OCSE sul dovere di diligenza per la condotta d’impresa responsabile” (2018), “OECD Guidelines for Multinational Enterprises on Responsible Business Conduct” (2023), “Managing Climate Risks and Impacts Through Due Diligence for RBC - a tool for Institutional Investors” (2023), “Responsible Business Conduct for Climate Action” (2024). Si tratta di un corpo normativo di soft law che enuncia principi generali e non declinati per settore, con risvolti tecnico-scientifici tuttora oggetto di studi. in linea con i Principi Guida delle Nazioni Unite su Imprese e Dirit- ti Umani e le Linee Guida OCSE per le imprese multinazionali. Per quanto riguarda il dovere di diligenza con riferimento al cambiamento climatico, esso è stato solo di recente esplicitato nelle Linee Guida OCSE (OECD Guidelines for Multinational Enterprises on Responsible Business Conduct - giugno 2023); ad oggi le sue modalità di attua- zione risentono dell’assenza di norme prescrittive e di best practice di riferimento 23 e pertanto sono tuttora oggetto di interpretazione. In tale contesto, sulla base delle analisi svolte, Eni ritiene di essere sostanzialmente in linea con i principi espressi dall’OCSE nei termini rappresentati nel capitolo Cambiamento climatico, fermo restando l’attenzione e il monitoraggio permanente del corpus normativo di ri- ferimento e delle best practice per seguirne gli sviluppi. Allo scopo di agevolare la consultazione del documento, di seguito si riporta la mappatura delle informazioni fornite all’interno della RdS in merito al processo di due diligence, tenendo presente che talune attività po- trebbero non essere univocamente riconducibili a una delle “fasi della due diligence” di seguito indicate. PARAGRAFI DELLO STATEMENT FASI DELLA DUE DILIGENCE E S G Sezione Governance Processo e risultati dell’analisi di doppia materialità Il sistema normativo di Eni Politiche (E1; E2; E3; E4; E5; S1; S2; S3; S4; G1) (a) Attività di stakeholder engagement con paragrafi specifici nei capitoli Coinvolgimento dei lavoratori (S1), dei lavoratori della catena del valore (S2), delle comunità (S3) e dei clienti (S4) Ambiente e sistema di gestione Eni I diritti umani per Eni Impatti rischi e opportunità (IRO) materiali (E1; E2; E3; E4; E5; S1; S2; S3; S4; G1) Azioni intraprese sugli IRO materiali (E1; E2; E3; E4; E5; S1; S2; S3; S4; G1) Target e impegni (E1; E2; E3; E4; E5; S1; S2; S3; S4; G1) Metriche (E1; E2; E3; E4; E5; S1; S2; S3; S4; G1) (a) I riferimenti E1, E2, E3, E4, E5, S1, S2, S3, S4, G1 afferiscono agli standard ambientali, sociali e di governance degli ESRS. Coinvolgere gli stakeholder Individuare e valutare gli impatti negativi Intervenire per far fronte agli impatti negativi Monitorare l’efficacia degli interventi e comunicare Integrare la due diligence nella Governance, nella strategia e nel modello di business RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 147 IL SISTEMA NORMATIVO Al fine di consentire la concreta attuazione di quanto enunciato nella mission e per garantire integrità, trasparenza, correttezza ed efficacia ai propri processi, Eni adotta regole per lo svolgimento delle attività aziendali e l’esercizio dei poteri, assicurando il rispet- to dei principi generali di tracciabilità e segregazione. Tutte le at- tività operative di Eni sono riconducibili a una mappa di processi funzionali all’attività aziendale e integrati con le esigenze e princi- pi di controllo esplicitati nei modelli di compliance e governance e basati sullo Statuto, sul Codice Etico 24 e sul Codice di Corporate Governance, sul Modello 231, sui principi del sistema di controllo Eni sull’informativa finanziaria e di sostenibilità e sul CoSO Re- port Framework (Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission). Il 26 gennaio 2023 il CdA di Eni SpA ha aggiornato le linee fondamentali della Policy Sistema Normativo, a valle di un progetto di aggiornamento e revisione che ha porta- to ad un’evoluzione dell’architettura, degli strumenti e delle regole del Sistema Normativo in linea con le esigenze operative e di go- (24) Il Codice Etico, rinnovato nel 2020, esprime i valori aziendali che caratterizzano l’impegno delle persone di Eni e di tutte le terze parti che lavorano con l’azienda: integrità, rispetto e tutela dei diritti umani e dell’ambiente, trasparenza, promozione dello sviluppo, eccellenza operativa, innovazione, team work e collaborazione. Tali valori supportano la Società nella definizione dell’assetto di amministrazione e controllo adeguato, nell’adozione di un sistema efficace di controllo interno e gestione dei rischi, nella comunicazione con gli azionisti e altri stakeholder. (25) Per un approfondimento del sistema normativo e delle sue componenti si rimanda alla Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari 2024. (26) Per approfondimenti si veda il capitolo Politiche: Codice Etico e sistema normativo. verno richieste dalla strategia di Eni, basata su decarbonizzazione e contestuale garanzia di stabilità delle forniture energetiche e di sviluppo di un modello societario satellitare finalizzato alla mas- simizzazione del valore dei business. Si conferma un’architettura basata su 4 livelli 25 , combinando strumenti di direzione e coor- dinamento con strumenti finalizzati alla gestione dell’operatività aziendale. Gli strumenti normativi sono pubblicati sul sistema dedicato ac- cessibile dal sito intranet aziendale mentre quelli più rilevanti per gli stakeholder esterni, sono accessibili sul sito internet della Società. Oltre alle Policy ECG 26 , riferite ad alcuni temi materiali, Eni nel tem- po si è dotata anche di alcuni posizionamenti pubblici, approvati dal CEO o dal CdA, su alcuni temi specifici. I contenuti sia delle Policy ECG sia dei posizionamenti sono approfonditi nei capitoli de- dicati ai temi materiali a cui vengono affiancati anche i principi del corpo normativo interno (descritto in figura). 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 POLICY ETHICS, COMPLIANCE & GOVERNANCE (ECG) Definiscono i valori e principi di Eni (ethics); un quadro sistematico di riferimento per l’attuazione di requisiti normativi specifici (compliance) regolamenti o framework internazionali; le regole di riferimento del governo societario (governance). Sono trasversali ai processi aziendali. MANAGEMENT SYSTEM GUIDELINE Definiscono le linee guida finalizzate ad un’adeguata gestione del processo di riferimento, in considerazione dei principi di riferimen- to specifici del processo, dei principali rischi e dei presidi di controllo individuati per mitigarli, descrivendo: (i) ruoli e responsa- bilità; (ii) sottoprocessi; (iii) misure di mitigazione. GLOBAL PROCEDURE Global Procedure: definiscono il disegno di dettaglio dei sottoprocessi in ottica end-to-end/le modalità operative relative a tematiche ECG. Company Procedure: sono procedure emesse e applicabili a ciascuna società. OPERATING INSTRUCTION Operating Instruction: descrivono modalità di esecuzione di specifiche attività, metodologie e/o aspetti tecnici. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 148 Eni considera il coinvolgimento degli stakeholder fondamentale per raggiungere gli obiettivi di sostenibilità, creando valore a lun- go termine e riducendo al contempo i rischi d’impresa. Per questo, Eni coinvolge tutte le parti interessate per prevenire e minimizzare eventuali impatti negativi della transizione energetica. Il dialogo continuo è fondamentale anche per perseguire gli obiettivi defini- ti annualmente all’interno del Piano Strategico quadriennale e di lungo termine. In linea con il Codice Etico, Eni intrattiene rapporti basati su principi di correttezza, legalità, trasparenza, tracciabili- tà, rispetto dei diritti umani, inclusione, parità di genere e tutela dell’ambiente e delle comunità. Operando in 64 Paesi con diversi contesti socioeconomici, la comprensione delle aspettative de- gli stakeholder, con un’attenzione specifica ai gruppi vulnerabili, la partecipazione e la condivisione di scelte, obiettivi e risultati aziendali favoriscono rapporti solidi e di reciproca fiducia. Tale approccio risponde alla Raccomandazione del Codice di Gover- nance, cui Eni ha aderito, secondo cui il CdA promuove, nelle for- me più opportune, il dialogo con gli azionisti e gli altri stakeholder rilevanti per la Società e si fonda sui principi stabiliti, dal Consiglio stesso, nel Codice Etico e nella Politica per la gestione del dialogo con gli investitori. Il dialogo continuo con ciascuna tipologia di stakeholder avviene a tutti i livelli dell’azienda secondo respon- sabilità definite. In particolare, l’impegno di Eni verso la neutralità carbonica e verso una transizione energetica giusta richiede un forte coinvolgimento: (i) della forza lavoro anche attraverso un dialogo sociale adeguato e con iniziative di ascolto e programmi di reskilling e upskilling per sostenere eventuali ricollocazioni; (ii) dei fornitori per identificare e gestire gli impatti della trasforma- zione energetica, supportando in particolare le piccole e medie imprese, accompagnandole nel percorso di trasformazione e nel mantenimento della competitività; (iii) delle comunità locali nel- la prospettiva di contribuire a sviluppare opportunità economiche e sociali, massimizzando le ricadute positive delle attività di Eni sul territorio; (iv) i consumatori per promuovere un consumo energetico consapevole ed efficiente e offrire soluzioni energe- tiche innovative. In relazione a tali gruppi di right-holder Eni ha sviluppato un modello di gestione dei diritti umani che nel corso dell’ultimo quinquennio è stato integrato nei principali processi aziendali. Infine, a supporto della relazione con gli stakeholder locali, Eni ha adottato uno “Stakeholder Management System” (SMS), operativo a livello centrale e nelle società controllate, attraverso il quale sono mappati oltre 7.400 stakeholder, e che consente di supportare la definizione di strategie di engagement e la gestione delle richieste e delle criticità sollevate da ogni sta- keholder. Nella tabella di seguito riportata si dà informazione per ogni categoria di stakeholder di come essi vengano ingaggiati, con quale obiettivo e i risultati conseguenti a questo dialogo. Tale dialogo è tenuto in considerazione nella definizione della strategia aziendale e degli Altri impegni e target sulle tematiche ESG, nonché del modello di business. ATTIVITÀ DI STAKEHOLDER ENGAGEMENT RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 149 PRINCIPALI CATEGORIE DI STAKEHOLDER COINVOLTI E MODALITÀ DI ENGAGEMENT CATEGORIA OBIETTIVO DELL’ENGAGEMENT OUTCOME DELL’ENGAGEMENT MODALITÀ DI ENGAGEMENT ATTIVITÀ 2024 TEMI PRINCIPALI 27 PERSONE E SINDACATI NAZIONALI E INTERNAZIONALI • Instaurare un rapporto di fiducia tra la Società, i lavoratori e i sindacati • Sostenere la protezione sociale dei lavoratori e il rispetto dei DU • Condividere i cambiamenti e sviluppo delle competenze • Promuovere l’equilibrio vita privata-professionale • Raggiungimento degli obiettivi strategici • Up/reskilling delle competenze • Informazione e consultazione dei rappresentanti dei lavoratori nei processi strategici e operativi • Aggiornamento delle policy interne • Adesione ad iniziative e campagne globali per il benessere delle persone • Incontri • Workshop • Collaborazioni • Iniziative di formazione e sensibilizzazione • Incontri di Comitati dei rappresentanti dei lavoratori/azienda • Sensibilizzazione su diversità e su policy Zero Tolerance • Diffusione dei Principi e Regole d’Oro della Sicurezza • Team building e valorizzazione dei giovani • Analizzati e condivisi con il management i risultati della survey per le ~5.000 risorse U36 e avviate iniziative specifiche • Capitale umano • Salute e sicurezza sul lavoro e di processo • Economia circolare e gestione dei rifiuti COMUNITÀ FINANZIARIA • Assicurare l’adeguata comprensione di: I. scelte strategiche, driver di valore e del contesto operativo II. performance economico-finanziaria e ESG • Predisporre comunicazioni e presentazioni allineate alle aspettative della comunità finanziaria • Considerare il riscontro della comunità finanziaria per la messa a punto delle politiche e per il miglioramento dei rating ESG • Dialogo continuativo, anche con il top management, tramite la partecipazione/ organizzazione di: eventi, road-shows, conference calls, conferenze tematiche • Collaborazione con i rating ESG • Presentazioni trimestrali e Capital Markets Day • Partecipazione a road show e conferenze specializzate • Incontri individuali con investitori • Ingaggio investitori e Proxy advisor su temi assembleari • Ingaggio con agenzie di rating ESG per l’emissione dei rating • ~850 fondi contattati • Performance economico-finanziaria • Cambiamento climatico • Salute e sicurezza sul lavoro e di processo • Biodiversità ed ecosistemi • Lavoratori della catena del valore COMUNITÀ LOCALI, COMMUNITY BASED ORGANIZATION E ORGANIZZAZIONI PER LA COOPERAZIONE ALLO SVILUPPO • Considerare aspettative e necessità locali e implementare progetti di sviluppo • Identificare potenziali impatti negativi, misure di prevenzione e mitigazione, assicurando il rispetto dei DU • Promuovere e sostenere il dialogo e la cooperazione attiva anche coinvolgendo le autorità • Instaurare relazioni e partnership forti e durature con tutti gli attori del territorio • Diffusione di informazioni trasparenti delle attività Eni • Promozione e implementazione di Programmi di Sviluppo locale in linea con le necessità locali e i framework strategici delle Nazioni Unite, condividendo know-how e promuovendo sinergie con i principali attori di cooperazione • Valutazione e misurazione dello sviluppo locale attraverso l’uso di strumenti e metodologie • Consultazioni • Grievance Mechanism • Campagne di sensibilizzazione • Workshop • Questionari e raccolta dati • Incontri istituzionali • Iniziative ed eventi sul territorio • Accordi di collaborazione con organizzazioni per la cooperazione allo sviluppo • Comunicazioni periodiche su avanzamento progetti • Gestione di richieste e grievance • Attività di monitoraggio • Studi di baseline, studi di fattibilità, valutazioni di progetti • Presentazione di obiettivi e risultati • Collaborazioni con Agenzie delle Nazioni Unite (UNIDO, UNESCO, ILO, IOM) e organizzazioni della società civile (IRC, E4Impact, AVSI, Istituto Oikos, Medici con l’Africa Cuamm e AISPO) e Agenzie di cooperazione nazionali (AICS e USAID) • 17 accordi firmati per iniziative di sviluppo socioeconomico e 4 per iniziative di salute delle comunità • Sviluppo locale e accesso all’energia • Cambiamento climatico • Parità di trattamento • Salute delle Comunità CONTRATTISTI, FORNITORI E PARTNER COMMERCIALI • Supportare i fornitori nella gestione degli impatti su persone e l’ambiente, assicurando il rispetto dei DU • Promuovere la sicurezza sul lavoro lungo tutta la filiera, garantendo condizioni lavorative sicure e dignitose • Accompagnare i fornitori nel percorso di transizione energetica • Ottimizzazione della compliance in ottica due diligence anti- corruzione e DU sulle potenziali terze parti a rischio • Favorire la competitività della filiera attraverso l’adozione di pratiche sostenibili che rafforzino la resilienza dei fornitori nei mercati globali • Identificazione, prevenzione e mitigazione dei rischi in ogni fase del processo di approvvigionamento • Costruzione di una filiera sicura, responsabile, innovativa e internazionale per una transizione energetica equa e sostenibile • Promozione di training e sensibilizzazione sulle tematiche ESG e DU • Programmi di formazione e confronto dei fornitori su specifici temi in ambito ESG • Survey, assessment e monitoraggio delle performance dei fornitori • Attività di sensibilizzazione sulle tematiche ESG attraverso le iniziative della Community Open-es • Valorizzazione best practice • Ampliamento della community di Open-es: >28.000 imprese aderenti • Estensione dell’applicazione del modello di due diligence dei DU • Programma “Sustainable Supply Chain Finance” • Safety & Sustainability Award • Programma formativo “Open-es competenze ESG” rivolto a tutta la filiera • Salute e sicurezza sul lavoro e di processo • Cambiamento climatico • Diritti umani • Gestione responsabile delle filiere • Anti-corruzione CLIENTI E CONSUMATORI • Supportare e promuovere azioni a favore della transizione energetica giusta • Creare e diffondere la cultura dell’uso sostenibile dell’energia, per consumi consapevoli ed efficienti • Promozione di relazioni commerciali incentrate sulle esigenze del cliente • Fornitura di prodotti e servizi di qualità in linea con le esigenze specifiche • Sostegno dei clienti finanziariamente vulnerabili, in particolare i giovani • Con i clienti: attività di informazione tramite canali dedicati; focus group; iniziative ed eventi sul territorio • Con le Associazioni dei Consumatori: iniziative ed eventi sul territorio; canali dedicati • Mantenimento della soddisfazione dei clienti e della qualità del servizio • 20 incontri periodici con Associazioni dei Consumatori (~500 referenti in Italia) • Cambiamento climatico • Clienti e consumatori ISTITUZIONI NAZIONALI, EUROPEE E INTERNAZIONALI • Contribuire al dibattito pubblico su temi di interesse, tra cui la transizione energetica, rappresentando la posizione aziendale • Creazione di partnership e membership che promuovano i business di Eni e/o il posizionamento aziendale • Creazione di partnership per i progetti volti a contribuire allo sviluppo socio economico e sanitario dei Paesi di presenza • Sostenere il dialogo trasparente • Rappresentazione degli interessi Eni presso le diverse istituzioni per la valutazione degli impatti di policy e norme • Contribuire a migliorare gli effetti e l’efficacia delle policy • Partecipazione alle consultazioni su proposte di policy • Incontri, tavoli di lavoro, iniziative di think tank • Dialogo istituzionale • Partecipazione a eventi, visite e iniziative di promozione economica • Partnership • Comunicazione con canali dedicati • Approfondimento di scenari geopolitici ed energetici, sviluppo sostenibile e nuove tecnologie • Posizionamento Eni su tematiche di interesse verso policymaker e in eventi pubblici • Presentazione di progetti, visite di associazioni, delegazioni istituzionali e politiche presso impianti industriali, siti operativi e centri di ricerca • Accordi di collaborazione • Elaborazione di posizionamenti e risposte alle consultazioni pubbliche • Cambiamento climatico, transizione energetica e decarbonizzazione dell’industria e dei trasporti • Disciplina di settore • Progetti industriali strategici • Innovazione, digitalizzazione e Cyber Security • Sviluppo sostenibile • Salute delle Comunità UNIVERSITÀ E ISTITUTI, CENTRI DI RICERCA E HUB DI INNOVAZIONE • Promuovere lo sviluppo di competenze e know-how tecnologico per garantire la transizione sostenibile • Attivare un ecosistema innovativo per la transizione e le nuove filiere energetiche • Valutare e monitorare i rischi legati alle attività di business sulla salute dei lavoratori • Sviluppo di soluzioni innovative, come la fusione a confinamento magnetico • Promozione di attività di ricerca scientifica • Sostenere il dialogo e le competenze per la transizione • Collaborazioni • Progetti • Hub • Accordi • Start-up • Nuovo accordo quadriennale con MIT • Partecipazione nei principali hub di innovazione nazionale e internazionale (es. Centri Nazionali PNRR ed Ecosistemi Innovazione e Cluster Tecnologici Nazionali) • Lanciata prima Rete Internazionale sulla Transizione Energetica Africana • 8 hub di sviluppo imprenditoriale attivi in Italia e 2 all’estero (Kenya e Congo) • >100 start-up innovative incubate/accelerate • Attività di ricerca in ambito sanitario • Diritti umani • Cambiamento climatico • Sviluppo locale e accesso all’energia • Salute ORGANIZZAZIONI DI ADVOCACY E DI CATEGORIA, ASSOCIAZIONI CONFINDUSTRIALI • Supportare il business nel percorso di trasformazione e transizione energetica • Condividere conoscenze ed esperienze, nel percorso di transizione energetica • Promuovere la discussione sulle soluzioni per la produzione energetica, ricerca e sviluppo • Definizione di strategie a supporto della transizione energetica • Supporto alle politiche e normative globali nel contrasto al cambiamento climatico • Promozione di mobilità sostenibile con carburanti alternativi e car sharing • Promozione di nuove tecnologie nella blue economy • Implementazione piattaforma Open-es • Promozione strategia sostenibile della Supply Chain • Convegni ed eventi • Dibattiti • Iniziative di formazione • Incontri e workshop annuali • Partecipazione a progetti • >200 imprese coinvolte in un percorso di crescita sostenibile • Adesione di ~10 associazioni territoriali e 3 di categorie ad Open-es; • Eventi e workshop per promuovere l’utilizzo dei biocarburanti (HVO), accelerare la decarbonizzazione del settore marittimo e terrestre • Supporto con le associazioni di categoria ad attività in ambito di green e blue economy • Transizione energetica • Mobilità sostenibile • Sostenibilità alle imprese • Sviluppo locale e accesso all’energia • Cambiamento climatico ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 150 27 (27) I temi e gli aspetti prioritari per le diverse categorie di stakeholder informano il processo di materialità. CATEGORIA OBIETTIVO DELL’ENGAGEMENT OUTCOME DELL’ENGAGEMENT MODALITÀ DI ENGAGEMENT ATTIVITÀ 2024 TEMI PRINCIPALI 27 PERSONE E SINDACATI NAZIONALI E INTERNAZIONALI • Instaurare un rapporto di fiducia tra la Società, i lavoratori e i sindacati • Sostenere la protezione sociale dei lavoratori e il rispetto dei DU • Condividere i cambiamenti e sviluppo delle competenze • Promuovere l’equilibrio vita privata-professionale • Raggiungimento degli obiettivi strategici • Up/reskilling delle competenze • Informazione e consultazione dei rappresentanti dei lavoratori nei processi strategici e operativi • Aggiornamento delle policy interne • Adesione ad iniziative e campagne globali per il benessere delle persone • Incontri • Workshop • Collaborazioni • Iniziative di formazione e sensibilizzazione • Incontri di Comitati dei rappresentanti dei lavoratori/azienda • Sensibilizzazione su diversità e su policy Zero Tolerance • Diffusione dei Principi e Regole d’Oro della Sicurezza • Team building e valorizzazione dei giovani • Analizzati e condivisi con il management i risultati della survey per le ~5.000 risorse U36 e avviate iniziative specifiche • Capitale umano • Salute e sicurezza sul lavoro e di processo • Economia circolare e gestione dei rifiuti COMUNITÀ FINANZIARIA • Assicurare l’adeguata comprensione di: I. scelte strategiche, driver di valore e del contesto operativo II. performance economico-finanziaria e ESG • Predisporre comunicazioni e presentazioni allineate alle aspettative della comunità finanziaria • Considerare il riscontro della comunità finanziaria per la messa a punto delle politiche e per il miglioramento dei rating ESG • Dialogo continuativo, anche con il top management, tramite la partecipazione/ organizzazione di: eventi, road-shows, conference calls, conferenze tematiche • Collaborazione con i rating ESG • Presentazioni trimestrali e Capital Markets Day • Partecipazione a road show e conferenze specializzate • Incontri individuali con investitori • Ingaggio investitori e Proxy advisor su temi assembleari • Ingaggio con agenzie di rating ESG per l’emissione dei rating • ~850 fondi contattati • Performance economico-finanziaria • Cambiamento climatico • Salute e sicurezza sul lavoro e di processo • Biodiversità ed ecosistemi • Lavoratori della catena del valore COMUNITÀ LOCALI, COMMUNITY BASED ORGANIZATION E ORGANIZZAZIONI PER LA COOPERAZIONE ALLO SVILUPPO • Considerare aspettative e necessità locali e implementare progetti di sviluppo • Identificare potenziali impatti negativi, misure di prevenzione e mitigazione, assicurando il rispetto dei DU • Promuovere e sostenere il dialogo e la cooperazione attiva anche coinvolgendo le autorità • Instaurare relazioni e partnership forti e durature con tutti gli attori del territorio • Diffusione di informazioni trasparenti delle attività Eni • Promozione e implementazione di Programmi di Sviluppo locale in linea con le necessità locali e i framework strategici delle Nazioni Unite, condividendo know-how e promuovendo sinergie con i principali attori di cooperazione • Valutazione e misurazione dello sviluppo locale attraverso l’uso di strumenti e metodologie • Consultazioni • Grievance Mechanism • Campagne di sensibilizzazione • Workshop • Questionari e raccolta dati • Incontri istituzionali • Iniziative ed eventi sul territorio • Accordi di collaborazione con organizzazioni per la cooperazione allo sviluppo • Comunicazioni periodiche su avanzamento progetti • Gestione di richieste e grievance • Attività di monitoraggio • Studi di baseline, studi di fattibilità, valutazioni di progetti • Presentazione di obiettivi e risultati • Collaborazioni con Agenzie delle Nazioni Unite (UNIDO, UNESCO, ILO, IOM) e organizzazioni della società civile (IRC, E4Impact, AVSI, Istituto Oikos, Medici con l’Africa Cuamm e AISPO) e Agenzie di cooperazione nazionali (AICS e USAID) • 17 accordi firmati per iniziative di sviluppo socioeconomico e 4 per iniziative di salute delle comunità • Sviluppo locale e accesso all’energia • Cambiamento climatico • Parità di trattamento • Salute delle Comunità CONTRATTISTI, FORNITORI E PARTNER COMMERCIALI • Supportare i fornitori nella gestione degli impatti su persone e l’ambiente, assicurando il rispetto dei DU • Promuovere la sicurezza sul lavoro lungo tutta la filiera, garantendo condizioni lavorative sicure e dignitose • Accompagnare i fornitori nel percorso di transizione energetica • Ottimizzazione della compliance in ottica due diligence anti- corruzione e DU sulle potenziali terze parti a rischio • Favorire la competitività della filiera attraverso l’adozione di pratiche sostenibili che rafforzino la resilienza dei fornitori nei mercati globali • Identificazione, prevenzione e mitigazione dei rischi in ogni fase del processo di approvvigionamento • Costruzione di una filiera sicura, responsabile, innovativa e internazionale per una transizione energetica equa e sostenibile • Promozione di training e sensibilizzazione sulle tematiche ESG e DU • Programmi di formazione e confronto dei fornitori su specifici temi in ambito ESG • Survey, assessment e monitoraggio delle performance dei fornitori • Attività di sensibilizzazione sulle tematiche ESG attraverso le iniziative della Community Open-es • Valorizzazione best practice • Ampliamento della community di Open-es: >28.000 imprese aderenti • Estensione dell’applicazione del modello di due diligence dei DU • Programma “Sustainable Supply Chain Finance” • Safety & Sustainability Award • Programma formativo “Open-es competenze ESG” rivolto a tutta la filiera • Salute e sicurezza sul lavoro e di processo • Cambiamento climatico • Diritti umani • Gestione responsabile delle filiere • Anti-corruzione CLIENTI E CONSUMATORI • Supportare e promuovere azioni a favore della transizione energetica giusta • Creare e diffondere la cultura dell’uso sostenibile dell’energia, per consumi consapevoli ed efficienti • Promozione di relazioni commerciali incentrate sulle esigenze del cliente • Fornitura di prodotti e servizi di qualità in linea con le esigenze specifiche • Sostegno dei clienti finanziariamente vulnerabili, in particolare i giovani • Con i clienti: attività di informazione tramite canali dedicati; focus group; iniziative ed eventi sul territorio • Con le Associazioni dei Consumatori: iniziative ed eventi sul territorio; canali dedicati • Mantenimento della soddisfazione dei clienti e della qualità del servizio • 20 incontri periodici con Associazioni dei Consumatori (~500 referenti in Italia) • Cambiamento climatico • Clienti e consumatori ISTITUZIONI NAZIONALI, EUROPEE E INTERNAZIONALI • Contribuire al dibattito pubblico su temi di interesse, tra cui la transizione energetica, rappresentando la posizione aziendale • Creazione di partnership e membership che promuovano i business di Eni e/o il posizionamento aziendale • Creazione di partnership per i progetti volti a contribuire allo sviluppo socio economico e sanitario dei Paesi di presenza • Sostenere il dialogo trasparente • Rappresentazione degli interessi Eni presso le diverse istituzioni per la valutazione degli impatti di policy e norme • Contribuire a migliorare gli effetti e l’efficacia delle policy • Partecipazione alle consultazioni su proposte di policy • Incontri, tavoli di lavoro, iniziative di think tank • Dialogo istituzionale • Partecipazione a eventi, visite e iniziative di promozione economica • Partnership • Comunicazione con canali dedicati • Approfondimento di scenari geopolitici ed energetici, sviluppo sostenibile e nuove tecnologie • Posizionamento Eni su tematiche di interesse verso policymaker e in eventi pubblici • Presentazione di progetti, visite di associazioni, delegazioni istituzionali e politiche presso impianti industriali, siti operativi e centri di ricerca • Accordi di collaborazione • Elaborazione di posizionamenti e risposte alle consultazioni pubbliche • Cambiamento climatico, transizione energetica e decarbonizzazione dell’industria e dei trasporti • Disciplina di settore • Progetti industriali strategici • Innovazione, digitalizzazione e Cyber Security • Sviluppo sostenibile • Salute delle Comunità UNIVERSITÀ E ISTITUTI, CENTRI DI RICERCA E HUB DI INNOVAZIONE • Promuovere lo sviluppo di competenze e know-how tecnologico per garantire la transizione sostenibile • Attivare un ecosistema innovativo per la transizione e le nuove filiere energetiche • Valutare e monitorare i rischi legati alle attività di business sulla salute dei lavoratori • Sviluppo di soluzioni innovative, come la fusione a confinamento magnetico • Promozione di attività di ricerca scientifica • Sostenere il dialogo e le competenze per la transizione • Collaborazioni • Progetti • Hub • Accordi • Start-up • Nuovo accordo quadriennale con MIT • Partecipazione nei principali hub di innovazione nazionale e internazionale (es. Centri Nazionali PNRR ed Ecosistemi Innovazione e Cluster Tecnologici Nazionali) • Lanciata prima Rete Internazionale sulla Transizione Energetica Africana • 8 hub di sviluppo imprenditoriale attivi in Italia e 2 all’estero (Kenya e Congo) • >100 start-up innovative incubate/accelerate • Attività di ricerca in ambito sanitario • Diritti umani • Cambiamento climatico • Sviluppo locale e accesso all’energia • Salute ORGANIZZAZIONI DI ADVOCACY E DI CATEGORIA, ASSOCIAZIONI CONFINDUSTRIALI • Supportare il business nel percorso di trasformazione e transizione energetica • Condividere conoscenze ed esperienze, nel percorso di transizione energetica • Promuovere la discussione sulle soluzioni per la produzione energetica, ricerca e sviluppo • Definizione di strategie a supporto della transizione energetica • Supporto alle politiche e normative globali nel contrasto al cambiamento climatico • Promozione di mobilità sostenibile con carburanti alternativi e car sharing • Promozione di nuove tecnologie nella blue economy • Implementazione piattaforma Open-es • Promozione strategia sostenibile della Supply Chain • Convegni ed eventi • Dibattiti • Iniziative di formazione • Incontri e workshop annuali • Partecipazione a progetti • >200 imprese coinvolte in un percorso di crescita sostenibile • Adesione di ~10 associazioni territoriali e 3 di categorie ad Open-es; • Eventi e workshop per promuovere l’utilizzo dei biocarburanti (HVO), accelerare la decarbonizzazione del settore marittimo e terrestre • Supporto con le associazioni di categoria ad attività in ambito di green e blue economy • Transizione energetica • Mobilità sostenibile • Sostenibilità alle imprese • Sviluppo locale e accesso all’energia • Cambiamento climatico RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 151 POLITICHE E GOVERNANCE 28 [FASE 1 DELLA DUE DILIGENCE] Eni esprime il proprio impegno nel contrastare il cambiamento climati- co nella mission e in differenti politiche aziendali, tra cui il Codice Etico, nonché attraverso la definizione di una strategia di decarbonizzazione (per dettagli si rimanda al paragrafo Strategia di decarbonizzazione). Come esplicitato nella mission, Eni “sostiene concretamente una tran- sizione energetica socialmente equa, con l’obiettivo di preservare il pia- neta, e promuove l’accesso alle risorse energetiche in maniera efficiente e sostenibile per tutti”. Nel Codice Etico si afferma che “Eni è determinata a contribuire po- sitivamente al raggiungimento dei Sustainable Development Goals, sostiene una transizione energetica low carbon e socialmente equa ed è tra i firmatari del Paris Pledge sostenendo gli obiettivi contenuti nell’Accordo di Parigi. Il nostro impegno nella lotta ai cambiamenti climatici include 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, e supportando azioni di mitigazione e di adattamento nei contesti locali in cui operiamo. Sia- mo inoltre impegnati nella ricerca di soluzioni tecnologiche che ridu- cano l’impatto dei nostri prodotti e privilegino un approccio circola- re”. Eni promuove la propria condotta responsabile lungo la catena del valore. In particolare, chiede ai propri fornitori di impegnarsi nella salvaguardia dell’ambiente, nell’ottimizzazione dell’uso delle risorse e nel contribuire al raggiungimento degli obiettivi di efficienza degli impianti e di riduzione delle emissioni, supportando così l’impresa nello sfidante percorso verso la Neutralità carbonica. Per approfon- dimenti, si veda il Codice di Condotta dei Fornitori. Nell’ambito delle attività di advocacy, Eni dialoga con i policymaker sia diret- tamente che indirettamente attraverso le associazioni di categoria, contribuendo attivamente, con la propria esperienza di società inter- nazionale dell’energia, alla definizione di strategie e norme mirate a promuovere il percorso verso la Neutralità carbonica, approfondito nel paragrafo Trasparenza e Partnership. La strategia di decar- bonizzazione è parte integrante 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 principali aspetti legati al cambiamento climatico. Il CdA, in par- ticolare, esamina e approva, su proposta dell’AD, il Piano Strategico che include il piano quadriennale, il piano di medio-lungo termine, i target industriali di business, nonché i risultati economico-finanziari e gli obiettivi di sostenibilità, tra cui gli obiettivi di decarbonizzazio- ne. Inoltre, il Comitato Sostenibilità e Scenari (CSS) è il comitato en- (28) Per i riferimenti relativi al Codice Etico si veda Il sistema normativo, mentre per il sistema normativo interno, si veda Principi e criteri metodologici/Politiche. (29) Circa 300 risorse manageriali critiche per il business. doconsiliare che svolge funzioni istruttorie, consultive e propositive relative a processi, iniziative e attività tese a presidiare l’impegno di Eni per uno sviluppo più sostenibile lungo la catena del valore. Per gli argomenti approfonditi dal CSS nell’anno e per altri dettagli sul ruolo degli Organi, si rimanda al paragrafo Governance. L’ef- fettiva realizzazione della strategia aziendale è supportata dalla Po- litica sulla Remunerazione Eni attraverso sistemi di incentivazione rivolti agli Amministratori, ai Direttori Generali, ai Dirigenti con re- sponsabilità strategica e agli altri Executive Manager 29 : a) il Piano di Incentivazione di Lungo Termine, di tipo azionario, prevede specifici obiettivi di sostenibilità ambientale e transizione energetica (peso complessivo del 35%), articolato su traguardi connessi ai processi di decarbonizzazione e transizione energetica (20% Emissioni nette GHG upstream Scope 1 e 2 equity e 15% Capacità di produzione di biojet fuel); b) il Piano di Incentivazione di Breve Termine è anch’es- so strettamente connesso agli obiettivi di trasformazione strategica di Eni, includendo un obiettivo di sostenibilità ambientale che si fo- calizza sulla riduzione di emissioni nette GHG upstream Scope 1 e 2 equity in coerenza con il Piano di Incentivazione di Lungo Termine, con un peso pari al 20% per l’AD e per il management, con pesi de- finiti in base alle responsabilità attribuite; per dettagli si rimanda alla Relazione sulla Politica di Remunerazione 2025 e sui compensi corrisposti. A supporto del monitoraggio e della rendicontazione degli obiettivi di decarbonizzazione incorporati nel Piano Strategico, Eni ha sviluppato e integrato nel corpo normativo interno specifiche procedure che definiscono, in linea con i principali standard interna- zionali, le modalità di rendicontazione delle emissioni (per maggiori informazioni, si rimanda alla sezione Metriche). Infine, per suppor- tare il percorso di transizione energetica intrapreso da Eni, l’assetto organizzativo continua a evolvere insieme alla strategia di lungo ter- mine, garantendo al tempo stesso coerenza con la mission azien- dale. In tal senso, va letta anche la riorganizzazione del 2024 che ha raggruppato le attività di business in tre strutture: (i) Transition & Financial a cui fa capo l’elaborazione e l’implementazione della strategia economica e finanziaria di Eni e a cui riferiscono Plenitude ed Enilive; (ii) Global Natural Resources che gestisce il portafoglio upstream Oil & Gas, lo sviluppo dei business della CCS e degli agri- hub. Inoltre, controlla il business Power Generation & Marketing e le attività del Trading; (iii) Industrial Transformation focalizzata sull’ac- celerazione delle attività di trasformazione industriale della Chimica (Versalis), sulla riconversione del downstream tradizionale (Raffina- zione) e sull’evoluzione delle attività di risanamento ambientale (Eni Rewind). Cambiamento climatico ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 152 SCHEMA DI RICONCILIAZIONE DELLA DUE DILIGENCE CLIMATICA Gli strumenti e le prassi di Eni relativi alla tematica del cambiamento climatico sono inquadrabili nelle fasi di due diligence individuate dalle Linee Guida OCSE per le imprese multinazionali sulla condotta responsabile d’impresa (2023) e dalle Linee Guida OCSE sul do- vere di diligenza (2018), come di seguito rappresentato: 1\. Integrare il dovere di diligenza nella governance, nella strategia e nel modello aziendale: Eni esprime il proprio impegno al con- trasto al cambiamento climatico nella mission aziendale e attraverso differenti politiche aziendali, in particolare il Codice Etico. Eni ha definito una strategia di decarbonizzazione per traguardare la Neutralità carbonica al 2050 che è parte integrante della strategia d’impresa e trova attuazione anche tramite un sistema strutturato di Corporate Governance. L’impegno a contrastare il cambiamento climatico è, inoltre, inserito tra gli indirizzi che guidano le performance del management attraverso la Politica sulla Remunerazione. Infine, Eni promuove la propria condotta responsabile nelle relazioni lungo la catena del valore e nelle attività di advocacy, i cui principi cardine sono riportati nel codice di condotta dei fornitori e nell’Assessment of Industry Associations’ Clima- te Policy Positions; per approfondimenti si rimanda al paragrafo Politiche e Governance. 2\. Individuare e valutare gli impatti negativi: Eni si è dotata di strumenti e processi interni atti a individuare le fonti di emissioni GHG. Sulla base di tale censimento, Eni costruisce un inventario emissivo rendicontando le emissioni e stabilendo un ordine di priorità d’intervento per la loro mitigazione, tenendo conto anche del dibattito climatico esterno; per approfondimenti si rimanda alle sezio- ni Impatti legati ai cambiamenti climatici e Metriche. 3\. Intervenire per far fronte agli impatti negativi: Al fine di contribuire alla riduzione delle emissioni GHG dell’impresa e della sua catena del valore, Eni ha definito un percorso verso la Neutralità carbonica al 2050 che si compone di una serie di obiettivi annunciati pubblicamente, con tappe intermedie che porteranno progressivamente all’azzeramento netto degli indicatori Net GHG lifecycle emissions Scope 1, 2 e 3 e Net Carbon Intensity associati al ciclo di vita dei prodotti energetici venduti. Per dettagli si rimanda a Strategia di decarbonizzazione. Inoltre, riconoscendo il valore dell’azione collettiva nel contrastare il cambiamento climatico, Eni promuove azioni combinate multiset- toriali e a livello globale. A tal fine, Eni collabora con diversi attori, tra cui il mondo accademico, la società civile, le istituzioni e le imprese, per identificare e promuovere azioni volte a favorire la transizione energetica; per dettagli si rimanda al paragrafo Partnership per la Decarbonizzazione. 4\. Monitorare l’efficacia degli interventi: Il monitoraggio dell’andamento degli obiettivi di riduzione delle emissioni GHG segue un ciclo strutturato che include la pianificazione strategica, l’assegnazione di obiettivi legati alla remunerazione del management e il monito- raggio semestrale degli indicatori per analizzare eventuali gap e ripianificare le priorità per il ciclo successivo (si veda Metriche). 5\. Comunicare: Eni comunica in maniera completa e trasparente le informazioni connesse ai temi climatici, sulla base degli obblighi di legge in termini di informativa di sostenibilità, nonché seguendo le principali linee guida volontarie e best practice di disclosure climatica. Inoltre, Eni svolge un esercizio di monitoraggio permanente sullo sviluppo delle normative di soft e hard law relative al tema climatico, finalizzato a valutare la tenuta dei propri strumenti e il loro eventuale adeguamento; per dettagli si rimanda al pa- ragrafo Trasparenza nella Disclosure. IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ CONNESSI AI CAMBIAMENTI CLIMATICI Impatti legati ai cambiamenti climatici (vista inside-out) [FASE 2 DELLA DUE DILIGENCE] Il processo svolto da Eni per individuare i propri impatti legati ai cam- biamenti climatici ha considerato riferimenti scientifici 30 , normativi e Linee Guida 31 , dai quali emerge che la stima delle emissioni GHG è il criterio indicato per valutare l’impatto negativo dell’impresa verso l’esterno. Consapevole della necessità di una risposta collettiva alla (30) La posizione prevalente della comunità scientifica individua nelle emissioni GHG la causa dei cambiamenti climatici, riconoscendo in ogni caso che non vi sia un rapporto lineare tra emissioni GHG e gli impatti dei cambiamenti climatici. Cfr. AR6 IPCC e, ad esempio, Rial et al., 2004; Trudinger, and Enting, 2005; Millar et al., 2017. (31) Come, ad esempio, quanto indicato nella sezione “Obbligo di informativa relativo all’ ESRS 2 IRO-1”, paragrafo 20, comma a) dell’ESRS E1. (32) WBCSD/WRI GHG Protocol Initiative e la IPIECA/API/IOGP Petroleum industry guideline for reporting greenhouse gas emissions 2011. sfida globale della decarbonizzazione, Eni è da tempo impegnata in un percorso di riduzione delle emissioni GHG verso il traguardo della Neutralità carbonica al 2050\. Ispirandosi alle raccomandazioni dei principali standard internazionali e alle best practice di settore 32 , Eni ha implementato procedure interne per l’identificazione delle sorgen- ti emissive e delle metodologie per il calcolo delle emissioni di GHG dirette e indirette a livello bottom-up, partendo dalle valutazioni degli operatori dei singoli siti industriali che vengono poi successivamen- te consolidate a livello centrale. Grazie alla mappatura della compo- nente emissiva legata alle attività di oltre 600 società, in 64 Paesi, Eni ha definito un inventario per le emissioni GHG effettive dirette e indirette. Al fine di rendere il processo di raccolta e controllo dei dati RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 153 solido e strutturato, sono state implementate specifiche procedure e adeguati presidi di controllo. L’impatto emissivo del Gruppo è valuta- to anche a livello prospettico stimando le emissioni GHG potenziali sulla base del Piano Strategico definito fino al 2050\. Per ulteriori det- tagli si rimanda alle sezioni Metriche e Metriche: metodologie di riferimento. PROCESSO DI PRIORITIZZAZIONE DEGLI IMPATTI EMISSIVI Dai primi anni 2000 Eni si è dotata di un inventario emissivo con- tenente informazioni funzionali (es. breakdown geografico, di bu- siness, di tipologia di sorgente) volte a identificare gli ambiti di intervento prioritario anche alla luce dei principali trend del dibat- tito climatico esterno. A titolo di esempio, le decisioni prese nei consessi internazionali (es. COP) 33 , gli scenari energetici e clima- tici e gli studi internazionali delle Nazioni Unite , tra cui i rapporti scientifici pubblicati dall’IPCC, forniscono indicazioni in merito alle principali leve di decarbonizzazione utilizzabili (si veda Sce- nari delle principali organizzazioni internazionali). In particolare, dall’analisi del contesto esterno emerge l’orientamento a focaliz- zare le azioni sulla riduzione delle emissioni Scope 1 e 2, su inter- venti per i quali esistono margini di mitigazione tecnologicamente traguardabili e sulla riduzione delle emissioni di metano, gas serra con un potere climalterante 34 più alto dell’anidride carbonica e per il quale esistono già soluzioni economicamente e tecnicamente perseguibili. Sulla base di queste evidenze e dell’analisi del pro- prio inventario emissivo, fin dal 2015 Eni si è dotata di una serie di obiettivi volti a migliorare le performance relative alle emissioni GHG dei propri asset, con un focus specifico sul metano e sul flaring. Tali obiettivi sono stati rilanciati nel corso degli anni: da un lato, è aumentato il numero di indicatori di riferimento, dall’al- tro, sono stati adottati obiettivi sempre più sfidanti e ambiziosi. A partire dal 2020, Eni ha definito un percorso e obiettivi specifici per raggiungere la Neutralità carbonica al 2050, riferita all’intero ciclo di vita dei prodotti energetici venduti; per dettagli si rimanda alla sezione Strategia di decarbonizzazione. Il processo di in- dividuazione, valutazione e prioritizzazione degli impatti emissivi viene aggiornato e modificato con cadenza annuale; negli anni tale processo ha, inoltre, registrato un progressivo affinamento, in linea con il maturare delle evidenze scientifiche e con la cresci- ta della consapevolezza climatica a livello internazionale. (33) Ad esempio, la decisone (1/CMA.5) adottata durante la COP28 (2023) dove si è verificato i progressi per il raggiungimento degli obiettivi dell’accordo di Parigi e individuato misure e best practice e opportunità per i Paesi nella revisione dei propri Nationally Determined Contribution (NDCs). (34) È la capacità di un gas di persistere nell’atmosfera per un determinato arco temporale. Per maggiori dettagli si veda Metriche: metodologie di riferimento. Rischi e opportunità climatiche per l’impresa (vista outside-in) L’analisi di doppia materialità di Eni si completa con l’individuazione e la valutazione del rischio e delle opportunità climatiche. Il rischio connesso al cambiamento climatico identifica la possibilità che si verifichino modifiche di scenario/condizioni climatiche che possono generare rischi di transizione (di mercato, normativi e legali, tecnolo- gici e reputazionali) e rischi fisici (acuti e cronici) sui business di Eni nel breve, medio e lungo periodo. Vengono altresì considerati i rischi connessi all’implementazione delle azioni strategiche pianificate. Le opportunità riscontrate fanno riferimento alla possibilità di sviluppare prodotti e servizi a ridotto impatto emissivo, nonché tecnologie per la mitigazione e la compensazione delle emissioni GHG. Il processo per identificare e valutare i rischi connessi al clima è parte del Modello di Risk Management Integrato, come descritto nel paragrafo Processo e risultati dell’analisi di doppia materialità. Questo 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, monitorando l’evo- luzione dei rischi principali e delle azioni di de-risking. I rischi, incluso il climate change, sono valutati considerando sia la probabilità di acca- dimento sia gli effetti sugli obiettivi quantitativi 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 con- sentono il confronto e la classificazione per rilevanza. Su questa scala, il cambiamento climatico è considerato per Eni un top risk. ANALISI DEGLI SCENARI L’individuazione dei rischi di transizione e fisici e delle opportunità climatiche di Eni è supportata anche da un’approfondita analisi degli scenari climatici. Nel contesto internazionale esistono attualmente molteplici scenari, elaborati da numerosi analisti, organizzazioni, ener- gy company e consulenti di settore, che seguono logiche di costru- zione differenti e costruiscono un range di possibili evoluzioni per il sistema energetico futuro, partendo da mix diversificati di leve, tec- nologie, ipotesi sull’evoluzione delle abitudini di consumo e di policy. Tali percorsi hanno lo scopo di indicare una possibile direzione futura fornendo un quadro di riferimento anche per orientare al meglio gli indirizzi e le scelte di policy. Eni analizza diversi percorsi futuri con mix eterogenei di soluzioni e traguardi. Tra questi, un ruolo di particolare rilievo è svolto dai percorsi rappresentati da IEA e IPCC. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 154 SCENARI DELLE PRINCIPALI ORGANIZZAZIONI INTERNAZIONALI L’Agenzia Internazionale per l’Energia (IEA) elabora tre scenari energetici: (i) Stated Policies - STEPS a politiche approvate e un incre- mento della temperatura atteso di 2,4°C nel 2100 (probabilità del 50%); (ii) Announced Pledges - APS che traguarda, nei tempi annun- ciati, gli obiettivi Net Zero dichiarati dai singoli Paesi con un incremento della temperatura atteso di 1,7°C nel 2100 (probabilità del 50%); (iii) Net Zero Emissions \- NZE che impone l’azzeramento delle emissioni nette @2050 consistente con il contenimento dell’in- cremento della temperatura a 1,5°C con overshoot limitato 35 (probabilità del 50%). Tali previsioni, partono da alcune ipotesi comuni, riguardanti l’evoluzione del contesto demografico ed economico previsti continuare a crescere rispettivamente al +0,7% e +2,7 medio annuo tra il 2023 e il 2050. Nello specifico nello scenario NZE 36 , di cui IEA fornisce dettagli numerici solo su scala globale, la decarbo- nizzazione del sistema energetico è resa possibile da un ricorso crescente a elettrificazione e rinnovabili intermittenti (la cui quota sul mix di generazione elettrica passa dal 13% attuale a circa il 75% @2050), un miglioramento dell’efficienza energetica, una rapida evo- luzione tecnologica (CCUS, BECCS e DACS) ed un’evoluzione delle abitudini di consumo verso standard di maggiore sostenibilità. In termini di mix energetico, nello scenario NZE si assiste ad una sostanziale riduzione del ruolo delle fossili il cui peso sul mix mondiale passa da poco meno dell’80% attuale a poco meno del 15% al 2050, a fronte di una domanda energetica in decrescita del -0,5% medio annuo tra il 2023 e il 2050. In tale contesto, le emissioni nette di CO 2 del comparto energetico – previste per costruzione azzerarsi al 2050 – tra il 2019 e il 2030 sono previste ridursi del 30%. Tale calo deriva in prima battuta dalla riduzione del ricorso su scala globale al carbone (la fonte a maggior impatto ambientale), le cui emissioni si riducono del 42% (vs. un calo atteso del consumo del -40%), seguito dal petrolio (emissioni CO 2 \- 28% vs. calo del consumo del -21%) e in misura più contenuta dal gas naturale (emissioni CO 2 -14%, vs. calo consumo del -15%). Complessivamente, il calo delle emissioni del comparto Oil & Gas tra il 2019-2030 è prossimo al -23% a fronte di una riduzione complessiva del consumo delle due fonti del -18%. L’IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change), nel suo ultimo report (AR6, 2021), propone 5 narrative possibili per lo sviluppo della popolazione e dell’economia mondiale chiamati SSP (Shared Socioeconomic Pathways) che, combinati con i 7 percorsi di con- centrazioni delle emissioni GHG, anche detti RCP 37 (Representative Concentration Pathways), definiscono gli scenari climatici. Questi ultimi, sono raggruppati in 8 categorie (C1-C8) 38 in base all’incremento di temperatura al 2100 associata a ciascuno scenario. In particolare, nella categoria C1 sono raggruppati 97 scenari che consentono di limitare l’aumento della temperatura media globale entro 1,5°C senza o con overshoot limitato (azzeramento delle emissioni nette in un arco temporale che varia dal 2030 al 2100, a seconda dello scenario) (probabilità >50%). Gli scenari in tale gruppo sono basati su percorsi di sviluppo sostenibile SSP1 39 o intermedio SSP2 40 e su una bassa concentrazione di emissioni GHG - RCP 1.9. Questi scenari prevedono percorsi di decarbonizza- zione del sistema energetico che, pur adottando leve e tecnologie simili a quelle utilizzate dallo scenario IEA NZE, ne propongono combinazioni diverse. Ad esempio, l’elettrificazione, in questi percorsi, non necessariamente prevede il ricorso quasi esclusivo alle rinnovabili intermittenti, ma può derivare anche da un utilizzo crescente del nucleare. In questi scenari, inoltre, il valore mediano della riduzione di energia primaria attesa a livello globale tra il 2019-2030 da carbone è prossimo al 75%, laddove per petrolio e gas è attesa essere prossima al 10%. Infine, nella categoria C8 sono raggruppati 29 scenari che prevedono un raddoppio delle emis- sioni GHG globali rispetto ai livelli del 2015 e un aumento della temperatura media globale di oltre 4°C. Quest’ultimi descrivono il potenziale incremento nella frequenza e nell’intensità di alcuni fenomeni meteoclimatici acuti e cronici (es. ondate di calore, preci- pitazioni intense, riduzione dei ghiacciai, etc.). Il trend socioeconomico sottostante a questi scenari è SSP5 41 , che viene combinato con una concentrazione alta di emissioni GHG - RCP 8.5. (35) L’overshoot è il superamento temporaneo di un determinato livello di riscaldamento globale, come ad esempio 1,5°C. L’overshoot implica un picco della temperatura, seguito da una diminuzione del riscaldamento globale, ottenuta attraverso la rimozione antropogenica di CO 2 che supera le emissioni residue di CO 2 a livello globale (fonte: glossario IPCC “Special Report: Global warming of 1.5°C”). Esistono due tipologie di overshoot: “limitato” si riferisce al superamento del riscaldamento globale di 1,5°C fino a circa 0,1°C, “elevato” si riferisce ad un superamento di 0,1°C-0,3°C, in entrambi i casi per un periodo di diversi decenni (fonte: “Climate Change Synthesis Report” IPCC, 2023). (36) World Energy Outlook 2024. (37) Gli RCP (Representative Concentration Pathways) sono scenari che includono serie temporali di emissioni e concentrazioni di tutti i GHG, aerosol e gas chimicamente attivi, nonché l’uso del suolo/copertura del suolo. Il termine “rappresentativo” indica che ogni RCP fornisce solo uno dei tanti possibili scenari che potrebbero portare a specifiche caratteristiche di forzante radiativo (W m–2). Il termine “percorso” sottolinea che non solo i livelli di concentrazione a lungo termine sono di interesse, ma anche la traiettoria seguita nel tempo per rag- giungere quel risultato (fonte: Glossario IPCC). (38) Le categorie vanno da emissioni molto basse (C1) a emissioni molto elevate (C8), con categorie intermedie che limitano il riscaldamento globale a soglie di temperature diverse: C2 a 1,5°C dopo un alto overshoot; C3-C4 a 2°C; C5 a 2,5°C; C6 a 3°C; C7 a 4°C (fonte: “Climate Change Synthesis Report” IPCC, 2023). (39) SSP1, “percorso della sostenibilità”, si caratterizza per un’elevata attenzione alla sostenibilità, uno sviluppo inclusivo, ridotte disuguaglianze economiche e sociali ed una protezione per l’ambiente (fonte: IPCC Focal Point for Italy). (40) SSP2, “percorso intermedio”, è rappresentata dai modelli di sviluppo storici continuando per tutto il XXI secolo (fonte: IPCC Focal Point for Italy). (41) SSP5, “percorso di crescita rapida”, si caratterizza da una rapida crescita economica e un’economia ad alta intensità energetica, basata sui combustibili fossili, con conseguenti sfide significative per il clima (fonte: “Climate Change Synthesis Report”, IPCC, e IPCC Focal Point for Italy). RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 155 Rischi di transizione Il contesto in cui Eni opera è influenzato in maniera rilevante dagli impegni globali per il raggiungimento della neutralità carbonica e il possibile cambiamento delle preferenze dei consumatori che potrebbero determinare una diminuzione strutturale della doman- da di idrocarburi nel medio-lungo termine e un aumento dei costi operativi del settore Oil & Gas. Le incertezze sull’andamento della domanda e sulla fattibilità/redditività delle tecnologie di decarbo- nizzazione rendono le decisioni di investimento a lungo termine rischiose. Inoltre, la crescente attenzione del dibattito pubblico al cambiamento climatico e lo scrutinio sempre più rigoroso da par- te di vari stakeholder potrebbero comportare difficoltà di acces- so al mercato dei capitali e mettere in discussione la “license to operate” delle società Oil & Gas. Per l’analisi approfondita di con- testo per singolo driver o eventi di transizione (di mercato, nor- mativi e legali, tecnologici e reputazionali) si rimanda alla sezione Fattori di rischio e incertezza. Si riporta in tabella una sintesi dei principali rischi individuati da Eni sulla base dei principali eventi di transizione. EVOLUZIONE DEL MERCATO • Incertezza sullo sviluppo dei mercati per nuovi prodotti; • Cambiamento delle preferenze dei consumatori (es. declino della domanda globale di idrocarburi). TEMI NORMATIVI E LEGALI • Introduzione di nuovi obblighi di disclosure climatica; • Incertezza sull’evoluzione del framework normativo con potenziali impatti sulla strategia di lungo termine; • Procedimenti in materia di climate change e greenwashing. EVOLUZIONE TECNOLOGICA • Redditività e rischi specifici di tecnologia 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. REPUTAZIONE • Deterioramento dell’immagine del settore a fronte di accuse di greenwashing; • Deterioramento dell’appeal del settore/azienda per talent attraction & retention; • Minore attrattività del settore nei confronti degli investitori/finanziatori e potenziale rischio disinvestimento. In risposta a queste tendenze emergenti, Eni individua azioni di trattamento (si veda Risk Management Integrato) al fine di mi- nimizzare i rischi. Nello specifico, Eni valuta le potenziali variabili che possono incidere sui costi operativi, come i prezzi del carbonio, e monitora la resilienza della strategia agli scenari di transizione (si veda scenario IEA NZE, Scenari delle principali organizzazioni internazionali). INTERNAL CARBON PRICING Eni nel 2024 ha utilizzato un meccanismo di internal carbon pri- cing (shadow price) per valutare la propria esposizione economi- (42) Qualora la legislazione vigente del Paese preveda espressamente una carbon tax, tale prezzo viene incluso nel base case e non si procede al calcolo della sensitivity. co-finanziaria al rischio dell’introduzione di sistemi di carbon pri- cing nei Paesi in cui opera. Il rendimento dei principali progetti di investimento viene testato utilizzando una sensitivity ad un valore di internal carbon pricing, pari a 45 $/ton CO 2 eq. (termini reali nel 2021), poi aggiornato ad un tasso d’inflazione del 2% anno. Eni applica l’internal carbon pricing per i progetti sviluppati in Paesi che non sono dotati di meccanismi di carbon pricing obbligatori 42 . I risultati sono esaminati dal CdA sia nella fase preliminare di au- torizzazione del singolo investimento (Final investment decision \- FID), rientrante nelle soglie ad esso riservate, che successiva- mente durante il monitoraggio annuale dei progetti. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 156 RESILIENZA DELLA STRATEGIA AGLI SCENARI DI TRANSIZIONE I processi aziendali di pianificazione strategica e di selezione/ monitoraggio degli investimenti hanno l’obiettivo di identificare le azioni per massimizzare il valore degli attivi del Gruppo conside- rando i rischi e le opportunità della transizione energetica. In tale ambito, con cadenza regolare, vengono definiti i piani di azione/ spending per traguardare gli obiettivi di decarbonizzazione a bre- ve, medio e lungo termine sulla base di una serie di assunzioni base case circa la velocità di trasformazione del sistema energe- tico e le conseguenti ricadute sui prezzi. Il progress verso i target è oggetto di sistematico controllo e reporting. Uno degli strumen- ti utilizzati a consuntivo per assistere il management nella com- prensione del grado di esposizione di Eni al rischio di transizione è l’analisi di sensitività dei valori degli asset Oil & Gas a scenari di prezzi alternativi rispetto al base case. L’analisi verifica la varia- bilità dei valori patrimoniali e il possibile rischio di distribuire utili non realizzati in presenza di scenari di stress: (i) taglio lineare del -10% dei prezzi degli idrocarburi in tutti gli anni delle proiezioni di flussi di cassa; (ii) incremento di un punto percentuale del tasso di attualizzazione (WACC adjusted) per la determinazione dei valori attuali netti degli attivi in ciascun Paese di attività; (iii) assunzione delle proiezioni di prezzi degli idrocarburi e di costi della CO 2 dello scenario IEA Net Zero Emission 2050 (NZE 2050) 43 . Per maggiori (43) Scenario riportato nel World Energy Outlook 2024, IEA-OECD. (44) Si utilizzano le coordinate geografiche di ciascun asset Eni per valutare in maniera puntuale le metriche quantitative delle proiezioni dei differenti eventi naturali nei siti di presenza Eni. (45) Regolamento delegato UE 2021/2139 della Commissione - Appendice A. dettagli sull’analisi e rispettivi risultati, si veda la Nota 15 del Bilancio Consolidato. Rischi fisici I rischi fisici derivanti dai cambiamenti climatici possono essere de- terminati da singoli eventi (acuti) o da cambiamenti di lungo periodo (cronici) dei fenomeni climatici. Questi possono avere delle implica- zioni finanziarie per le imprese, come danni diretti ai beni e impatti in- diretti dovuti all’interruzione delle proprie operazioni e di quelle lungo la catena del valore, con conseguente perdita di risultato e cash flow e incremento dei costi di ripristino e manutenzione, compresi gli effetti sulla catena di fornitura. Eni ha definito una metodologia per valuta- re l’esposizione ai rischi fisici degli asset di proprietà 44 e dei principali asset di terzi che fanno parte della catena del valore e la cui indispo- nibilità può causare ripercussioni sull’operabilità degli asset Eni. Ai fini dell’individuazione e la valutazione degli eventi climatici avversi e dell’evoluzione dei rischi fisici, Eni utilizza lo scenario IPCC SSP5 - 8.5, poiché scenario limite caratterizzato da un aumento della temperatura maggiore di 4°C entro il 2100 rispetto ai livelli pre-industriali (si vedano gli scenari IPCC categoria C8 Scenari delle principali organizzazioni internazionali). I principali pericoli legati al clima che Eni utilizza sono stati individuati a partire dalla tabella “classificazione dei pericoli legati al clima” 45 ed in relazione alla loro applicabilità rispetto alla tipologia degli asset Eni. VENTI • Cicloni • Uragani • Tifoni TEMPERATURA • Incendio di incolto MASSA SOLIDA • Frana ACQUA • Innalzamento del livello del mare • Stress idrico • Siccità • Forti precipitazioni (pioggia e grandine) • Inondazione (costiera fluviale e pluviale) Rispetto ai rischi fisici sopraelencati, Eni sviluppa un esercizio di stress test sull’attuale portafoglio di asset su un orizzon- te temporale di lungo periodo (20/30 anni). Tale valutazione è svolta con cadenza annuale ed è oggetto di continuo migliora- mento, anche per rispondere alla futura evoluzione ed accura- tezza dei modelli previsionali. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 157 RESILIENZA DEGLI ASSET AI RISCHI FISICI CLIMATE-RELATED Una volta definiti i rischi fisici associati agli asset di Eni (rischio ine- rente), viene eseguita una valutazione delle mitigazioni o barriere esistenti, sia di carattere fisico che in termini di sistemi o procedure in essere. In seguito, per ciascun asset viene valutato il rischio re- siduo. In presenza di un livello di rischio residuo elevato, Eni mette in atto differenti tipologie di azioni: (i) per rischi cronici (es. water stress), sono pianificate ed eseguite attività di monitoraggio con eventuale successiva definizione e follow up di un piano di inter- vento; (ii) per rischi acuti, è attivato il processo di asset integrity 46 che può condurre alla definizione e attuazione di un piano di adat- tamento. Dalle analisi di rischio fisico condotte nel 2024 sugli as- set produttivi di Eni e sui principali asset della catena del valore, è emerso che il portafoglio Eni risulta sostanzialmente resiliente ai rischi fisici connessi al cambiamento climatico. Le ragioni princi- pali della resilienza complessiva a livello di portafoglio degli asset Eni sono riconducibili: (i) alla resilienza intrinseca degli asset stessi (già progettati con criteri di design stringenti rispetto al verificarsi di eventi naturali estremi); e (ii) alla diversificazione geografica del portafoglio asset. Opportunità climatiche Se da un lato gli eventi di transizione possono comportare dei rischi, dall’altro possono offrire delle opportunità, la cui realizza- zione richiede una rigorosa disciplina nell’allocazione del capitale e un attento processo di pianificazione strategica. Le opportuni- tà sono identificate a partire dal Piano Strategico, selezionando quelle già effettivamente perseguite dall’azienda. Per approfondi- menti sul processo d’individuazione e valutazione delle opportu- nità di sostenibilità, tra cui quelle climatiche, si veda il paragrafo Processo e risultati dell’analisi di doppia materialità. Eni, per cogliere le opportunità, sta integrando il proprio modello di busi- ness con soluzioni connesse alla transizione energetica, quali la crescita delle rinnovabili e di network EV attraverso Plenitude e lo sviluppo della bioraffinazione attraverso Enilive (si veda il capitolo Enilive e Plenitude). Dall’altro lato Eni sta attuando soluzioni volte a ridurre il proprio impatto emissivo e quello di terzi, come ad esempio lo sviluppo di progetti CCUS (si veda capitolo CCS e Agri). Inoltre, Eni continua a investire in R&S con progetti che puntano su tecnologie all’avanguardia come la fusione magneti- ca. Per lo sviluppo di tali opportunità, Eni si è dotata di una nuova organizzazione aziendale (si veda Politiche e Governance) e ha messo in atto la realizzazione di un modello satellitare 47 , ridu- cendo l’impegno finanziario per la crescita dei nuovi business ed esplicitando il loro valore di mercato. (46) Il processo di asset integrity viene applicato da Eni a tutti i propri asset per garantire la corretta progettazione e adeguata costruzione con i materiali più idonei, applicare il massimo rigore nell’operatività degli impianti e attuarne la corretta dismissione, gestendo anche i rischi residuali nel rispetto della sicurezza delle persone, la salvaguardia dell’ambiente e della reputazione. (47) Si veda la pagina Eni.com Il modello Satellitare di Eni: un approccio distintivo. (48) Certificati secondo standard del mercato volontario riconosciuti a livello internazionali e che sono accompagnati da certificazioni addizionali per attestare anche i benefici socio-am- bientali delle attività di progetto (si veda paragrafo Compensazioni e rimozioni delle emissioni GHG). (49) Tutti gli obiettivi di azzeramento netto delle emissioni GHG sono calcolati in quota equity. STRATEGIA DI DECARBONIZZAZIONE [FASE 3 DELLA DUE DILIGENCE] Piano di decarbonizzazione Eni sta affrontando le sfide poste in essere da un contesto energetico sempre più complesso e in rapida evoluzione con una strategia che punta alla riduzione progressiva dell’impatto emissivo direttamente e indirettamente associato all’attività di impresa, offrendo al contempo i prodotti energetici richiesti dai propri clienti. Tale approccio coniuga esigenze di: (i) sostenibilità ambientale; (ii) sicurezza degli approvvigio- namenti, ovvero la capacità di contribuire ad assicurare la disponibili- tà ininterrotta di risorse energetiche sufficienti ad alimentare le attività umane e a garantire il soddisfacimento dei bisogni essenziali; (iii) equità energetica, da intendersi come la possibilità dei cittadini di accedere in maniera equa e non discriminatoria a energia adeguata, affidabile ed economica. In risposta a tali sfide, Eni è da tempo impegnata nella ridu- zione delle proprie emissioni GHG dirette ed è stata tra i primi del settore ad aver definito, a partire dal 2016, una serie di obiettivi volti a migliorare le performance relative alle emissioni GHG degli asset operati; inoltre, dal 2020 ha definito un percorso verso la Neutralità Carbonica che si esplicita attraverso una serie di obiettivi, con tappe intermedie, che porteranno progressivamente all’azzeramento netto (Net Zero) al 2050 degli indicatori Net GHG lifecycle emissions Scope 1, 2 e 3 e Net Car- bon Intensity, associati al ciclo di vita dei prodotti energetici venduti. Le tappe di tale percorso sono state identificate sulla base di un esercizio di prioritizzazione delle differenti azioni basato sia su analisi interne che su quanto proposto dai principali scenari internazionali che mirano alla Neutralità Carbonica al 2050 per mantenere, a livello globale, l’aumento di temperatura entro 1,5°C al 2100. Pur nei limiti del confronto, la strut- tura di questo percorso, in termini di leve e obiettivi di riduzione delle emissioni, risulta sostanzialmente compatibile a tali scenari. Per appro- fondimenti si vedano gli scenari IPCC categoria C1 e IEA NZE nei para- grafi Scenari delle principali organizzazioni internazionali; Principali obiettivi di riduzione delle emissioni GHG; Leve di decarbonizzazione. Nell’ambito della riduzione delle emissioni GHG Scope 1 e Scope 2, Eni ha deciso di focalizzarsi in primis sul settore Upstream, per il quale risul- tano già disponibili soluzioni tecnologicamente consolidate ed econo- micamente percorribili; le emissioni che non sono attualmente riducibili, vengono volontariamente compensate attraverso crediti di carbonio di alta qualità 48 . Eni ha definito obiettivi di azzeramento netto delle emis- sioni GHG Scope 1 e 2 per il solo settore Upstream al 2030 (Net Zero Carbon Footprint Usptream) e per tutta Eni al 2035 (Net Zero Carbon Footprint Eni) e un obiettivo di azzeramento netto delle emissioni GHG Scope 1, 2 e 3 associate al ciclo di vita dei prodotti energetici venduti al 2050, sia in termini assoluti (Net Zero GHG Lifecycle Emissions) che di intensità (Net Zero Carbon Intensity 49 ). La strategia di decarbonizzazio- ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 158 ne di Eni verso la Neutralità Carbonica, che include l’impegno a ridurre le emissioni connesse principalmente all’utilizzo dei prodotti venduti, con- tribuisce anche a promuovere la decarbonizzazione della catena del valore (riducendo le emissioni Scope 3). Eni punta allo sviluppo di nuovi business ad alto potenziale legati alla transizione energetica attraverso la creazione di società indipendenti in grado di accedere al mercato dei capitali con una loro autonomia, così da poter finanziare la propria cre- scita rivolgendosi a investitori specializzati. PRINCIPALI OBIETTIVI DI RIDUZIONE DELLE EMISSIONI GHG In continuità con gli impegni sinora dichiarati e dato il contesto nor- mativo ancora in evoluzione, Eni ha scelto di rappresentare il proprio percorso verso la Neutralità carbonica attraverso obiettivi basati su (50) I target sono definiti su base equity e presentano pertanto un perimetro differente da quello definito dalla reportistica richiesta da CSRD-ESRS. Per maggiori dettagli sulla riconcilia- zione dei perimetri si rimanda al paragrafo Metriche. (51) WBCSD/WRI GHG Protocol Initiative, A Corporate Accounting and Reporting Standard. (52) Estimating petroleum industry value chain (Scope 3) greenhouse gas emissions. Overview of methodologies, IPIECA - 2016. indicatori definiti su perimetro equity 50 . Gli indicatori Lifecycle (Net GHG Lifecycle Emissions e Net Carbon Intensity) sono contabiliz- zati attraverso l’adozione di una metodologia sviluppata nel 2020 in collaborazione con esperti indipendenti, che considera tutti i prodot- ti energetici venduti, inclusi gli acquisti da terzi, e tutte le emissioni che essi generano lungo l’intera filiera. Tale metodologia è ispirata alla rendicontazione secondo gli standard internazionali (GHG Protocol 51 , IPIECA 52 ). Rispetto ai propri obiettivi, Eni stima sia il quantitativo di emissioni GHG ridotte, di anno in anno, rispetto alla baseline definita dall’impresa con riferimento al 2018, sia la riduzione prospettica delle emissioni GHG alla luce degli obiettivi definiti dall’impresa nel proprio Piano di decarbonizzazione (si veda la sezione Metriche del presente capitolo, e sezione metodologica nel capitolo conclusivo Principi e criteri metodologici). RISULTATI IL PERCORSO VERSO LA NEUTRALITA' CARBONICA Net carbon footprint upstream SCOPE 1+2 PERIMETRO EQUITY ( MtCO2eq.) Net carbon footprint Eni SCOPE 1+2 PERIMETRO EQUITY ( MtCO2eq.) Net GHG lifecycle emissions SCOPE 1+2+3 PERIMETRO EQUITY ( MtCO2eq.) Net carbon intensity SCOPE 1+2+3 PERIMETRO EQUITY ( gCO 2 eq./MJ) 2024 BASELINE 2018 14,8 37,2 505 68 6,8 23,6 395 65,2 -55% vs. 2018 -37% vs. 2018 -22% vs. 2018 -4% vs. 2018 -50% -65% NET ZERO UPS NET ZERO ENI -35% -15% -55% -80% -50% NET ZERO NET ZERO % vs. baseline 2025 20302024 2035 2040 2050 NET CARBON FOOTPRINT UPSTREAM, Scope 1+2: rappresenta le emissioni GHG Scope 1+2 associate delle attività upstream operate da Eni o da terzi contabilizzate su base equity e al netto di crediti di carbonio principalmente da Natural Climate Solutions e da applica- zione di soluzioni tecnologiche. Nel 2024, l’indicatore è in riduzione di circa il 25% rispetto al 2023, guidato principalmente dalle azioni di ot- timizzazione nella gestione operativa e dalle attività progettuali volte alla generazione dei crediti di carbonio. Inoltre, nel 2024 il target di raggiungimento del -50% rispetto al 2018, è stato superato con una riduzione di circa il 55%. Il percorso è in linea con il raggiungimento dell’obiettivo net zero Carbon Footprint Upstream al 2030. NET CARBON FOOTPRINT ENI, Scope 1+2: rappresenta le emissioni GHG Scope 1+2 associate delle attività operate da Eni o da terzi conta- bilizzate su base equity e al netto di crediti di carbonio principalmente da Natural Climate Solutions e da applicazione di soluzioni tecnologi- che. Nel 2024, l’indicatore è in riduzione di circa il 10% rispetto al 2023, guidato principalmente dalle azioni di ottimizzazione nella gestione ope- rativa e attività progettuali volte alla generazione dei crediti di carbonio. Rispetto al 2018, l’indicatore è in riduzione di circa il 37% in linea con il raggiungimento dell’obiettivo net zero Carbon Footprint Eni al 2035\. NET GHG LIFECYCLE EMISSIONS, Scope 1+2+3: rappresenta le emis- sioni GHG Scope 1+2+3 associate alla filiera dei prodotti energetici ven- duti da Eni, incluse produzioni proprie e acquisti da terzi, contabilizzate su base equity e al netto di crediti di carbonio da Natural Climate Solu- tions e da applicazione di soluzioni tecnologiche. Nel 2024, l’indicatore è in lieve riduzione (-0,8%) rispetto al 2023, guidato principalmente dal settore raffinazione. Rispetto al valore di baseline, le emissioni si sono ridotte di circa il 22%. NET CARBON INTENSITY, Scope 1+2+3: L’indicatore è calcolato come rapporto tra le Net GHG Lifecycle Emissions e il contenuto di energia dei prodotti energetici venduti da Eni, contabilizzate su base equity. Nel 2024, l’indicatore è in lieve riduzione (ca. 0,5%) grazie al minor impatto emissivo del mix di portafoglio. Rispetto al valore di baseline, l’indice si è ridotto di circa il 4%. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 159 LEVE DI DECARBONIZZAZIONE Le leve e tecnologie di decarbonizzazione individuate da Eni nel pro- prio Piano di decarbonizzazione interessano in maniera trasversale i diversi business di Eni e vengono adottate e modulate in manie- ra mirata e con orizzonti temporali che tengono conto della matu- rità tecnologica e commerciale delle singole soluzioni. Dal 2018 al 2024, Eni ha implementato azioni che da un lato hanno permesso una riduzione delle emissioni Scope 1+2, connesse alle proprie ope- razioni, agendo prioritariamente su flaring e metano e interventi di efficienza energetica (si veda sezione Obiettivi per la riduzione del- le emissioni di metano e flaring nel business Upstream e Consu- mo di energia e mix energetico), che permettono una riduzione dei consumi di fonti fossili, e dall’altro hanno contribuito alla riduzione delle emissioni lungo la catena del valore (Scope 3), sfruttando in particolare le sinergie tra le attività tradizionali con i business legati alla transizione, azioni di portafoglio e beneficiando di una riduzione dei volumi di gas approvvigionato via pipeline. Eni ha inoltre avviato un processo di valorizzazione dei business della transizione al fine di promuovere soluzioni volte alla riduzione dell’intensità carbonica dei prodotti e servizi offerti, focalizzandosi sulla produzione di ener- gia elettrica da fonti rinnovabili (tramite la società Plenitude che nel 2024 ha raggiunto 4,1GW di capacità installata da rinnovabili, regi- strando un tasso di crescita annuo superiore al 30%), sulla produzio- ne di biocarburanti (tramite Enilive che detiene una capacità di bioraf- finazione pari a 1,65 MTPA beneficiando anche della sua presenza a livello internazionale) e sul servizio di cattura e stoccaggio della CO 2 (CCS) per terze parti. Oltre a proseguire con queste azioni, in ottica futura, le iniziative previste da Eni per la riduzione delle emissioni Net GHG Lifecycle Emissions Scope 1+2+3 nel percorso che porterà alla Neutralità Carbonica sono: • nel Downstream lo sviluppo dei biocarburanti offre un’opportunità di conversione e di ridimensionamento dell’attuale capacità di raffi- nazione tradizionale di Eni, contribuendo in modo significativo alla decarbonizzazione del trasporto hard-to-abate ovvero aviazione, tra- sporto marittimo e trasporto pesante. Dopo la conversione di Porto Marghera (2014) e di Gela (2019), nel 2024 è stato dato avvio anche alla conversione del sito di Livorno. Eni ha un obiettivo di oltre 5 milio- ni di tonnellate di capacità di produzione di biocarburanti entro il 2030 e l’opzionalità per la produzione di SAF di oltre 2 milioni di tonnellate; • una maggiore integrazione tra Upstream e Midstream permette di focalizzare il portafoglio gas su progetti equity LNG, con un benefi- cio in termini emissivi. Migliori performance in termini di efficienza e una crescita progressiva della componente gas inclusi i conden- sati sul totale della produzione (oltre il 60% al 2030 e il 90% dopo il 2040) contribuiscono a contenere l’aumento delle emissioni deri- vanti dalle produzioni upstream; • la CCS è una leva di decarbonizzazione che rappresenta un’oppor- tunità sia per ridurre le emissioni delle proprie attività sia come ser- vizio per supportare la decarbonizzazione delle attività industriali di terzi. Nel 2024 è stata avviata la fase 1 di Ravenna e sta con- tinuando il processo che porterà all’approvazione di Hynet nel Re- gno Unito nella prima metà del 2025. Sempre nel 2025, Eni lancerà una nuova società satellite di cattura e stoccaggio del carbonio. La capacità totale di stoccaggio al 100% (gross capacity) stimata ad oggi è di circa 3 miliardi di tonnellate con l’obiettivo di raggiungere una capacità gross di reiniezione annua di CO 2 di oltre 15 MTPA prima del 2030, in aumento fino a circa 40 MTPA dopo il 2030 per superare i 60 MTPA dopo il 2050 (per maggiori informazioni si veda la sezione CCS e Agri); • infine, è prevista la compensazione delle emissioni residue attra- verso offset principalmente da Natural Climate Solutions (NCS) che nel 2050, anno di Net Zero, si manterranno pari a 25 MtCO 2 eq. al di sotto della soglia del 10%, indicata dagli standard ESRS (si veda sezione Compensazioni e rimozioni delle emissioni GHG). Relativamente al contributo dell’Intensity, Eni è impegnata a espandere la propria offerta di soluzioni lower carbon, come le rinnovabili, al fine di PRINCIPALI LEVE DI DECARBONIZZAZIONE ~330 2030 2050 505 Net Zero 2018 0 MtCO2eq. MtCO2eq. MtCO2eq. UPSTREAM MIDSTREAM DOWNSTREAM CCS OFFSETS ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 160 incrementare la produzione di nuove opzioni energetiche che combina- te alla riduzione graduale delle emissioni assolute determinano un calo dell’intensità emissiva del proprio portafoglio (si veda sezione Metri- che del presente capitolo). La velocità dell’evoluzione di tale trasforma- zione e il contributo relativo di ogni leva dipenderanno da una serie di variabili, tra cui l’andamento del mercato, lo scenario scientifico-tecno- logico e la normativa di riferimento. OBIETTIVI PER LA RIDUZIONE DELLE EMISSIONI DI METANO E FLARING NEL BUSINESS UPSTREAM (ASSET OPERATI E COOPERATI) Le azioni di riduzione delle emissioni di metano e flaring sono una parte fondamentale della strategia di decarbonizzazione di Eni e contribuisco- no in maniera concreta alla riduzione delle emissioni dirette Scope 1. Con un approccio che ha interessato prioritariamente il settore Upstream, Eni ha definito un obiettivo di mantenimento al 2025 dell’intensità emissiva di metano entro la soglia dello 0,2%, ritenuta dal settore indice di una gestione operativa con emissioni di metano prossime allo zero 53 , ed ha aderito all’iniziativa Aiming For Zero lan- ciata da OGCI per l’eliminazione delle emissioni di metano dai propri asset entro il 2030\. Eni ha definito un obiettivo di riduzione dell’80% delle emissioni fuggitive di metano (rispetto al 2014 \- anno di base) entro il 2025\. Tale obiettivo è già stato raggiunto nel 2019 grazie all’implementazione di campagne LDAR (Leak Detection And Re- (53) L’impegno “Near-Zero methane” dell’OGDC (O&G Decarbonization Charter – COP 28 UAE) è definito come intensità emissiva di metano inferiore allo 0,2%. (54) Attività di monitoraggio e rilevazione delle perdite di metano, e successiva riparazione. pair 54 ) svolte annualmente sugli asset gestiti da Eni. Eni ha progres- sivamente implementato un sistema di monitoraggio per misurare l’entità delle emissioni di metano nei suoi asset (per le attività a sup- porto dei nostri partner si veda sezione Partnership per la Decar- bonizzazione). Nei propri siti Eni ha sviluppato diverse metodologie e soluzioni tecnologiche per identificare, quantificare e infine ridurre le emissioni di metano. Le campagne LDAR coprono la totalità degli asset gestiti da Eni e sono eseguite su base annuale anche attraver- so tecnologie ottiche. Eni è stata riconosciuta come Gold Standard Reporting nell’ambito del programma Oil & Gas Methane Partnership (OGMP 2.0), come riportato nel Rapporto 2024 dell’Osservatorio in- ternazionale sulle emissioni di metano (IMEO), pubblicato dal UNEP. Inoltre, negli ultimi anni, Eni ha dedicato uno sforzo crescente all’i- dentificazione e all’implementazione di iniziative per mitigare il gas flaring. Ad oggi, esempi di questi progetti si trovano in Congo, Libia ed Egitto, dove le maggiori barriere logistiche, operative e di mercato hanno finora limitato la valorizzazione del gas associato. In tale am- bito Eni sta avanzando verso l’obiettivo di zero routine flaring atteso nel corso del 2025 per le attività operate. Per le attività cooperate, il raggiungimento del target è legato al completamento dei progetti in Libia attualmente atteso nel corso del 2026\. Infine, una parte fonda- mentale della strategia Eni sul metano è la collaborazione con altri operatori del settore e organizzazioni internazionali (si veda sezione Partnership per la Decarbonizzazione del presente capitolo). 2024 2014 INTENSITÀ EMISSIVA DI METANO (%) 0,07% -84% 0,43% 2024 2014 EMISSIONI FUGGITIVE DI METANO (kt CH 4 ) 116 -96% 5 2024 2014 FLARING DI ROUTINE (Mld Sm 3 ) 1,7 -56% 0,7 Operato CooperatoOperato Cooperato Operato+Cooperato Operato Cooperato TARGET Ben al di sotto di 0,2% @2025 -80% di riduzione @2025 Zero routine flaring @2026 VALUTAZIONE DELLE EMISSIONI LOCKED-IN Le emissioni locked-in sono una stima delle emissioni GHG collegate ad asset e operazioni considerati non compatibili con un futuro lower carbon. Qualora tale scenario si verificasse durante la vita utile degli asset di un’impresa, questo potrebbe comportare una svalutazione degli asset a più alta intensità emissiva. Eni monitora le sue potenziali emissioni locked-in derivanti dai principali asset e progetti, mantenendo una prospettiva di medio-lungo termine attraverso il piano strategico e valutando i progressi verso il percorso di neutralità carbonica. Nell’Upstream, Eni adotta un approccio che tiene in considerazione il valore economico e l’intensità emissiva degli asset. Nello specifico, viene data priorità agli investimenti nelle risorse in produzione e nell’esplorazione di aree adiacenti agli asset/ infrastrutture esistenti. Eni continuerà ad approcciare l’esplorazione con un modello che si basa sulla crescita organica e diluizione delle quote di partecipazione in scoperte a elevato potenziale e RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 161 ridotti time to market e con una piena valorizzazione dei margini derivanti dalle produzioni equity. Questa analisi considera anche la potenziale intensità emissiva associata alle riserve per garantire che la produzione rimanga allineata con gli obiettivi di riduzione delle emissioni nel medio e lungo termine. Nel Downstream, Eni punta a migliorare l’efficienza delle proprie operazioni e a integrare nella sua offerta i prodotti lower carbon anche attraverso la conversione della capacità di raffinazione tradizionale. Inoltre, Eni valuta la resilienza del proprio portafoglio per mitigare i rischi associati agli stranded asset e applica un internal carbon pricing per garantire che i nuovi investimenti siano coerenti con gli obiettivi di decarbonizzazione; per dettagli si rimanda al paragrafo Rischi di transizione. CAPITAL ALLOCATION Eni riconosce la necessità di garantire una transizione del sistema energetico che avvenga in modo ordinato attraverso una sostituzione graduale dei combustibili fossili con energia lower carbon. L’evoluzione verso un portafoglio di prodotti lower carbon sarà supportata da una progressiva crescita della quota di investimenti destinati allo sviluppo di nuove soluzioni energetiche e servizi a supporto della transizione. Nel medio-lungo termine, Eni prevede di ridurre gradualmente la quota di spesa dedicata alle attività Oil & Gas, con il phase-out progressivo degli investimenti in attività o prodotti ad alta intensità di carbonio. Per gli investimenti 2024 relativi all’esplorazione, sviluppo e produzione di idrocarburi si veda la Nota 12 del Bilancio Consolidato 55 ; nel 2024, la spesa per i progetti lower carbon è stata di €2,6 miliardi (oltre il 20% della spesa). Inoltre, si rimanda alla sezione relativa alla Tassonomia Europea per una riclassificazione di questi importi secondo i criteri più stringenti definiti dal regolamento europeo. Nel prossimo quadriennio 2025- 2028, Eni prevede di destinare oltre il 30% della spesa in progetti lower carbon, pari a circa €13 miliardi. Di seguito il dettaglio delle risorse pianificate per le differenti azioni di decarbonizzazione a supporto del Piano di decarbonizzazione. Oltre il 40% della spesa in programma per il 2025-28 è allineata alla Tassonomia UE. Rispetto a tale regolamento, la previsione di spesa al 2028, si differenzia comprendendo anche gli interventi effettuati in joint venture, tutte le spese che contribuiscono alla riduzione delle emissioni (ad esempio interventi di efficienza energetica e di abbatti- mento del flaring di routine) e quanto a supporto dello sviluppo della customer base Plenitude. BREVETTI ED INNOVAZIONE 55 L’innovazione è parte integrante del Codice Etico di Eni, con l’impegno ad acquisire competenze tecnologiche d’avanguardia. In particolare, il tema dell’innovazione è fortemente legato agli aspetti climatici e, nel (55) La società è esclusa dagli indici di riferimento UE secondo l’articolo 12, paragrafo 1, lettere da e) a g), e paragrafo 2, del Regolamento Delegato (UE) 2020/1818 della Commissione. quadriennio 2025-2028, l’azienda ha stabilito il target di mantenere il 70% della spesa R&S su temi relativi alla decarbonizzazione. Per il 2024, l’impegno economico di Eni in attività di ricerca scientifica e svi- luppo tecnologico ammonta a €178 milioni, di cui circa €145 milioni destinati al percorso di riduzione dell’impronta carbonica dei processi, all’economia circolare, allo sfruttamento delle energie rinnovabili e alla fusione a confinamento magnetico. Tale spesa include, in particola- re, 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, e della pro- duzione di idrogeno verde. SPESA (a) 2024 2025-28 Valore totale (miliardi di €) 2,6 13 Generazione elettrica da fonti rinnovabili 1,0 4,1 Riduzione delle emissioni GHG 0,4 2,5 Bioraffinerie e biofeedstock 0,5 2,8 Sviluppo portafoglio retail 0,3 1,2 Ricerca per attività Lower Carbon 0,1 0,8 Economia circolare e Altre iniziative (inc. riciclo, chimica bio, NCS e Venture Capital) 0,3 1,6 (a) Le voci in tabella sono incluse nella Nota integrativa del bilancio consolidato Eni 2024, nelle voci in Nota 14 “Immobilizzazioni Immateriali” e in Nota 30 Costi - “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi del Bilancio Consolidato” . RICERCA & SVILUPPO 2024 2023 Spesa in R&S (a) (M€) 178 166 di cui: relative alla decarbonizzazione 145 135 Domande di primo deposito brevettuale (numero) 39 28 di cui: depositi sulle fonti rinnovabili 23 14 (a) Le voci in tabella sono nella Nota 14 “Immobilizzazioni Immateriali” del Bilancio Consolidato. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 162 COMPENSAZIONI E RIMOZIONI DELLE EMISSIONI GHG Eni sostiene lo sviluppo di progetti volti alla generazione di crediti di carbonio nel mercato volontario per la compensazione delle emissioni GHG residuali altrimenti non ridotte, monitorandone la qualità e l’inte- grità. Eni intende utilizzare crediti di carbonio per raggiungere l’obiettivo Net Zero al 2050 per Net GHG lifecycle emissions e Net carbon intensity (Scope 1+2+3), dopo aver ridotto il 90-95% (come indicato dagli ESRS) delle emissioni GHG di filiera. Al momento, la maggior parte dei crediti di carbonio utilizzati da Eni derivano da progetti che mirano a realizzare la conservazione degli ecosistemi naturali e, pertanto, riducono le emis- sioni di CO 2 potenzialmente rilasciate in atmosfera. La strategia di Eni prevede di incrementare progressivamente la componente di crediti derivanti dai cosiddetti progetti Carbon Dioxide Removal (CDR), ovvero attività che catturano la CO 2 direttamente dall’atmosfera (es. ripristino di ecosistemi o incremento di stock di CO 2 nel suolo con opportune prati- che agricole). I crediti di carbonio utilizzati da Eni sono certificati secon- do gli standard del mercato volontario riconosciuti a livello internazio- nale, quali il Verified Carbon Standard (VCS) di Verra o il Gold Standard (GS). Inoltre, i crediti sono accompagnati da una certificazione addizio- nale, quale, ad esempio, il Climate Community & Biodiversity Standards (CCBS) o il Sustainable Development Verified Impact Standard (SD VI- Sta) che ne attesta i benefici socio-ambientali (es. conservazione della biodiversità, sviluppo economico e miglioramento delle condizioni di vita delle comunità locali). Nel 2019 Eni ha avviato le prime attività di Natural Climate Solutions (NCS) 56 . Si tratta di progetti per la protezione, la gestione sostenibile del territorio e il ripristino di ecosistemi naturali; queste iniziative conservano gli habitat in cui vivono piante e animali, aumentano la resilienza e le capacità di adattamento dei sistemi am- bientali al cambiamento climatico e promuovono lo sviluppo sosteni- (56) Le Natural Climate Solutions sono soluzioni per il climate change basate sulla natura. Si basano sulla capacità della natura di rimuovere e immagazzinare il carbonio dall’atmosfera. (Fonte: Natural Climate Solutions Alliance, NCSA, 2022). (57) Tra le azioni afferenti alla categoria SALM si cita l’utilizzo di pratiche agricole in grado di aumentare la componente di carbonio organico nel suolo e l’integrazione di specie arboree nelle colture agricole. (58) Il programma Eni for Clean Cooking prevede il progressivo passaggio a fornelli a induzione nelle aree urbane e a pirolisi nelle aree rurali, che promuovono l’utilizzo degli scarti agricoli. (59) Sono inoltre in corso di valutazione l’espansione in altri Paesi dell’Africa Sub-Sahariana e Asia. (60) Si intende l’azione di cancellare o annullare i crediti di carbonio nel registro telematico che li contiene, in modo che tali crediti non possano essere ulteriormente trasferiti o utilizzati per la compensazione delle emissioni (i.e. no double counting). (61) Solo una quota dei crediti previsti in cancellazione negli anni target deriva da accordi contrattuali già oggi esistenti. bile locale. I primi progetti promossi da Eni erano inquadrati nello sche- ma “Reducing Emissions from Deforestation and forest Degradation” (REDD+), definito e promosso dalle Nazioni Unite. A questi si stanno aggiungendo iniziative di promozione dell’Agricoltura e della Gestione del suolo Sostenibili (Sustainable Agriculture and Land Management \- SALM) 57 . In questo ambito, Eni ha avviato un primo progetto in Kenya, il Makueni Agroforestry Carbon Project (MACP), che si svilupperà su un’a- rea target di 40.000 ettari, porterà benefici socioeconomici (es. stabiliz- zazione del reddito degli agricoltori) per circa 100.000 persone locali e contribuirà alla riduzione dell’erosione del suolo e al miglioramento della produttività e della fertilità delle terre agricole. L’applicazione di soluzio- ni tecnologiche rappresenta un’ulteriore leva di compensazione delle emissioni residue. Dal 2018, la società ha avviato il programma “Eni for Clean Cooking” per lo sviluppo di progetti che promuovono l’introduzio- ne di sistemi di fornelli migliorati che garantiscono la riduzione del con- sumo di biomassa legnosa con l’obiettivo di migliorare le condizioni di salute delle persone e di promuovere la conservazione delle foreste 58 . Il programma è stato avviato in Congo, Mozambico, Angola, Ruanda, Tanzania e Costa d’Avorio, raggiungendo, dall’inizio delle iniziative, cir- ca 1,5 milioni di persone 59 . La diffusione industriale dei sistemi di clean cooking consente anche di promuovere lo sviluppo dell’imprenditoria e dell’economia locale (i.e. produzione e distribuzione di fornelli). Nel cor- so del 2024, Eni ha aderito alla “Clean Cooking Declaration: Making 2024 the pivotal year for Clean Cooking”, promossa dalla IEA in occasione del Summit sull’Africa, per accelerare l’accesso universale a sistemi di cot- tura più moderni. In aggiunta all’attività di sviluppo progettuale descritta, Plenitude si approvvigiona di crediti di carbonio principalmente trami- te acquisti sul mercato volontario, in accordo ai medesimi standard di certificazione utilizzati da Eni. Di seguito si riportano i dettagli relativi ai crediti di carbonio annullati 60 nel 2024 e quelli futuri previsti 61 . CREDITI DI CARBONIO ANNULLATI Unità di misura 2024 Totale (MtCO 2 eq) 5,9 (a) Crediti da riduzione (%) 100 Crediti da rimozione 0 di cui: rimozione biogenica 0 di cui: rimozione tecnologica 0 Crediti verificati secondo lo standard VERRA 100 Crediti da progetti in EU 0 Crediti oggetto di corresponding adjustment secondo l’art.6 del P.A. 0 (a) Crediti che derivano dai progetti sostenuti da Eni e che sono stati annullati a febbraio 2025. Inoltre, nel 2024 Plenitude ha acquistato 3,1 MtCO 2 eq. associati alle forniture di gas compensato, di cui: (i) 0,3 MtCO 2 eq. che rappresentano la differenza fra i crediti di carbonio stimati e consuntivati del quarto trimestre del 2023 ed annullati ad ottobre 2024; (ii) 2,8 MtCO 2 eq. che rappresentano la stima di acquisto di crediti di carbonio per il 2024, che sarà finalizzata nel corso del 2025\. Di questi, 1,8 MtCO 2 eq., legati al consumo di gas fatturato da gennaio a settembre 2024, sono stati compensati a febbraio 2025. La restante parte stimata 1 MtCO 2 eq., relativa al consumo di gas fatturato da ottobre a dicembre 2024, verrà invece compensata entro ottobre 2025. I suddetti crediti sono utilizzati per la compensazione delle emissioni per gli indicatori Net Carbon Footprint Scope 1+2 (Eni/UPS) e Net GHG Lifecycle Scope 1+2+3. CREDITI DI CARBONIO PREVISTI 2030 2040 2050 Totale MtCO 2 eq ~15 ~20 <25 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 163 METRICHE 62 [FASE 2 E 4 DELLA DUE DILIGENCE] Metriche GHG (Scope 1, 2 e 3) Eni rendiconta le proprie emissioni GHG coerentemente con i principali standard internazionali e best practice di settore. In linea con i requisiti ESRS, le emissioni Scope 1 e Scope 2 sono rendicontate includendo nel perimetro di consolidamento le società controllate (consolidate integral- mente) e, in quota, sia le attività in joint operation (incorporate e non) con- solidate sia le attività afferenti ad iniziative minerarie gestite da operating company. Inoltre, per gli asset operati, le emissioni sono rendicontate al (62) Per la metodologia e area di consolidamento si veda il capitolo Principi e Criteri Metodologici. 100%. Le emissioni Scope 3 sono rendicontate, in accordo con la classi- ficazione fornita dal GHG Protocol e secondo gli standard metodologici disponibili di settore, in accordo con criteri di significatività e compren- dono le emissioni associate alla catena del valore delle attività di Eni. In aggiunta alle metriche sopra descritte, Eni rendiconta le emissioni per una serie di ulteriori indicatori (“Entity Specific”) utilizzati per tracciare le perfor- mance operative e i progressi nel percorso verso la Neutralità Carbonica al 2050. Per maggiori dettagli sulle metodologie di rendicontazione adot- tate, l’analisi di materialità delle fonti emissive ed altri aspetti gestionali connessi alla contabilizzazione dei gas serra, si rimanda alla sezione de- dicata (si veda Metriche: metodologie di riferimento). EMISSIONI GHG SCOPE 3 E ALTRI INDICATORI 2024 2023 Trend (d) Emissioni GHG Scope 3 rilevanti Categoria 11. Utilizzo dei prodotti venduti (a) (MtCO 2 eq) 181,0 173,7 4% Emissioni GHG totali Emissioni GHG totali location-based 212,8 206,8 3% Emissioni GHG totali market-based 212,9 207,0 3% Indicatori Entity Specific - Equity Net Carbon Footprint upstream (Scope 1+2) 6,8 9,0 -25% Net Carbon Footprint Eni (Scope 1+2) 23,6 26,2 -10% Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3) (b) 395 398 -1% Net Carbon Intensity (Scope 1+2+3) (b) (grammi di CO 2 eq./MJ) 65,2 65,6 -1% Indicatori Entity Specific - 100% Operato Emissioni GHG dirette Scope 1 (c) (MtCO 2 eq.) 21,2 22,7 -6% Emissioni GHG indirette Scope 2 location-based 0,6 0,6 +4% Emissioni dirette di metano Eni (Scope 1) (migliaia di tonnellate di CH 4 ) 16,0 16,6 -3% di cui: fuggitive upstream 1,7 2,0 -15% Intensità emissiva di metano upstream (%) 0,09 0,10 -10% Volume di idrocarburi inviati a flaring (miliardi di Sm 3 ) 0,84 0,89 -6% di cui: di routine Upstream 0,12 0,24 -51% (a) 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. Le emissioni delle sole società consolidate ammontano a 137,2 MtCO 2 eq. nel 2024. (b) Emissioni GHG associate al ciclo di vita (lifecycle) dei prodotti energetici venduti da Eni. Per maggiori informazioni si veda la Metriche: metodologie di riferimento. (c) L’indicatore si riferisce alle attività consolidate operate (ossia una quota parte delle emissioni facenti capo a società consolidate, come richiesto dal riferimento degli standard ESRS E1-6 50a) nonché alle attività non consolidate ma operate. A differenza dell’indicatore totale ESRS, sono pertanto escluse le emissioni relative alle società consolidate non operate. Per le viste di settore si veda Andamento Operativo. (d) I trend riportati in tabella sono stati calcolati utilizzando un maggior numero di cifre decimali non riportate in tabella. EMISSIONI GHG SCOPE 1 E 2 2024 2023 Trend 2024 vs. 2023 (c) Unità di misura Totale (ESRS) di cui consolidato (a) Totale (ESRS) di cui consolidato (a) Emissioni GHG Scope 1 Emissioni GHG dirette Scope 1 (MtCO 2 eq) 31,1 27,4 32,3 27,9 -4% di cui: CO 2 equivalente da combustione e da processo 25,3 22,9 26,5 23,5 -5% di cui: CO 2 equivalente da flaring 3,6 2,5 3,9 2,7 -8% di cui: CO 2 equivalente da venting 2 1,9 1,7 1,6 17% di cui: CO 2 equivalente da emissioni fuggitive di metano 0,2 0,1 0,2 0,2 -9% Percentuale di emissioni GHG Scope 1 coperta da sistemi regolamentati di scambio di quote (%) 58 - 57 - 1% Emissioni GHG Scope 2 Emissioni GHG Scope 2 location-based (b) (MtCO 2 eq) 0,8 0,7 0,7 0,7 5% Emissioni GHG Scope 2 market-based (b) 0,9 0,9 0,9 0,9 -6% (a) Il valore, riportato in questa colonna, si riferisce alle società consolidate, come richiesto dagli standard ESRS (E1-6 50a). La differenza tra il valore totale, calcolato secondo la metodologia ESRS, e le società consolidate si riferisce alle attività operate non consolidate (così come richiesto dal requisito degli ESRS E1-6 50b). Nel 2024 le Emissioni GHG Scope 1 operate non consolidate sono pari a 3,6 MtCO 2 eq. (b) Le Emissioni GHG Scope 2 location-based e market-based operate non consolidate sono pari a 0,03 MtCO 2 eq. (così come richiesto dal requisito degli ESRS E1-6 50b). (c) I trend e i valori totali riportati in tabella sono stati calcolati utilizzando un maggior numero di cifre decimali non riportate in tabella. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 164 Rispetto alla nuova modalità di presentazione dei dati con il pe- rimetro richiesto dalla CSRD, le emissioni Scope 1 ammontano a 31,1 MtCO 2 eq., in riduzione di circa il 4% rispetto al 2023 princi- palmente nel settore Exploration and Production (calo legato alle cessioni di asset in Nigeria e in Congo ed alla realizzazione di pro- getti di valorizzazione del gas in Congo), e nel settore raffinazione in seguito a riassetto impiantistico e manutenzione. Si evidenzia che del totale consolidato (27,4 MtCO 2 eq.), 9,8 MtCO 2 eq. (ossia il 36%) non si riferiscono ad asset operati da Eni. Le emissioni Scope 2 sono in lieve aumento in vista location based, mentre ri- sultano in calo nella vista market based per effetto dell’incremen- (63) Le emissioni evitate sono emissioni che sarebbero state rilasciate se una particolare azione o intervento non avesse avuto luogo; talune emissioni possono essere evitate utilizzando un prodotto o un servizio più efficiente e/o meno emissivo (ad esempio utilizzando energia rinnovabile invece di fonti fossili – vedasi WBCSD, 2023) con conseguenti minori emissioni di terzi. (64) 1) LNG: ~9,1 MtCO 2 eq. \- Nel calcolo del saving emissivo sono state considerate le share di gas destinate al settore power nei Paesi di vendita. Per tutte le fonti fossili analizzate (carbone, olio e LNG) si fa riferimento alle emissioni della sola fase di generazione di energia elettrica. Elaborazione sulla base dei dati IEA (Energy Balance 2024, Emission Factors 2021) ed Enerdata. 2) Rinnovabili: 1,9 MtCO 2 eq. - I fattori di emissione rappresentativi utilizzati sono stati elaborati sulla base dei dati IEA (Emission Factors 2024). 3) Biocarburanti: 2,0 MtCO 2 eq. - Il saving emissivo medio è stato calcolato come rapporto tra le emissioni associate alle quantità di biocarburanti HVO vendute nel 2024 e riportato nei certificati di sosteni- bilità e il valore del carburante fossile di riferimento definito nella direttiva RED III (pari a 94 gCO 2 eq./MJ). Non è incluso nel calcolo il contributo delle produzioni relative alla bioraffineria di Chalmette in Louisiana. to del ricorso alle garanzie di origine (principalmente in Versalis). Le emissioni Scope 3 categoria 11 (utilizzo prodotti venduti) am- montano nel 2024 a 181 MtCO 2 eq. e risultano in lieve aumento (+4%) in linea con l’aumento della produzione venduta Upstream. Le emissioni nette lifecycle Scope 1, 2 e 3 di Eni (395 MtCO 2 eq.) sono in lieve riduzione rispetto al 2023; la riduzione rispetto al 2018 (base year) ammonta a circa 110 MtCO 2 eq. (-22%). Valoriz- zando, inoltre, il contributo nel 2024 della commercializzazione di LNG, energia elettrica rinnovabile e biocarburanti in termini di emissioni potenzialmente evitate 63 si otterrebbe un ulteriore sa- ving di circa 13 MtCO 2 eq 64 . RICONCILIAZIONE TRA PERIMETRO INDICATORI “ENTITY SPECIFIC” E METRICHE CSRD Il progresso di Eni verso il percorso di neutralità carbonica al 2050 è monitorato attraverso una serie di indicatori rendicontati su peri- metro equity, differente rispetto alle metriche riportate in tabella secondo perimetro CSRD. In particolare: • Gli indicatori Net Carbon Footprint Equity (Scope 1+2) includono, rispetto agli indicatori CSRD, anche il contributo delle società JV/Colle- gate non operate e non consolidate, conteggiate in quota; di contro, per tutte le realtà consolidate integralmente, nonché per le ulteriori realtà operate da Eni, i dati sono conteggiati su base equity, proporzionalmente alla quota di partecipazione o al revenue interest. • L’indicatore Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3) è costruito, rispetto alle metriche CSRD, secondo una vista equity based e considerando per le emissioni Scope 3 un perimetro più esteso che comprende anche i prodotti energetici acquistati da terzi (es. gas naturale prodotto da terzi e venduto da Eni). L’indicatore può essere riconciliato con i dati CSRD modificando le emissioni 1-2 come sopra descritto (al netto del contributo del settore chimico) e sottraendo le componenti emissive Scope 3 dei business mid-down- stream (esclusi i crediti di carbonio utilizzati per compensare tali emissioni). MtCO 2 eq. evitate attraverso la vendita di LNG di Eni nel 2024, nell’ipotesi che il gas sostituisca combustibili fossili più emissivi (olio, carbone) nella fase di generazione dell’energia elettrica 9,1 MtCO 2 eq. evitate attraverso le produzioni vendute di biocarburanti di Eni nel 2024, considerando un saving emissivo di circa l’80% rispetto al valore medio del combustibile fossile di riferimento 2,0 MtCO 2 eq. evitate attraverso la vendita di energia elettrica prodotta da rinnovabili di Eni nel 2024, nell’ipotesi che spiazzi emissioni associate al mix elettrico medio nel Paese di generazione 1,9 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 165 Consumo di energia e mix energetico 65 Gli interventi di efficienza energetica effettuati nell’anno consentono un risparmio effettivo di energia primaria rispetto ai consumi di ba- seline di oltre 308 ktep/anno derivanti principalmente da progetti in ambito upstream (oltre 82%), con un beneficio in termini di riduzione di emissioni pari a circa 778 mila tonnellate di CO 2 eq. Se si conside- rano anche le emissioni Scope 2, ovvero derivanti da energia elettrica e termica acquistate, il risparmio netto di CO 2 derivante da progetti di (65) I dati del 2023 relativi alle realtà consolidate non operate da Eni (ma da terzi) non sono presentati poiché, in passato, i dati venivano aggregati con una metodologia differente e quindi non sarebbero comparabili. energy saving sale a circa 816 mila tonnellate di CO 2 eq. Nel 2024, i consumi totali di energia di Eni (pari a 92,7 milioni di MWh) registrano una riduzione del 3% rispetto al 2023 per la contrazione dei consumi di energia fossile, in particolare per il calo di consumo di gas naturale legato alla cessione di Nigerian Agip Oil Co Ltd. I consumi di energia rinnovabile (pari a 587.259 MWh) registrano un aumento del 62% ri- spetto al 2023, per i maggiori acquisti di energia elettrica coperta da garanzie di origine e l’incremento dei consumi di energia da biomasse. ENERGY CONSUMPTION MIX 2024 2023 Operato Operato Consolidato non operato Consumo totale di energia (MWh) 92.738.602 32.150.544 95.227.735 Consumo totale di energia fossile 92.151.343 32.077.325 94.865.743 Consumo di carburante da petrolio allo stato naturale e prodotti petroliferi 22.658.539 21.435.813 Consumo di carburante proveniente da gas naturali 67.054.303 71.165.300 Consumo di carburante da altre risorse fossili 331.591 194.506 Consumo di elettricità, calore, vapore e raffreddamento acquisiti o acquistati da fonti fossili 2.106.910 2.070.123 Consumo totale di energia rinnovabile 587.259 73.219 361.992 Consumo di carburante da fonti rinnovabili, compresa la biomassa (comprendendo anche i rifiuti industriali e urbani di origine biologica, biogas, idrogeno rinnovabile ecc.) 355.385 336.017 Consumo di elettricità, calore, vapore e raffreddamento acquisiti o acquistati da risorse rinnovabili 215.999 9.750 Consumo di energia rinnovabile non combustibile, autoprodotta 15.875 16.225 ENERGY PRODUCTION 2023 2024 Indicatori Entity Specific - Equity Capacità installata da fonti rinnovabili (MW) 3.851 3.056 Capacità di bioraffinazione (milioni di tonnellate/anno) 1,65 1,65 Produzioni vendute di biocarburanti (migliaia di tonnellate) 982 635 Produzione di energia da fonti rinnovabili (a) (GWh) 4.665 3.984 Indicatori - Operato Produzione di energia non rinnovabile (MWh) 28.240.065 32.591.215 (a) Il dato si riferisce alla realtà Plenitude. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 166 TRASPARENZA E PARTNERSHIP Trasparenza nella Disclosure [FASE 5 DELLA DUE DILIGENCE] Eni comunica le informazioni connesse ai temi climatici, secondo gli obblighi di legge in termini di informativa di sostenibilità, e adottando come riferimenti le principali linee guida volontarie e best practice di di- sclosure climatica, tra cui le Linee Guida OCSE per la vista inside-out e TCFD per la vista outside-in. Eni supporta la definizione di best practice per una disclosure completa ed efficace in materia di climate change. Un esempio è l’adesione di Eni al programma Oil & Gas Methane Par- tnership (OGMP 2.0) per il quale nel 2024 è stata riconosciuta come Gold Standard Reporting, come indicato nel Rapporto 2024 dell’Osser- vatorio internazionale sulle emissioni di metano (IMEO) pubblicato da UNEP. Questo riconoscimento sottolinea l’efficacia della strategia di decarbonizzazione di Eni nel misurare le emissioni di metano con l’o- biettivo finale di ridurle e mitigarle. Nel corso del 2024, Eni ha condotto un’ampia campagna di misurazione del metano a livello mondiale. Una task force multidisciplinare dedicata ha supervisionato le attività, con un significativo supporto e impegno da parte di tutte le aree geogra- fiche Eni, delle società di joint venture e dei partner. In un’ottica di mi- glioramento continuo della rappresentazione del proprio operato verso l’esterno, Eni nel 2024 ha deciso di ampliare la disclosure sugli sforzi per la riduzione emissioni di metano pubblicando per la prima volta un report dedicato. La trasparenza nella rendicontazione connessa al cambiamento climatico, insieme alla strategia messa in atto dall’azien- da, hanno permesso ad Eni di essere valutata positivamente da parte dei principali rating ESG e benchmark climatici (si veda Rating ESG, CMU). Nell’ambito delle attività di advocacy, Eni condivide il proprio po- sizionamento sul cambiamento climatico e i temi di strategia climatica correlati (si veda Business Conduct). Partnership per la decarbonizzazione [FASE 3 DELLA DUE DILIGENCE] Eni collabora e dialoga da tempo con il mondo accademico, la società civile, le istituzioni e le imprese per favorire la transizio- (66) Alla COP28, più di 50 compagnie si sono unite all’OGDC, di cui circa 30, per la prima volta, hanno sottoscritto l’impegno di raggiungere il Net Zero entro il 2050 per le emissioni GHG Scope 1 e 2, traguardare il Near Zero delle emissioni di metano e azzerare il routine gas flaring entro il 2030, oltre all’impegno a rendicontare sulle riduzioni ottenute. ne energetica attraverso la generazione di nuove conoscenze, la condivisione di best practice e la valorizzazione di iniziative in grado di creare contemporaneamente valore per l’azienda e per i suoi stakeholder. Eni è membro fondatore dell’Oil & Gas Methane Partnership (OGMP) dell’UNEP, dell’Oil and Gas Climate Initiative (OGCI) e dei Methane Guiding Principles (MGP) partecipando at- tivamente a gruppi di esperti, come IPIECA e IOGP. Inoltre, Eni è firmataria dell’Oil & Gas Decarbonization Charter (OGDC) 66 , un’ini- ziativa chiave lanciata alla COP28 con l’obiettivo di far convergere il settore verso azioni trasparenti e concrete per ridurre le emis- sioni, tra cui il metano e il flaring. A supporto degli impegni pre- si, Eni ha aderito al fondo fiduciario Global Flaring and Methane Reduction (GFMR), iniziativa avviata dalla Banca Mondiale, volta ad aiutare Governi e operatori nazionali ad eliminare le emissioni di metano e il routine gas flaring entro il 2030; per maggiori det- tagli si veda il Methane Report (2024). Queste collaborazioni hanno contribuito a sviluppare best practice per il monitoraggio delle emissioni di metano, la rendicontazione e la verifica e a promuovere l’impiego di nuove tecnologie per il monitoraggio e la riduzione delle emissioni in tutto il settore, ad esempio attraver- so il Climate Investment fondato da OGCI. Eni ha inoltre firmato accordi di collaborazione con le compagnie petrolifere nazionali (NOC) e partner in joint venture, tra cui EGAS, Sonatrach e SOCAR, con l’obiettivo di condividere la propria esperienza nella gestione e riduzione delle emissioni di metano. Eni sviluppa partnership con le imprese energivore per lo sviluppo e la diffusione di soluzioni lower carbon. In tale ambito, Eni ha preso parte al “Patto per la De- carbonizzazione del Trasporto Aereo” (PACTA), un’iniziativa pro- mossa insieme ad Aeroporti di Roma che riunisce rappresentanti delle istituzioni, stakeholder di settore, associazioni di categoria e del terzo settore con l’obiettivo di definire una roadmap per la decarbonizzazione del settore del trasporto aereo al 2050\. Infine, Eni sviluppa soluzioni innovative insieme a università e start-up, come la fusione a confinamento magnetico, una fonte di energia che potrebbe rivoluzionare il mondo dell’energia con tecnologie a minori emissioni. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 167 Eni rivolge particolare attenzione all’uso efficiente delle risorse na- turali, come l’acqua, alla riduzione delle emissioni inquinanti, alla ge- stione dei rifiuti, alla tutela della biodiversità e dei servizi ecosistemi- ci. Le tematiche ambientali, insieme ai temi di Salute e Sicurezza, sono gestite con un unico sistema di gestione HSE integrato, che definisce ruoli, responsabilità e modalità di gestione delle attività di tutti i settori per gli aspetti ambientali. Inoltre, per formare i dipenden- ti e la supply chain su questi aspetti, Eni prosegue un programma, avviato nel 2019, di sensibilizzazione e rafforzamento della cultura ambientale coinvolgendo tutti i livelli aziendali. Il piano ha coinvolto i siti operativi in Italia e si sta estendendo presso le consociate estere, anche con la sottoscrizione di Patti per l’ambiente e la sicurezza, che coinvolgono i fornitori in azioni di miglioramento tangibili e misura- bili. Inoltre, nel 2024, Eni ha proseguito la promozione delle Environ- mental Golden Rules, per supportare l’adozione di comportamenti virtuosi da parte dei dipendenti e dei fornitori, in coerenza con i valori, l’impegno e gli standard di Eni. Sistema di gestione HSE in Eni Per la gestione dell’ambiente, della salute e della sicurezza nel posto di lavoro, Eni ha adottato un modello a tre livelli di responsabilità (datori di lavoro, soggetti apicali di area di business e vertice Eni), ognuno dei quali è supportato da una specifica funzione HSE. Allo scopo di garantire il controllo sulle attività, Eni, anche ai fini di prevenzione dei reati ai sensi del D.lgs. 231/2001, ha predisposto un adeguato model- lo di controllo in ambito HSE, coerente con la struttura e i livelli or- ganizzativi e con il sistema di deleghe e le responsabilità attribuite. In linea con la certificazione ISO 14001:2015, nell’ambito del Sistema di Gestione, il singolo sito svolge, in relazione alle proprie attività, un processo di identificazione degli aspetti ambientali con la valutazione dei potenziali impatti e rischi associati, nonché l’individuazione e il mo- nitoraggio di possibili opportunità. Il processo di valutazione considera il ciclo di vita degli asset e le attività nelle diverse condizioni operative (normali, anomale e di emergenza). Viene valutato il rischio 67 associa- to a ciascun aspetto/impatto ambientale sulla base di barriere tecni- co-gestionali di mitigazione del rischio sviluppate in sito. Il processo di valutazione di impatti e rischi è periodico, monitorato e aggiornato al fine di assicurare e migliorare la qualità e l’efficacia del processo di identificazione, analisi e valutazione dei rischi, nonché di verificarne periodicamente la coerenza e l’adeguatezza e l’efficacia delle misure a presidio sviluppate. Il sistema normativo stabilisce l’allocazione di tut- te le realtà Eni controllate in tre cluster di rischio HSE, in base alle attivi- (67) In questo contesto, la parola rischio non è intesa come materialità finanziaria, ma ci si riferisce alla combinazione della probabilità che un determinato evento si verifichi in un dato periodo o in circostanze specifiche e delle conseguenze che possono generarsi. (68) Il Riesame HSE è finalizzato alla valutazione della gestione dei rischi HSE e alla verifica dell’idoneità, dell’adeguatezza e dell’efficacia del sistema di gestione HSE adottato. tà svolte: (i) significativo (attività industriali), per cui è previsto l’obbligo di adozione di un sistema di gestione HSE, la certificazione secondo gli standard ISO 14001 e ISO 45001 e verifiche interne HSE annuali; (ii) limitato (attività di ufficio o a limitata rilevanza), per il quale è pre- visto l’obbligo di adozione (ma non di certificazione) di un sistema di gestione HSE e verifiche interne HSE annuali o quinquennali; (iii) as- sente (assenza di dipendenti e di attività operative), per cui non sono previsti obblighi specifici. Tutte le realtà a rischio significativo sono co- perte da certificazione ISO 45001 e ISO 14001 o ne hanno pianificato il conseguimento (a fine 2024 l’86% ha già conseguito la certificazione ISO 45001 e l’84% la ISO 14001), così come tutte le ulteriori realtà a rischio limitato con obbligo di sviluppo di un sistema di gestione HSE lo ha già implementato (86% nel 2024) o ne ha pianificato l’implemen- tazione. In aggiunta alle verifiche da parte terza per il mantenimento delle certificazioni, vengono svolti, con frequenza infrannuale, ulteriori audit interni per verificare l’adeguatezza del Sistema di Gestione HSE e la verifica della conformità normativa. Nella fase di attuazione del- le attività operative l’obiettivo è quello di gestire, ridurre ed eliminare i rischi e gli impatti sull’ambiente diretti e indiretti individuati, sia legati alle attività specifiche delle unità produttive/strutture organizzative, sia correlati ai diversi processi di progettazione, sviluppo, utilizzo e fine vita dei prodotti e servizi, tenendo in considerazione le varie fasi del ciclo di vita. In questa fase ci si assicura altresì l’adozione di opportune modalità di selezione e gestione dei fornitori, appaltatori e contrattisti nel rispetto delle normative HSE di Eni, prevedendo requisiti e control- li per l’intero processo, in fase di qualifica e durante l’esecuzione del contratto. Le procedure di valutazione degli impatti ambientali sono condivise con gli stakeholder locali in consultazioni pubbliche, lad- dove previsto dalla normativa vigente, e in taluni casi, anche su base volontaria. Infatti, l’inclusività e il coinvolgimento degli stakeholder è uno dei principi di riferimento per Eni, al fine di promuovere consulta- zioni preventive, libere e informate, considerando le loro istanze sulle attività, progetti ed iniziative di sviluppo. In generale, le esigenze e le aspettative delle parti interessate sono valutate dai siti Eni nell’ambi- to di analisi di contesto secondo la norma ISO 14001:2015 ed è as- sicurata la gestione dei reclami tramite il Grievance Mechanism e il processo di whistleblowing (si veda I diritti umani). Il monitoraggio, anche tramite il riesame HSE 68 e reporting rivestono un’importanza strategica nel mantenere il sistema organizzativo efficiente, suppor- tando il processo decisionale ed individuando le aree di miglioramento e le azioni da implementare per conseguire gli obiettivi definiti. L’anali- si effettuata sulle informazioni a livello di sito permette di identificare Ambiente e sistema di gestione Eni ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 168 le realtà più critiche e programmare eventuali interventi specifici con relative priorità. Per l’attuazione delle attività ambientali, ogni anno, all’interno del piano strategico di Eni vengono definite le risorse finan- ziare per conseguire gli impegni identificati, nonché per mantenere il sistema di gestione HSE. Per il prossimo quadriennio Eni ha stanzia- to risorse per €5,6 mld, in particolare per attività di bonifica di suolo e falde (€2,3 mld), recupero, trattamento e smaltimento rifiuti (€1,1 mld), flaring down (€0,9 mld), gestione sostenibile della risorsa idrica (€0,6 mld), abbattimento di inquinanti, monitoraggio e analisi dell’aria (€0,2 mld), interventi di energy saving (€0,1 mld), interventi di preven- zione spill e miglioramento dei sistemi di contenimento (€0,2 mld), interventi di monitoraggio, riduzione degli impatti su ecosistemi e bio- diversità e ripristini ambientali (€0,1 mld). INQUINAMENTO POLITICHE 69 L’impegno di Eni per il rispetto dell’ambiente è espresso all’interno del Codice Etico, in cui vengono approfonditi valori e principi che guidano un agire in modo sostenibile, minimizzando gli impatti am- bientali e ottimizzando l’utilizzo delle risorse energetiche e naturali. Inoltre, Eni ha un corpo normativo interno per la mitigazione degli impatti/rischi per l’ambiente e per l’organizzazione, relativi alla: (i) gestione del ciclo delle acque e minimizzazione, controllo e monito- raggio degli scarichi idrici; (ii) prevenzione, controllo e monitoraggio delle emissioni di inquinanti; (iii) prevenzione e monitoraggio degli sversamenti; (iv) contaminazione del suolo, sottosuolo e acque su- perficiali e di falda e relative azioni di messa in sicurezza di emergen- za e bonifica; (v) gestione delle emergenze. Gli esiti delle valutazioni condotte per l’individuazione degli aspetti ambientali e dei relativi impatti/rischi permettono di individuare misure di prevenzione, pro- tezione e mitigazione, per la tutela e salvaguardia dell’ambiente dal rilascio di eventuali inquinanti attraverso meccanismi di monitorag- gio e controllo efficaci e periodicamente verificati. TARGET E IMPEGNI Eni, seppur non identificando target quantitativi, è costantemente impegnata nell’implementazione di azioni mirate alla salvaguardia della risorsa idrica, della qualità dell’aria e dei suoli attraverso un ap- proccio volto alla prevenzione e alla minimizzazione dei rischi e degli impatti delle emissioni in tali matrici ambientali. Eni adotta un corpo normativo interno e un sistema di gestione HSE che, sulla base della conoscenza del contesto di riferimento in cui opera, dell’identifi- cazione degli obblighi legislativi, della conformità in materia ambien- tale e delle aspettative degli Stakeholder, garantisce la definizione di indirizzi operativi a tutti i business, il monitoraggio semestrale delle azioni necessarie per la loro attuazione con il monitoraggio delle metriche per il controllo puntuale delle performance e un intervento rapido nei casi di disallineamento rispetto agli andamenti attesi. Eni (69) Per ulteriori riferimenti MDR si veda Il sistema normativo e Principi e criteri metodologici/Politiche. opera nel rispetto delle prescrizioni legislative anche attraverso sistemi di gestione HSE certificati secondo gli standard internazionali e, analo- gamente a quanto definito per la risorsa idrica, è in corso di valutazione l’adozione di target quantitativi relativi all’inquinamento, per i prossimi piani strategici. Si sottolinea che, l’impegno definito in termini di positi- vità idrica ( Gestione delle risorse idriche), in linea con l’approccio Net Positive Water Impact a cui si ispira Eni, considera intrinsecamente an- che la dimensione della qualità delle acque e dunque può traguardare anche obiettivi di riduzione dell’inquinamento della risorsa idrica. IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI Gli impatti e i rischi materiali relativi al tema inquinamento sono con- nessi al potenziale rilascio di sostanze in aria, acqua o suolo connes- so con le attività industriali di Eni nei settori della ricerca, sviluppo e produzione d’idrocarburi, raffinazione e trasporto di carburanti e altri prodotti infiammabili, produzioni petrolchimiche e a potenziali malfunzionamenti nei sistemi di trattamento delle acque nelle atti- vità di bonifica. Nonostante Eni operi in conformità alle normative nazionali e locali ed è soggetta a controlli da parte delle autorità competenti, tali attività sono esposte per loro natura a rischi ope- rativi che possono portare ad impatti sull’ambiente e sulle persone di Eni, così come contrattisti, fornitori e partner commerciali e co- munità locali. Tali rischi, sebbene vengano adottati efficaci sistemi preventivi e buone pratiche di gestione, possono portare al verificarsi di incidenti di processo, come incendi o esplosioni o incidenti di as- set integrity, nonché ad altri rischi non legati al processo (come ad esempio nell’ambito del trasporto stradale, ferroviario, navale, delle stazioni di rifornimento, delle reti di distribuzione gas) o il verificarsi di un flusso incontrollato di idrocarburi dall’interno del pozzo (si veda Fattori di rischio e incertezza). Le emissioni in atmosfera per il settore Oil & Gas sono all’origine di impatti ambientali, in particola- re di carattere locale quali la qualità dell’aria, le molestie olfattive, lo smog fotochimico, il fenomeno delle piogge acide (acidificazione). Le principali emissioni, legate soprattutto ai processi degli impianti industriali upstream e degli stabilimenti della generazione elettrica, della chimica e della raffinazione, riguardano gli ossidi di azoto (NO x ) e di zolfo (SO x ), il particolato (PM) e le sostanze organiche volatili non metaniche (NMVOC). Le stesse attività sono all’origine di impatti legati agli scarichi idrici per i quali Eni monitora attentamente la pre- senza di idrocarburi nelle acque di produzione upstream e nelle ac- que reflue industriali. Relativamente ai rilasci sul suolo, le attività Eni non prevedono scarichi di tipo operativo: tuttavia, rilasci di olio e altri prodotti chimici sono causati da perdite accidentali di contenimenti, principalmente associabili ad attività upstream e raffinazione, o atti illeciti (furti e sabotaggi). Inoltre, al fine di assicurare una gestione operativa adeguata a criteri avanzati di salvaguardia dell’ambiente e l’adozione di standard e soluzioni e best practice internazionali, Eni ha adottato un modello di responsabilità a più livelli e un sistema RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 169 normativo interno (si veda il capitolo Salute & sicurezza) che pre- vede tra l’altro l’adozione, da parte dei siti a maggiore rischio HSE, di sistemi di gestione certificati secondo gli standard ISO 14001 e ISO 50001 (oltre che ISO 45001 per i temi di salute e sicurezza). Il piano di technical audit e il sistema di controllo interno adottato per preve- nire e minimizzare i rischi operativi permettono la verifica costante delle attività dei siti rispetto ai principi normativi Eni. AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI Eni, nei diversi contesti geografici in cui opera, è impegnata a ridurre e minimizzare gli impatti delle proprie attività attraverso l’adozione di good practice internazionali e di Best Available Technology (BAT) 70 , sia tecniche che gestionali. Tra queste, l’attenzione, nei vari siti ope- rativi, è rivolta sicuramente all’uso efficiente delle risorse naturali così come alla prevenzione/riduzione/controllo delle emissioni di inquinanti in acqua, alla minimizzazione delle emissioni inquinanti in atmosfera, alla riduzione degli oil spill e a monitorare l’efficacia delle azioni intraprese. Emissioni in atmosfera Eni si è dotata di un modello operativo che assicura, oltre al ri- spetto della compliance normativa, un approccio volto alla pre- venzione e alla riduzione dei rischi associati all’inquinamento atmosferico che le medesime emissioni possono provocare e ai potenziali effetti sulla qualità dell’aria locale. A tale scopo, Eni de- finisce e attua nei siti operativi un piano, su base continuativa, di monitoraggio e controllo sistematico, tenendo in considerazione il contesto territoriale e ambientale ed eventuali requisiti derivan- ti da leggi locali e/o da autorizzazioni specifiche alle emissioni, per assicurare le migliori performance in termini di contenimen- to dei rilasci in atmosfera; viene, inoltre, promossa l’applicazio- ne delle migliori tecnologie dal punto di vista tecnico, operativo e gestionale durante il ciclo di vita degli impianti, a partire dalla progettazione mirata alla salvaguardia ambientale. In tutte le atti- vità industriali Eni pone particolare attenzione ai potenziali effetti sull’atmosfera e sull’impatto odorigeno e, al fine di promuovere il costante miglioramento delle performance ambientali, tali aspetti sono continuamente presidiati attraverso attività di monitoraggio e controllo diretto delle singole sorgenti di emissione. Gli impianti industriali operano in linea con le norme e prescrizioni previste dalle autorizzazioni ambientali e con i principi fondamentali del- la prevenzione, protezione e mitigazione degli impatti ambientali orientando le proprie azioni ad un miglioramento continuo delle prestazioni ambientali e in un’ottica di sostenibilità complessiva. In particolare, nell’ambito EU le attività soggette alla direttiva sulle Emissioni Industriali (IED) operano anche in modo da assicura- (70) A titolo di riferimento si prendono in considerazione i documenti emessi dalla Commissione europea (BREF-BAT reference document). (71) La tecnologia è progettata e sviluppata da Eni per svolgere attività di analisi e monitoraggio in tempo reale su condotte nuove o esistenti, sia per il trasporto di idrocarburi che di acqua, attraverso un innovativo sistema di onde vibroacustiche che rileva atti esterni, ad esempio tentativi di effrazione o urti accidentali delle condotte, e variazioni di flusso, massimiz- zando l’efficienza dei sistemi di trasporto. re l’ottemperanza a quanto espressamente previsto dal Piano di Monitoraggio e Controllo ed in coerenza con l’applicazione delle specifiche BAT in tema di emissioni in atmosfera in relazione alle diverse tipologie convogliate, diffuse, fuggitive e odorigene. Emissioni in acqua Analoghe misure di prevenzione, monitoraggio e controllo vengono adottate, su base continuativa, nella gestione delle emissioni negli sca- richi idrici, a salvaguardia non solo dell’uso della risorsa ma anche della qualità dell’ambiente idrico. Sia la realizzazione che la fase operativa dei progetti vengono condotte nel rispetto delle norme applicabili e delle prescrizioni dettate dalle autorizzazioni locali, che possono richiedere il coinvolgimento degli stakeholder locali. Eni si è dotata di precisi stan- dard interni da utilizzare qualora le norme cogenti locali siano meno stringenti, o assenti, per quanto concerne la conservazione dell’ambien- te, basate sugli standard internazionali applicabili, e in considerazione della valutazione degli impatti sulla qualità delle acque. Eni effettua il monitoraggio dei propri scarichi idrici dopo eventuale trattamento e de- gli oli totali nelle acque di produzione scaricate. Sono inoltre adottate soglie di preallarme interne per specifici inquinanti nelle acque scaricate da ogni attività produttiva, allo scopo di avviare eventuali azioni corretti- ve in maniera tempestiva, qualora necessario. Oil spill L’esercizio degli asset Eni non prevede emissioni al suolo di carattere ope- rativo, di conseguenza la potenziale contaminazione può derivare esclusi- vamente da rilasci involontari di carattere accidentale, quali spill operativi, e da effrazione di olio o prodotti chimici. Eni è costantemente impegnata nella gestione dei rischi e delle emergenze connesse a questi eventi, attra- verso attività di prevenzione, preparazione, mitigazione, risposta e ripristi- no. Nell’ambito della prevenzione, il sistema e-vpms ®71 (Eni Vibroacustic Pipeline Monitoring System) per il monitoraggio da remoto di eventuali spill dalle condotte, è presente su tutti gli oleodotti in esercizio in Italia ed è soggetto ad aggiornamenti tecnologici, anche al fine di rilevare interfe- renze con terze parti e prevenire effrazione. Nel 2024, ad esempio, è stata effettuata la manutenzione del sistema e-vpms ® in Val d’Agri, congiun- tamente all’aggiornamento tecnologico per il sistema di monitoraggio e allerta meteo per il controllo dei rischi idrogeologici e per la gestione dei deflussi idrici. Per l’individuazione dei potenziali spill in corso, Eni ha con- tinuato ad investire sulla tecnologia proprietaria e-siam ® (Eni Structural Integrity Acoustic Monitoring) per rilevare e localizzare fenomeni di corro- sione e perdite da serbatoi e tubazioni e ha condotto test per sviluppare ul- teriormente tale tecnologia. Per quanto riguarda la mitigazione, nell’anno, è stata standardizzata la metodologia volta alla valutazione dei rischi de- rivanti da eventi naturali che possono coinvolgere le pipeline e sono state supportate le consociate nella valutazione preventiva delle migliori azioni di risposta, in caso di ipotetici sversamenti offshore, anche in linea con gli ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 170 standard di settore e le normative locali. 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 e sono in corso campagne per la sostituzione delle tratte più critiche. In particola- re, per quanto riguarda gli asset onshore in Nigeria che sono stati oggetto di attività di sabotaggio negli ultimi anni, con effetti su vari aspetti del busi- ness, Eni ha sviluppato ed intensificato nel corso del tempo una strategia diretta ad evitare gli incidenti e a mitigare i loro potenziali effetti. Questa strategia è stata portata avanti fino alla vendita della società, che è stata completata nel 2024\. Tale approccio si basava sulla rapida individuazione delle perdite, dei danni e delle attività illecite lungo le linee di trasporto, con l’obiettivo di intervenire tempestivamente per ridurle o evitarle. Infine, per rafforzare la capacità di risposta all’inquinamento marino a seguito di eventuali oil spill, Eni continua a partecipare a programmi di settore aderendo ad iniziative regionali anche in collaborazione con l’International Maritime Organization. SPESE (a) 2024 2023 Spese e investimenti protezione aria (b) (M€) 45,84 (c) 63,42 di cui: spese correnti 38,58 34,45 di cui: investimenti 7,25 28,97 Spese e investimenti prevenzione spill 42,30 42,36 di cui: spese correnti 12,89 9,90 di cui: investimenti 29,41 32,46 (a) Le voci in tabella sono incluse nella Nota 14 “Immobilizzazioni Immateriali” e nella Nota 30 Costi - “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi” del Bilancio Consolidato. (b) Per gli investimenti relativi attività di monitoraggio degli scarichi, si veda il capitolo Gestione delle risorse Idriche. Il totale delle spese è calcolato mediante l’utilizzo di decimali che non sono riportati in tabella. (c) Il trend in riduzione è riconducibile a un valore elevato verificatosi nel 2023 a fronte di progetti specifici in alcuni siti. METRICHE 72 Inquinamento e oil spill In continuità con la rendicontazione pregressa, di seguito si ripor- tano le emissioni dei parametri NO x , SO x , NMVOC e PM, che co- stituiscono il set di inquinanti in atmosfera ritenuti rilevanti per il business Eni derivanti dai processi di combustione e dalle opera- zioni svolte. Analogamente nelle tabelle successive sono riportati (72) Per la metodologia e area di consolidamento si veda il capitolo Principi e Criteri Metodologici. I dati del 2023 relativi alle realtà consolidate non operate da Eni (ma da terzi) non sono presentati poiché, in passato, i dati venivano aggregati con una metodologia differente e quindi non sarebbero comparabili. Si sottolinea che nei commenti alle performance le percentuali sono calcolate utilizzando anche altre cifre decimali non presentate nel documento. gli idrocarburi presenti nelle acque di scarico , parametro rilevante per il business Eni, potenzialmente derivante dai processi di produ- zione e trattamento idrocarburi e successiva filiera downstream. A seguire la rendicontazione in merito agli oil spill in termini di nume- ro e volumi sversati. EMISSIONI DI INQUINANTI IN ATMOSFERA 2024 2023 Operato Consolidato non operato Operato Emissioni di NO x (ossidi di azoto) (migliaia di ton. NO x eq.) 21,9 10,7 22,8 Emissioni di SO x (ossidi di zolfo) (migliaia di ton. SO x eq.) 2,4 7,3 3,1 Emissioni di NMVOC (Non Methan Volatile Organic Compounds) (migliaia di ton.) 9,1 4 9,6 Emissioni di PM (Particulate Matter) 0,5 0,4 0,6 EMISSIONI NELLE ACQUE DI SCARICO 2024 2023 Operato Consolidato non operato Operato Idrocarburi presenti nelle acque di scarico (tonnellate) 106,4 58,7 110,7 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 171 Le emissioni di inquinanti in atmosfera presentano dati in ten- denziale riduzione. Il calo delle emissioni di SO x (-21% rispetto al 2023) è legato principalmente alla riduzione del contributo delle raffinerie di Sannazzaro e Livorno per le fermate impianti del pe- riodo e di quello della bioraffineria di Venezia dove, a fine 2023, è stato messo in servizio un impianto di recupero zolfo, caratteriz- zato da un’efficienza di abbattimento superiore rispetto al prece- dente. Sulla riduzione delle emissioni di NO x (-4% rispetto al 2023) e PM (-14% rispetto al 2023), hanno influito, oltre alle fermate del- le raffinerie di Sannazzaro e Livorno, l’uscita dal portfolio upstre- am della società Nigerian Agip Oil Co Ltd e delle attività in Alaska di Eni US Operating Co Inc, cessioni cui è inoltre principalmente riconducibile anche il calo registrato per le emissioni di NMVOC (-6% rispetto al 2023). Nel 2024 i volumi sversati a seguito di oil spill operativi (pari a 675 barili) hanno registrato un calo significa- tivo rispetto al 2023 (in cui, a seguito di un unico evento presso la raffineria di Sannazzaro, si era verificato uno sversamento di olio combustibile denso di oltre 7.547 barili, interamente recuperati) con riduzioni importanti in upstream sia per la cessione della so- cietà in Nigeria sia per le migliori performance registrate in Con- go; l’evento più significativo è occorso in Italia (440 barili presso la raffineria di Taranto, sversamento interamente recuperato). Gli eventi registrati all’estero hanno determinato il 5% dei quantitativi complessivamente sversati, confermando un trend in riduzione (-5% vs. 2023) con solo due Paesi impattati (Regno Unito e Ger- mania). Complessivamente è stato recuperato il 92% dei volumi di oil spill operativi del 2024\. Gli oil spill da sabotaggio, pari a 2.140 barili, registrano una riduzione del 58% rispetto al 2023, con un consistente calo anche del numero degli eventi (95 vs. 373 nel 2023). Tutti gli eventi (ad eccezione di uno occorso lungo la tratta (73) Di cui all’allegato II del Reg 166/06 E-PRTR. (74) I numeri riportati in tabella si riferiscono ai dati 2023, come miglior stima possibile, delle informazioni 2024. In relazione ai siti extra-europei per i quali non sono dunque disponibili i registri E-PRTR, come già affermato, questi sono riconducibili al business Upstream. Si osserva che, sulla base delle informazioni a oggi disponibili, i set di inquinanti rendicontati rispet- tivamente per aria e acqua offrono la miglior stima delle emissioni Eni, rappresentando i parametri rilevanti per tutte le linee di business. di oleodotto Sannazzaro-Rho per 2 barili complessivi) sono avve- nuti in Nigeria. Lo sversamento di maggiore entità è stato pari a 258 barili, di cui 252 recuperati. Complessivamente è stato recu- perato l’86% dei volumi di oil spill da sabotaggio. I volumi sversati a seguito di chemical spill (70 barili totali) sono in riduzione rispet- to al 2023 e sono sostanzialmente riconducibili ad un unico even- to in UK (69 barili di metanolo sversati durante operazioni carico/ scarico da serbatoi di stoccaggio per interruzione di corrente). Il contenuto di idrocarburi totali nelle acque scaricate è stato pari a circa 106 tonnellate, in riduzione rispetto al 2023 per un minor contributo del settore E&P, principalmente a seguito delle attivi- tà di decomissioning in Eni UK e la citata cessione di attività in Alaska. Altri inquinanti da elenco regolamento 166/2006 In linea con i requisiti previsti dallo standard ESRS E2-4, di seguito sono riportati i quantitativi annuali di ulteriori inquinanti 73 emessi in atmosfera derivanti dai registri E-PRTR redatti da tutti i siti dei settori di business Eni (Petrolchimico, raffinazione, esplorazione e produzione, e termoelettrico), in Europa che ricadono nel campo di applicazione del Regolamento 166/06 E-PRTR e che hanno supe- rato la soglia di emissione applicabile indicata nell’Allegato II dello stesso) 74 . Si osserva che per quanto riguarda i siti Eni extra-euro- pei non rientranti nel campo di applicazione del Reg. 166/06, que- sti afferiscono sostanzialmente al Business Upstream e svolgono processi e operazioni che generano sostanzialmente inquinanti da processi di combustione o da evaporazione idrocarburi, inquinanti già ricompresi nella rendicontazione di cui alla precedente tabella (NO x , SO x , NMVOC e PM). OIL SPILL 2024 2023 Operato Consolidato non operato Operato Oil spill operativi (>1 barile) (numero) 18 5 16 di cui: upstream 7 5 9 Volumi di oil spill operativi (>1 barile) (barili) 675 175 7.625 di cui: upstream 25 175 40 Oil spill da sabotaggio (compresi furti) (>1 barile) (numero) 95 5 373 di cui: upstream 94 5 372 Volumi di oil spill sabotaggio (compresi furti) (>1 barile) (barili) 2.140 770 5.094 di cui: upstream 2.138 770 5.092 Volumi di oil spill da sabotaggi (compresi furti) in Nigeria (>1 barile) 2.138 720 5.092 Chemical spill (numero) 8 1 16 Volumi di chemical spill (barili) 70 33 2.260 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 172 EMISSIONI DI INQUINANTI IN ATMOSFERA Unità Emissioni in aria Parametri EPRTR Arsenico e composti (espressi come As) (kg/a) 54 Mercurio e composti (espressi come Hg) 32,5 Nichel e composti (espressi come Ni) 626,2 Zinco e composti (espressi come Zn) 294,0 Benzene 16.389,79 Cloro e composti inorganici (espressi come HCl) (t/a) 19,7 Analogamente per le emissioni in acqua e i trasferimenti nelle acque reflue 75 nella tabella seguente sono riportati gli inquinanti dichiarati nei registri E-PRTR che hanno superato la soglia applicabile 73,74,75 . Anche per le emissioni in acqua, si osserva che in considerazio- ne delle specificità dei processi e operazioni dei siti extra-europei, (75) Per “trasferimento” fuori sito si intende lo spostamento, oltre i confini di un complesso industriale di sostanze inquinanti contenute in acque reflue destinate al trattamento (art. 2, comma 11 del Regolamento 166/06). e quindi del business upstream, la rilevanza della contaminazione nelle acque scaricate è riconducibile all’eventuale scarico in corpo idrico superficiale delle acque di produzione, tipologia di acque per le quali il parametro significativo è costituito da idrocarburi (parametro già ricompreso nella rendicontazione di cui alla tabella precedente). INQUINANTI NELLE ACQUE DI SCARICO Unità Emissione in acqua Trasferimenti nelle acque reflue Parametri E-PRTR Arsenico e composti (espressi come As) (kg/a) 241,4 30,1 Cromo e composti (espressi come Cr) 78 - Rame e composti (espressi come Cu) 153 - Nichel e composti (espressi come Ni) 684,9 28,9 Zinco e composti (espressi come Zn) 1.688,9 254,5 Composti organici alogenati (espressi come AOX) 4.009 - Bifenili policlorurati (PCB) - 0,2 Triclorometano 481 - Antracene - 1,1 Benzene - 1.086,9 Nonilfenolo ed etossilati di nonilfenolo (NP/NPE) e sostanze connesse - 12,1 Etilbenzene - 265,3 Naftalene - 12,2 Ftalato di bis(2-etilesile) (DEHP) - 8,8 Fenoli (espressi come C totale) 364,9 2.457,1 Idrocarburi policiclici aromatici (IPA) - 25,2 Toluene - 569,5 Carbonio organico totale (TOC) (espresso come C totale o COD/3) (t/a) 320,2 653 Xileni (kg/a) 214 - Cloruri (espressi come Cl totale) (t/a) 71.326,8 - Cianuri (espressi come CN totale) (kg/a) 149,1 302,6 Fluoruri (espressi come F totale) 23.217,2 - Fluorantene 1,39 - Benzo (g, h, i) perilene 1,29 - RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 173 Di seguito sono riportati i quantitativi delle emissioni di inquinanti riferibili esclusivamente ai siti di Eni Rewind, anch’essi tratti dai regi- stri E-PRTR. Tali inquinanti sono stati considerati separatamente in quanto sono quantitativi residui emessi a valle dei processi di boni- fica derivanti dalle operazioni dei siti Eni Rewind (i.e. trattamento di acqua di falda contaminata). Tipicamente, tali contaminanti deriva- no dalla preesistente contaminazione sito-specifica della falda e non sono rappresentativi dei processi produttivi Eni. INQUINANTI NELLE ACQUE DI SCARICO ENIREWIND Unità Emissione in acqua Trasferimenti nelle acque reflue Parametri E-PRTR Fosforo totale (kg/a) 5.408,2 - Arsenico e composti (espressi come As) 185,7 12,6 Cadmio e composti (espressi come Cd) 6,8 - Cromo e composti (espressi come Cr) 132,9 - Rame e composti (espressi come Cu) 68,2 - Mercurio e composti (espressi come Hg) 1,4 - Nichel e composti (espressi come Ni) 98,4 - Zinco e composti (espressi come Zn) 983,9 - 1,2-dicloroetano (EDC) 70 - Pentaclorobenzene 1,7 - Tetracloroetilene (PER) 13,6 - Tetraclorometano (TCM) 6,8 - Triclorobenzeni (TCB) (tutti gli isomeri) 7,2 - Fenoli (espressi come C totale) 96,8 - Carbonio organico totale (TOC) (espresso come C totale o COD/3) (t/a) 133,5 - Cloruri (espressi come Cl totale) 61.111,2 2.1000 Fluoruri (espressi come F totale) (kg/a) 4.308 - POLITICHE 76 (76) Per ulteriori riferimenti si veda Il sistema normativo e Principi e criteri metodologici/Politiche. (77) Si intende come acqua dolce di alta qualità quella proveniente da falda, superficie, acquedotto. (78) 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. (79) I principi di mitigazione del rischio idrico sono contenuti nel documento IPIECA 2021, Water management framework, 2 nd ed. L’impegno di Eni per la gestione della risorsa idrica è espresso all’interno del Codice Etico e poi approfondito all’interno del Posizionamento di Eni sull’acqua. In linea con gli impegni as- sunti, Eni persegue la salvaguardia delle risorse idriche in tutti i Paesi di presenza e in tutte le fasi delle sue attività, ricercando soluzioni anche al di là del perimetro aziendale e operativo. Eni valuta periodicamente i prelievi dei propri siti anche al fine di individuare azioni di salvaguardia della risorsa idrica, con par- ticolare riguardo alla diminuzione dei prelievi di acqua dolce di alta qualità 77 dei siti in aree a stress idrico 78 . Le azioni vengono definite in considerazione dei criteri di mitigazione del rischio idrico 79 : evitare, sostituire, diminuire, riciclare, ripristinare. A tal fine, sono promossi progetti per aumentare l’efficienza di impie- go dell’acqua, di utilizzo delle acque da bonifica o delle acque di produzione in sostituzione dell’acqua dolce di alta qualità, e sistemi di riciclo delle acque reflue civili e industriali; un’altra im- portante opportunità è rappresentata dall’impiego delle acque dissalate. Vengono promosse le collaborazioni e il coinvolgi- mento attivo degli stakeholder, per una gestione dell’acqua in sintonia con le esigenze del territorio, per favorire lo sviluppo so- ciale e salvaguardare gli ecosistemi. Inoltre, Eni ha un corpo nor- mativo interno che definisce il modello di gestione della risorsa idrica e stabilisce le modalità per: l’identificazione delle aree a stress idrico; la gestione dei prelievi, delle modalità di utilizzo GESTIONE DELLE RISORSE IDRICHE ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 174 e degli scarichi idrici; l’individuazione dei siti e degli interventi prioritari; l’attività di reporting e comunicazione. Tali strumenti hanno l’obiettivo di identificare i prelievi e i consumi di tutti i set- tori di attività per valutare e minimizzare i potenziali impatti su ecosistemi e comunità. Il trattamento, smaltimento o reiniezio- ne delle acque è oggetto di best practice specifiche di settore. Inoltre, sono definite le procedure per informare e coinvolgere gli stakeholder promuovendo una consultazione preventiva, libera e informata, al fine di considerare le loro istanze sulle proprie attività, sui nuovi progetti e sulle iniziative di sviluppo. TARGET E IMPEGNI Eni prosegue nel suo percorso per la salvaguardia della risorsa idrica, che ha visto negli anni l’adesione al CEO Water Manda- te e la pubblicazione del proprio Posizionamento sull’acqua. Nel 2024 ha dichiarato l’ambizione a raggiungere la positività idrica al 2050 nei propri siti operati, attraverso un approccio che ten- ga in considerazione anche azioni a livello di bacino idrografico, ispirandosi ai principi del Net Positive Water Impact proposto dal Ceo Water Mandate. Come traguardo intermedio lungo il proprio percorso verso l’ambizione al 2050, Eni si impegna a raggiunge- re entro il 2035 la positività idrica in almeno il 30% dei propri siti con prelievi maggiori di 0,5 Mm 3 /anno di acqua dolce in aree a stress idrico al 2023\. L’impegno alla positività idrica prevede che le azioni di Eni a beneficio della risorsa idrica in un determinato bacino superino gli impatti dei propri siti operativi. Tale impegno prevede in prospettiva, nei prossimi anni, la declinazione in target con opportune metriche di monitoraggio sito specifiche in corso di definizione. Le azioni a salvaguardia dell’acqua verranno indiriz- zate agli aspetti identificati come maggiormente critici per il ter- ritorio, relativamente alle dimensioni della disponibilità, qualità e accessibilità dell’acqua dolce. Gli interventi di Eni saranno dunque rapportati alle esigenze identificate e in considerazione dell’impor- tanza dei siti operativi, dando priorità alle realtà operative 80 situate in bacini a stress idrico elevato. Nel corso del 2024 Eni ha verifi- cato, attraverso uno studio pilota, l’applicabilità dell’NPWI ad un proprio sito operativo. Eni adotta un corpo normativo interno e un sistema di gestione HSE che, sulla base della conoscenza del contesto di riferimento, dell’identificazione degli obblighi legislativi e delle aspettative degli stakeholder, garantisce la definizione per tutti i business di indirizzi operativi e delle relative azioni necessa- rie per la loro attuazione, garantendone il monitoraggio semestrale attraverso il processo di riesame HSE e l’utilizzo di Metriche spe- cifiche per assicurare gli opportuni interventi nei casi di disallinea- mento rispetto agli andamenti attesi. (80) Ai siti con prelievi superiori a 0,5 Mm 3 nel 2023 (siti prioritari) è associato oltre il 90% dei prelievi operati di acqua dolce di alta qualità in aree a stress di Eni nel 2023; la positività al 2035 è traguardata su 3 dei siti prioritari. (81) Per maggiori informazioni sul coinvolgimento delle comunità si veda il capitolo Ambiente e sistema di gestione Eni. (82) Si specifica che Eni non valuta l’esposizione a rischio idrico come un top risk. IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI Eni riconosce l’importanza di una gestione responsabile dell’acqua e per questo ne monitora attentamente i prelievi, gli scarichi e i consumi in tutte le operazioni, anche alla luce dell’interesse di tutte le categorie di stakeholder 81 . Il modello di gestione delle risorse idriche adottato da Eni è basato sulla identificazione, valutazione e minimizzazione degli impatti sulle stesse risorse idriche e sulla prevenzione di eventi avversi e/o illeciti di natura ambientale, oltre al mantenimento e miglioramento degli ecosi- stemi. Il processo è parte integrante della più ampia gestione degli aspet- ti ambientali nelle diverse realtà operative delle unità di business. Circa il 90% dell’acqua utilizzata nelle attività industriali è costituito da acqua di mare, e circa il 10% è acqua dolce, di difficile sostituzione per numerose attività e la cui accessibilità potrebbe costituire un potenziale rischio per l’operatività di Eni. L’acqua di mare è principalmente utilizzata per raffred- damento e, nelle operazioni upstream, per Improved Oil Recovery (IOR) e per drilling, operazioni per le quali può essere anche utilizzata l’acqua sal- mastra di superficie o sotterranea. L’acqua dolce è utilizzata soprattutto per produrre acqua demineralizzata (impiegata nel processo produttivo o per generare vapore quale vettore energetico) e per il raffreddamento. AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI Eni implementa sistemi di gestione certificati ISO 14001 e ISO 50001 nei siti a maggiore rischio HSE (si veda Ambiente e sistema di ge- stione Eni) e tutti i progetti rilevanti sono assoggettati all’applicazio- ne del processo ESHIA (valutazione dell’impatto ambientale, sociale e sanitario). Eni svolge annualmente un’analisi, in particolare sull’ac- qua dolce, per valutare il grado di esposizione al rischio idrico 82 dei propri asset e per individuare spunti di miglioramento per la gestione della risorsa attraverso la pianificazione di interventi prioritizzati a seconda delle attività di business. Eni effettua regolarmente valuta- zioni dei propri fornitori ed esegue anche un monitoraggio continuo delle performance dei fornitori in merito al loro posizionamento ESG in generale e, di conseguenza, alla loro gestione idrica, promuoven- do l’adozione di sistemi di gestione conformi alle principali standard internazionali presso i propri contrattisti. Sulla base delle analisi di rischio idrico i principali interventi di miglioramento, indirizzati e pianificati nei siti più rilevanti in termini di prelievi di acqua dolce in aree a stress, si verificano nelle attività industriali downstream nel centro-sud Italia e dell’upstream in Nordafrica. La riduzione dei prelievi di acqua dolce è perseguita agendo su più leve: l’aumento dell’efficienza, il ricorso a ricicli interni di acqua dolce e la sostitu- zione delle fonti di acqua dolce di alta qualità (di falda, superficiale, municipale o da terzi) con acqua di bassa qualità, in particolare nelle RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 175 aree a stress idrico, ad esempio, acqua da bonifica 83 , reflua 84 , dissa- lata 85 o di produzione 86 . Tuttavia, le azioni di salvaguardia vengono indirizzate anche in siti non in aree a particolare stress idrico come, ad esempio, presso la centrale Enipower di Ferrera Erbognone, dove a fine 2022 è stato testato con successo un innovativo sistema di filtrazione delle acque, con aumento dell’efficienza idrica, oppure a Mantova, dove sono in corso azioni per aumentare i ricicli di acqua dolce per raffreddamento o a Ferrara dove, a maggio 2024, è stato firmato un protocollo d’intesa con le realtà locali che contiene linee prioritarie di intervento volte alla riduzione dei prelievi dal fiume Po e, dal 2025, sarà operativo un sistema di recupero e riutilizzo reflui. Eni Rewind è impegnata a rendere disponibile per usi industriali l’acqua di falda contaminata trattata nei propri impianti di bonifica (impianti TAF \- Trattamento Acque di Falda), contribuendo, in tal modo, alla diminuzione dei prelievi di acqua dolce di alta qualità. L’impegno ad aumentare la quota di acque di produzione 87 reiniettate permette di ridurre i prelievi di acqua salata o salmastra, contribuendo alla sal- vaguardia della risorsa idrica specialmente nelle aree a stress idrico e, allo stesso tempo, aumentare il recupero di idrocarburi con la loro reiniezione in giacimento. Esempi di azioni in aree a stress, secondo le diverse linee di intervento sono: • acque reflue: (i) Raffineria di Livorno, dove è in uso un impianto di water reuse delle acque reflue industriali dal 2023; (ii) Polo petrol- chimico di Ravenna, con un impianto per il riutilizzo delle acque reflue, che sarà operativo dal 2025; (iii) Petrolchimico di Brindisi, con un impianto per il riutilizzo di circa 0,4 Mm 3 all’anno di acque reflue, che sarà operativo entro il 2026; (iv) Bioraffineria di Gela, che da agosto 2024 ha incrementato il riutilizzo delle acque reflue urba- ne a scopo industriale; (83) Acque di falda contaminate da siti in bonifica, che richiedono trattamento per rimuovere sostanze inquinanti prima del riutilizzo/rilascio. (84) Combinazione di scarichi civili e industriali oltre alle precipitazioni pluviali raccolte e drenate attraverso reti fognarie o sistemi di drenaggio. (85) Ottenuta tramite la rimozione di sale e impurità dall’acqua di mare o da altre fonti ad alta salinità. (86) Acqua associata alla produzione Oil & Gas che viene trattata e riutilizzata nel ciclo industriale. (87) Acqua associata all’estrazione di idrocarburi presente naturalmente nel giacimento, che può contenere contaminanti. Tale acqua, opportunamente trattata, può essere riutilizzata per scopi produttivi per ridurre il prelievo idrico. • acque da bonifica: (i) Eni Rewind in vari siti, tra cui Porto Torres, Priolo, Assemini, Manfredonia e Gela, tratta l’acqua di falda con- taminata per consentirne un utilizzo a scopi industriali; (ii) sono stati avviati studi per valutare la possibilità di aumentarne l’utilizzo nei siti industriali di Porto Torres e Priolo (oltre che presso il sito di Mantova, non a stress); • acque di produzione: (i) progetto, in Val d’Agri in Basilicata, per trat- tare e recuperare le acque di produzione (con un impianto da 72 m 3 /ora) per uso industriale sostituendo pari volumi di acqua dolce di alta qualità, che sarà avviato nel 2027; (ii) progetti di gestione ottimale delle acque di produzione presso il sito di Meleiha (Agiba, Egitto) dove è stato potenziato il vecchio impianto di reiniezione nel 2023 ed è stato realizzato un nuovo impianto che consentirà la totale reiniezione a scopo produttivo nel corso del 2025; in Turkme- nistan, presso il sito di Burun, è stata completata un’iniziativa che ha portato, a partire dal mese di ottobre 2024, all’azzeramento della reiniezione per smaltimento; • acqua dissalata: l’uso di dissalatori in Egitto ha consentito di elimi- nare da inizio 2022 i prelievi di acqua dolce presso il sito di Zohr e di minimizzare, da novembre 2022, i prelievi di acqua dolce presso il sito di Abu Rudeis. Le risorse finanziarie utilizzate per la gestione della risorsa idrica includono: (i) sistemi di approvvigionamento idrico, desalinizza- zione e raffreddamento; (ii) monitoraggio e trattamento delle ac- que reflue; (iii) impianti di iniezione e reiniezione dell’acqua. Circa la metà delle spese totali per la gestione della risorsa idrica è de- stinata a interventi presso siti in aree a stress idrico. Per le risorse future si veda il capitolo Ambiente e sistema di gestione Eni. SPESE (a) 2024 2023 Spese totali risorse e scarichi idrici (M€) 178,21 149,29 di cui: spese correnti 127,71 124,34 di cui: investimenti 50,50 24,95 (a) Le voci in tabella sono incluse nella Nota 14 “Immobilizzazioni Immateriali” e nella Nota 30 Costi - “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi” del Bilancio Consolidato. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 176 METRICHE 88 CONSUMO DI ACQUA 2024 2023 Operato Consolidato non operato Operato Consumo d’acqua (Mm 3 ) 45 9 40 Consumo d’acqua in aree a stress idrico 17 7 17 Acqua dolce riutilizzata e riciclata 1.133 2 1.066 Prelievi idrici (a) 1.162 90 1.150 di cui: acqua di mare 1.032 82 1.038 di cui: acqua dolce 127 8 109 Scarichi idrici (b) 1.135 81 1.126 Riutilizzo di acqua dolce (%) 90 26 91 Acqua di produzione reiniettata 51 75 42 (a) Il totale prelievi idrici include anche una quota di acqua salmastra. (b) Le procedure interne disciplinano il controllo degli 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. Nel 2024, i prelievi di acqua di mare (1.032 Mm 3 , pari all’89% dei prelie- vi idrici totali) registrano complessivamente una flessione rispetto al 2023 (-0,6%), poiché gli aumenti in ambito upstream (principalmente in Indonesia e Costa d’Avorio per start-up delle attività) sono stati com- pensati dalle riduzioni in Enipower (azzeramento dei prelievi del sito di Ravenna per la messa fuori esercizio dell’unica unità produttiva che utilizzava acqua mare), Versalis (fermata generale impianti aromatici e logistica presso il sito di Priolo) ed Enilive (fermata impianti presso bio- raffineria di Gela). I prelievi di acque dolci del 2024, pari a circa l’11% dei prelievi idrici totali e imputabili per oltre l’80% alle attività petrolchimiche e di raffinazione, hanno registrato un aumento rispetto al 2023 (+17%), riconducibile principalmente a Versalis per l’ingresso nel perimetro di consolidamento del Gruppo Novamont (in particolare presso lo stabi- limento di Adria di Mater Biotech) e per i maggiori contributi del sito di Mantova in relazione alla sostituzione nella strumentazione di misura; in aumento anche i prelievi di acque dolci presso la raffineria di Sannaz- zaro (minor recupero idrico dall’impianto di Water Reuse per interventi di manutenzione straordinaria) ed Enipower. In calo i prelievi di acque dolci in upstream in relazione alla cessione di Nigerian Agip Oil Co Ltd. I volumi di acqua dolce riciclata, riconducibili per oltre il 73% a Versalis, aumentano del 6% (principalmente per il contributo ripristinato del sito di Dunkerque, dove nel 2023 si era verificata la fermata dello steam cracking) con una percentuale di riutilizzo delle acque dolci di Eni 2024 pari al 90%, sostanzialmente in linea con il dato 2023\. Nel 2024 il con- sumo idrico totale in aeree a stress idrico è risultato pari al 38% del consumo idrico totale; si specifica che i prelievi di acqua dolce di alta qualità (ovvero derivanti da acque superficiali, falda e acquedotto) in aree a stress idrico sono stati pari a meno del 2% del prelievo idrico totale di Eni. La percentuale di reiniezione dell’acqua di produzione nel (88) Per la metodologia e area di consolidamento si veda il capitolo Principi e Criteri Metodologici. Inoltre, i dati del 2023 relativi alle realtà consolidate non operate da Eni (ma da terzi) non sono presentati poiché, in passato, i dati venivano aggregati con una metodologia differente e quindi non sarebbero comparabili. (89) Per ulteriori riferimenti MDR si veda Il sistema normativo e Principi e criteri metodologici/Politiche. (90) In caso di joint venture in cui Eni non è operatore, è previsto l’impegno a promuovere con i partner lo sviluppo e l’adozione di buone pratiche gestionali in linea con la Policy BES. (91) La gerarchia di mitigazione è una best practice internazionale, per la gestione dei rischi e dei potenziali impatti sull’ambiente, attraverso una sequenza di azioni: (i) prevenire ed evitare impatti; (ii) ridurre al minimo l’impatto laddove non evitabile; (iii) ripristinare; (iv) compensare. (92) Alla data del 31 maggio 2019. 2024 è salita al 51% (42% nel 2023), sia per cessioni di asset sia per i nuovi contributi in Olanda e Ghana e gli incrementi registrati in Messico. BIODIVERSITÀ 88 POLITICHE 89 L’impegno di Eni per la salvaguardia della biodiversità è espresso nel Codice Etico e dettagliato nella Policy Eni sulla Biodiversità e servizi ecosistemici (BES). La politica descrive il processo per l’identificazione, la valutazione e la gestione delle dipendenze e degli impatti (potenziali ed effettivi) sulla biodiversità e sui servizi ecosistemici, considerando anche le conseguenze che tali impatti possono avere sulle comunità locali, ove applicabile. Il processo si applica ai nuovi progetti e a quelli esistenti, durante l’intero ciclo di vita 90 . Gli impatti identificati sono gestiti attraverso l’applicazione della Gerarchia di Mitigazione 91 con cui si dà priorità a misure preventive rispetto a quelle correttive, al fine di evitare una perdita netta (no net loss) di biodiversità o, ove possibile, ottenere un miglioramento (net gain). In aggiunta alla Policy BES, Eni ha adottato nel tempo ulteriori impegni per la protezione di aree di rilevanza ecolo- gica. Con il Posizionamento sull’acqua, Eni promuove una gestione responsabile ed efficiente della risorsa idrica, tutelando gli ecosistemi marini e di acqua dolce. Inoltre, attraverso il posizionamento No-Go Commitment, Eni si impegna formalmente a non svolgere attività di esplorazione e sviluppo di idrocarburi nei Siti Naturali nella Lista 92 del Patrimonio Mondiale dell’Umanità dell’UNESCO. Infine, la Posizione di Eni sulle biomasse definisce i principi generali per assicurare che le pratiche agricole, l’approvvigionamento e il consumo di materie prime siano gestiti in modo sostenibile. Tra questi principi figurano la traccia- bilità e la trasparenza lungo la filiera, la selezione di fornitori che soddi- RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 177 sfano criteri ESG e l’inclusione di clausole contrattuali che assicurino l’approvvigionamento di sole biomasse certificate 93 . Le certificazioni ga- rantiscono che le biomasse non provengano da terreni coltivati ottenuti dalla conversione di aree ad alto valore di biodiversità e di ecosistemi che forniscono servizi ecologici essenziali, come la cattura e lo stoc- caggio di carbonio. Per assicurare l’implementazione degli impegni di policy, Eni ha sviluppato un corpo normativo interno e un Sistema di gestione HSE, che definisce i processi per l’identificazione, la priori- tizzazione, la gestione e il monitoraggio degli impatti sulla biodiversità. L’efficacia della policy e delle azioni è monitorata attraverso l’attuazione di Biodiversity Action Plan 94 (si veda Azioni e metriche). TARGET E IMPEGNI Eni, seppur non identificando target quantitativi a livello consolidato, è costantemente impegnata nell’implementazione di azioni mirate alla salvaguardia della biodiversità e dei servizi ecosistemici, attraverso un approccio volto alla prevenzione e alla minimizzazione dei rischi e degli impatti. La biodiversità è sito-specifica, con caratteristiche uniche, che variano profondamente in base alle aree geografiche, alle condizioni ambientali degli ecosistemi e alle interazioni ecologiche. L’assenza di una metrica univoca riconosciuta per la misura della biodiversità glo- bale rende complessa la definizione di obiettivi aggregati a livello di gruppo. Per questo motivo, Eni adotta una gestione “sito-specifica”, im- plementando, ove necessario, Biodiversity Action Plan che identificano interventi puntuali e indicatori locali. Questo approccio consente di af- frontare in modo più efficace le peculiarità di ciascun contesto ambien- tale, garantendo un’azione concreta e misurabile rispetto agli impatti sul territorio. Le attività sono basate su un corpo normativo interno e un sistema di gestione HSE che, sulla base della conoscenza del conte- sto di riferimento in cui opera, dell’identificazione degli obblighi legislativi e della conformità in materia ambientale e delle aspettative degli sta- keholder, garantisce la definizione di indirizzi operativi a tutti i business, il monitoraggio delle azioni necessarie per la loro attuazione. IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI In assenza di azioni mirate alla mitigazione degli impatti, le attività di Eni potrebbero generare impatti negativi significativi in termini di degrado o perdita di biodiversità (habitat, ecosistemi e specie) e di servizi ecosiste- mici, che possono variare in base alla complessità di ciascun progetto, al valore dell’ambiente naturale e al contesto sociale di riferimento. Tra gli impatti più comuni, ci sono quelli connessi al cambiamento dell’uso del suolo (o del mare), dovuti alla presenza fisica degli impianti e delle infrastrutture, che possono provocare la rimozione, il degrado o la fram- (93) Schemi di certificazione di sostenibilità riconosciuti in ambito europeo o internazionale. (94) Un BAP è un piano che definisce azioni per mitigare gli impatti e per conservare o migliorare la biodiversità. Identifica gli elementi prioritari e dettaglia azioni di gestione appropriate, che devono essere concrete, pianificate e misurabili. (95) Si tratta di un ecosistema con la maggior parte dei processi e della biodiversità intatti, sebbene alterati dall’attività umana (glossario IPBES). (96) Le Key Biodiversity Area (KBA) sono siti che contribuiscono in modo significativo alla persistenza della biodiversità negli ecosistemi terrestri, d’acqua dolce e marini (Unione inter- nazionale per la conservazione della natura, IUCN). (97) Per l’identificazione degli impatti diretti viene considerato ogni cambiamento (potenziale o effettivo) nello stato della natura provocato da un’attività Eni con un nesso causale diretto (per la presenza fisica di impianti e infrastrutture e relative attività come emissioni, scarichi e rifiuti). (98) Per gli impatti indiretti si considera invece un nesso causale indiretto (ad esempio una maggiore colonizzazione delle aree circostanti ai siti operativi può determinare un aumentato accesso ad aree naturali precedentemente inaccessibili attraverso l’apertura di strade di servizio). (99) Riferimento al “Global Assessment Report on Biodiversity and Ecosystem Services”, IPBES 2019. (100) Trascurabile, bassa, media, alta e critica. mentazione degli habitat con conseguenze sulle specie. Nelle attività Oil & Gas upstream e nello sviluppo, su larga scala, di impianti per la gene- razione di energia rinnovabile l’impatto risulta significativo se coinvolge aree naturali o seminaturali 95 . Inoltre, gli impianti eolici possono avere impatti su specie particolarmente vulnerabili, come i rapaci, a causa del rischio di collisione con turbine, pale eoliche e linee di distribuzione. Il downstream si sviluppa invece in contesti già industrializzati con mi- nor contributo in termini di cambiamento d’uso del territorio. Il processo di identificazione e valutazione delle dipendenze e degli impatti sulla biodiversità e sui servizi ecosistemici (BES) è integrato all’interno del Sistema di gestione HSE e, in linea con la certificazione ISO 14001:2015, il singolo sito svolge studi di identificazione e valutazione degli impatti ambientali (EIA). In aggiunta a questo processo, Eni si è dotata di un “Modello di Gestione BES” per affrontare e monitorare gli effetti delle proprie attività sulle aree prioritarie per la conservazione della biodiversità, in particolare le aree legalmente protette e le Key Bio- diversity Area (KBA) 96 . Il modello di gestione BES, che si applica ai siti operati dalla Società, è basato sulla valutazione del rischio di perdita di biodiversità e prevede: (i) la mappatura dei siti rispetto alle aree protette e alle KBA per identificare quelli a maggior rischio di impatto significati- vo; (ii) studi di approfondimento (BES Assessment) per caratterizzare il contesto operativo e ambientale, identificare e valutare dipendenze ed impatti diretti 97 e indiretti 98 ; (iii) la conferma dei siti prioritari tra quelli che, a valle degli studi di approfondimento, risultano avere impatti residui si- gnificativi; (iv) il disegno e l’implementazione, per i siti prioritari, di Piani d’Azione per la Biodiversità (BAP) per mitigare tali impatti. Il coinvolgi- mento degli stakeholder locali avviene sin dalle fasi iniziali di un progetto e per tutto il ciclo di vita, tipicamente tramite consultazioni e/o work- shop dedicati. La consultazione e la collaborazione con le comunità, le popolazioni indigene e gli altri stakeholder locali, aiutano a comprendere aspettative e preoccupazioni, a determinare come i servizi ecosistemici e la biodiversità vengano utilizzati e a identificare opzioni gestionali che includano anche le esigenze locali. Nell’identificare i potenziali impatti vengono considerate le interazioni delle attività di Eni con l’ambiente e come queste possano influire sui principali driver di perdita di biodi- versità riconosciuti a livello globale 99 , quali il cambio d’uso di suolo e mare, il sovrasfruttamento di risorse naturali, il cambiamento climatico, l’inquinamento e l’introduzione di specie invasive. Si procede poi con la valutazione della significatività, combinando l’entità dell’impatto (es. pressioni del progetto sulle matrici ambientali) con la sensibilità del re- cettore BES (es. presenza di specie a rischio di estinzione), assegnando una categoria di significatività 100 . Tale processo si applica altresì alle dipendenze sulla biodiversità e sui servizi ecosistemici, considerando anche la competizione con altre attività antropiche e con le comunità ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 178 nelle stesse aree in cui Eni opera. Le principali dipendenze di Eni sono le risorse idriche e la biomassa, nonché alcuni servizi di regolazione come la protezione delle coste o la stabilità del suolo. Tuttavia, la rilevanza di tali dipendenze varia da business a business. Ad esempio, l’approvvigio- namento di biomassa è particolarmente rilevante per la produzione di biocarburanti mentre, il portafoglio del settore Oil & Gas e quello delle rinnovabili (solare ed eolico) sono totalmente indipendenti dalla forni- tura di risorse biologiche. L’identificazione e la valutazione dei rischi e delle opportunità sul tema biodiversità è stata supportata dalla consul- tazione di scenari pubblicamente disponibili, utilizzati per valutare come i cambiamenti della natura possano tradursi in rischi fisici (es. degrado degli ecosistemi), rischi di transizione (es. regolatorio o reputazionale) o opportunità (es. nature-based solutions). I principali rischi legati alla biodiversità sono: (i) il rischio fisico, che riguarda la degradazione de- gli ecosistemi e la possibile riduzione della disponibilità di acqua che potrebbero influire sull’operabilità e sulla redditività degli asset di speci- fici business; (ii) i rischi di transizione (regolatorio/policy), che derivano principalmente dall’evoluzione di leggi e politiche protezionistiche che espandono le aree protette e limitano l’accesso alle risorse naturali in specifiche aree geografiche. Sono inoltre considerati anche i rischi re- putazionali: una percezione negativa del settore energetico può esporre ad un aumento di contenziosi, con possibili danni d’immagine e repu- tazione. Inoltre, una minore attrattività del settore può determinare po- tenziali disinvestimenti e limitazioni ad accedere a nuovi finanziamenti o a collaborazioni con associazioni internazionali. Il processo e i risul- tati dell’analisi di doppia materialità di Eni hanno portato ad escludere rischi materiali imminenti (compresi rischi sistemici 101 ) e opportunità attualmente conseguite relative alla biodiversità. Per valutare la resilien- za della strategia di Eni rispetto a tali rischi, è stata eseguita un’analisi interna che ha preso a riferimento l’approccio qualitativo indicato dalle linee guida TNFD 102 “Guidance on scenario analysis”. Per la resilienza al rischio fisico si veda il capitolo Cambiamento climatico. Per i rischi di transizione è stato consultato uno scenario clima-natura integrato, pubblicamente disponibile, che ha permesso di esplorare possibili tra- iettorie future considerando combinazioni di variabili come lo stato della biodiversità globale, l’adozione di diverse politiche di tutela ambientale o i cambiamenti nei comportamenti dei consumatori. Nello specifico, l’analisi di resilienza si è focalizzata sulle operazioni dirette di Eni e ha preso in considerazione le principali ipotesi formulate ed i macro-trend dello scenario “FPS” di “Inevitable Policy Response” 103 , con un orizzon- (101) Rischi derivanti dal collasso del sistema nel suo insieme invece che dal malfunzionamento delle singole parti; caratterizzati dalla combinazione indiretta di punti di non ritorno modesti, che producono gravi disfunzioni con interazioni a cascata di rischi fisici e rischi di transizione. (102) La TNFD (Taskforce on Nature-related Financial Disclosures) è un’iniziativa internazionale nata per aiutare le aziende e le istituzioni finanziarie a gestire i rischi e le opportunità legati alla natura e alla biodiversità. (103) Lo scenario esplorativo (forecasting) “FPS” (report 2023) di Inevitable Policy Response (IPR) è uno scenario che integra il settore energetico con quello land use e modella l’impatto delle previsioni di oltre 300 policy sull’economia reale fino al 2050\. Nello specifico, lo scenario IPR Land and Nature si basa su assunzioni relative alla domanda di cibo, politiche ed azioni clima-natura e dati climatici e biofisici e descrive come queste variabili impattano sull’ambiente in termini di livelli emissivi e di biodiversità e di come cambia l’uso del suolo. (104) Per la metodologia e area di consolidamento si veda il capitolo Principi e Criteri Metodologici. (105) In Italia, Paesi Bassi, Nigeria, Regno Unito e Stati Uniti (Alaska). Il maggior numero di concessioni (81%) in sovrapposizione ad aree protette si trova in Europa (Italia e Paesi Bassi) e Regno Unito. (106) Circa il 90% in Italia, il restante 10% in Spagna e Francia. (107) Downstream O&G, Enilive, Plenitude, Enipower e Versalis. (108) Include KBA, aree protette IUCN (I-VI), Natura 2000, WHS, Ramsar e altre aree protette a livello nazionale e internazionale da database globali. (109) Il 59% delle concessioni si trovano in Alaska, tutte cedute il 4 novembre 2024 ad una società terza. La restante parte si trova principalmente in Italia (39%) e solo il 2% in Tunisia. (110) Principalmente ubicati in Italia (74%) e in altri Paesi europei (23%). Solo il 3% in Australia e Stati Uniti. (111) Per la definizione di concessioni e siti in adiacenza si rimanda alla sezione Metriche: metodologie di riferimento. (112) Specie inserite nella Lista Rossa IUCN (International Union for Conservation of Nature), principale strumento a livello globale per valutare lo stato di conservazione delle specie animali e vegetali, classificati sulla base del rischio di estinzione delle specie: Estinta (EX); Estinta in natura (EW); Criticamente minacciata (CR); Minacciata (EN); Vulnerabile (VU); Quasi minacciata (NT); Preoccupazione minore (LC). te temporale dal 2020 al 2050\. Lo scenario evidenzia che il contesto globale in cui Eni opera è caratterizzato da una crescente consapevo- lezza sull’importanza della salvaguardia della biodiversità e dei servizi ecosistemici, che, attraverso nuove normative, potrebbero limitare la produzione di colture dedicate alla bioenergia in determinate aree. La resilienza di Eni di fronte a tali rischi si basa su una strategia che in- tegra la diversificazione del portafoglio su scala globale, lo sviluppo di nuove tecnologie e l’adozione di modelli di business circolari. In questo contesto, l’azienda ha implementato un approccio che prevede la diver- sificazione della tipologia di agri-feedstock utilizzati e delle aree per il loro approvvigionamento, la valorizzazione di scarti e rifiuti per ridurre il consumo di materie prime vergini. AZIONI E METRICHE 104 Attualmente 32 concessioni 105 del portfolio upstream O&G (circa 655,5 k ettari) e 28 siti 106 operativi (circa 3,8 k ettari) afferenti alle altre linee di business 107 (di cui 18 siti per lo sviluppo di energia rinnovabile) si so- vrappongono ad aree prioritarie 108 per la conservazione della biodiversi- tà, caratterizzate da circa il 76% di habitat terrestre, il 20% marino e il 4% misto. Ulteriori 41 concessioni 109 (circa 137,7 k ettari) e 62 siti 110 (3,03 k ettari), di cui 40 siti per lo sviluppo di energia rinnovabile, sono, invece, adiacenti 111 a tali aree composte da circa l’86% di habitat terrestre, l’8% marino e il 6% misto. Per i siti in sovrapposizione vengono avviati studi di BES Assessment, per ordine di priorità in base al rischio e, ove neces- sario, Biodiversity Action Plan (BAP) per la gestione degli impatti resi- dui significativi su aree protette e KBA. Il BAP rappresenta lo strumento principale per mettere in atto e monitorare le azioni mirate a mitigare gli impatti individuati, garantendo così il rispetto degli impegni previsti dalla Policy BES. In tabella sono riportati i siti e le concessioni, in cui Eni è operatore per cui i BAP sono già in fase d’implementazione. Il principale impatto rilevato in tali siti riguarda il cambiamento d’uso del suolo dovu- to alle infrastrutture delle attività upstream Oil & Gas (posa di condotte e la costruzione di piazzole per i pozzi) e agli impianti per la generazione di energia elettrica di Plenitude. Tale cambiamento può comportare la perdita o il degrado degli habitat, con conseguenti potenziali perturba- zioni per le specie che vi abitano. Per mitigare questo impatto, i BAP dei siti si focalizzano su due aree d’intervento prioritarie: (i) il recupero degli habitat naturali che sono stati modificati o degradati; e (ii) campagne di monitoraggio volte a confermare la presenza di specie a rischio 112 e valutare potenziali impatti sul loro stato di conservazione. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 179 SITI PRIORITARI IN SOVRAPPOSIZIONE AD AREE AD ALTO VALORE DI BIODIVERSITÀ 113 Siti/concessioni Area (ettari) Attività/impatto principale sulla biodiversità 114 Metrica d’impatto 115 Aree di biodiversità interessate Principali azioni di mitigazione e monitoraggio del BAP Italia Concessione di produzione di olio e gas Val d’Agri 52,6 k Cambio d’uso del suolo Perdita o degrado di habitat forestale dovuto alla posa di condotte e alla costruzione di piazzole per i pozzi (e parziale impermeabilizzazione del suolo) Ettari di habitat persi o degradati • Parco nazionale dell’Appennino Lucano-Val d’Agri- Lagonegrese; Riserva regionale Abetina di Laurenzana; • 1 KBA Agri Valley; • 11 siti Natura 2.000 116 • Dal 2003 avviati al ripristino 154 ha (92% dell’obiettivo di ripristinare il 100% delle aree ripristinabili 117 , 167 ha, entro il 2026). • Attività del BAP (con una spesa pari a € 223 k nel 2024, e € 800 k previsti per 2025- 2028) svolte con il supporto di ONG, università ed esperti locali. • Monitoraggi periodici (almeno fino al 2026) per verificare l’efficacia degli interventi e confermare la presenza e lo stato di specie a rischio. • Ad oggi identificata la presenza dell’ululone appenninico (specie a rischio), del gatto selvatico e del lupo che innescano la classificazione di habitat critico. • In corso monitoraggio sui pipistrelli per valutare possibili impatti dell’illuminazione artificiale. • Predisposto piano di ripristino per un’area umida degradata per migliorare l’habitat degli anfibi. Italia Parco eolico di Collarmele 234 118 Cambio d’uso del suolo Impatti sullo stato delle specie Modifica dell’habitat dovuta alla presenza delle turbine eoliche e interferenze con il volo degli uccelli Ettari di habitat persi o degradati Numero di eventi di collisione/anno Natura 2000: Sirente, Velino, Colle del Rascito KBA: Sirente, Velino e Montagne della Duchessa • Redatto protocollo d’intesa con il Parco Naturale Regionale Sirente Velino, con implementazione dal 2025. • Previste azioni di mitigazione (es. l’installazione di telecamere di rilevamento, sistemi di dissuasione acustica e di arresto, capex € 180 k) e di monitoraggio per almeno 1 anno per valutare l’efficacia delle misure (circa € 12 k/anno). Alaska Concessioni di produzione di olio e gas di Nikaitchuq e Oooguruk 119 25,1k Cambio d’uso del suolo e del mare Perdita di habitat marini (shallow) e terrestri (tundra) dovuto allo sviluppo di infrastrutture per le attività (e parziale impermeabilizzazione e degradazione del suolo onshore) Ettari di habitat persi o degradati Beaufort Sea Nearshore (KBA) • Il BAP prevedeva azioni di ripristino dei 5,4 ettari di tundra convertiti in infrastrutture onshore. • Workshop sulla tundra artica (2023) per condividere conoscenze e identificare necessità con stakeholder locali. • Valutazioni preliminari (2024) sugli impatti delle emissioni di calore e polveri sulla tundra. • Campagna di monitoraggio sugli uccelli costieri nidificanti, per valutare l’impatto di rumore, illuminazione e rischio di collisione. • Le attività svolte nel 2024 hanno avuto una spesa di € 570 k. Ghana Impianto di ricezione a terra del sito produttivo 120 Offshore Cape Three Point 96 Cambio d’uso del suolo Perdita di habitat forestale dovuto allo sviluppo di infrastrutture (e parziale impermeabilizzazione del suolo) Ettari di habitat persi o degradati Amansuri wetlands (KBA) • Obiettivo di garantire il “No Net Loss” di habitat naturale nei 20 anni di progetto (fino al 2040), con attività di ripristino di 11 ha di aree disboscate e azioni di conservazione su circa 22 ha di foresta naturale per compensare (offset 121 ) la parte di habitat non ripristinabile (con una spesa di € 150 k nel 2024, di cui offset € 82 k, e € 7,216 k previsti per studi e monitoraggi ambientali nel periodo 2025-2028). • In linea con la pianificazione, completata la ripiantumazione delle aree disboscate. • Monitoraggio dell’offset e del rispristino delle aree disboscate tramite diversi indicatori (Area Fogliare, diversità uccelli forestali e ricchezza di specie), con uno stato di avanzamento del 25%, in linea con la pianificazione. • Previsti investimenti della Banca Mondiale e allineamento agli standard di performance e alle linee guida IFC, che svolge verifiche trimestrali e annuali tramite consulenti indipendenti. Regno Unito Liverpool Bay, (gasdotto) 122 4 Cambio d’uso del suolo Perdita e deterioramento di habitat dunale dovuti alla posa del gasdotto Ettari di habitat persi o degradati Gronant Dunes and Talacre Warren SSSI, Dee Estuary Ramsar Site 123 • Avviato nel 1994 un programma di ripristino delle dune di Gronant e Talacre (4 ha) impattate dalla posa del gasdotto con spesa di € 68 k nel 2024 e € 270 k previsti per il periodo 2025-2028. • Il programma di ripristino ha incluso anche il miglioramento e la protezione delle aree dunali più degradate dalla pressione delle attività ricreative e la collaborazione con le autorità locali per il controllo degli accessi. • Acquistati altri 66,7 ha di dune per garantire la gestione e il monitoraggio a lungo termine di questo habitat. • Continua ad oggi l’attuazione del piano di gestione. • Reintrodotte con successo due specie: il rospo calamita e la lucertola degli arbusti. Spagna Parco fotovoltaico di Bonete 193 Cambio d’uso del suolo Impatti sullo stato delle specie Perdita o deterioramento dell’habitat dovuto agli impianti di Bonete II e Bonete III Ettari di habitat persi o convertiti • Natura 2000: Área esteparia del este de Albacete • KBA: Pétrola-Almansa- Yecla Esecuzione del BAP dall’avvio dell’impianto nel 2020 con azioni continuative (costo ca. € 30 k/anno 2024-2028) che includono: • Piano di gestione della vegetazione del parco (eliminazione di erbicidi e agrochimici e sostituzione dell’orzo – coltura intensiva – con prati per favorire la diversificazione di impollinatori e artropodi); • Ripiantumazione con specie autoctone nell’area circostante lo stabilimento e regolare monitoraggio; • Misure a sostegno della fauna (installazione di nidi per uccelli e pipistrelli, abbeveratoi e modifica delle recinzioni); • Collaborazione con una fattoria limitrofa per misure agroambientali di sostentamento degli uccelli della steppa; • Monitoraggio ambientale della fauna e dell’efficacia delle misure di conservazione. 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 (113) Per maggiori informazioni sui siti in sovrapposizione si rimanda al sito eni.com. (114) Indica l’area (in ettari) dei siti o delle concessioni che intersecano anche solo marginalmente i confini di aree protette e KBA. Questo dato rappresenta una sovrastima, in quanto include anche le aree che non sono effettivamente sovrapposte. (115) Metrica utilizzata nel BAP per il monitoraggio delle azioni di mitigazione. (116) Siti: Abetina di Laurenzana, Monte della Madonna di Viggiano; Monte Caldarosa; Monte Volturino; Serra di Calvello, Lago Pertusillo, Appennino Lucano, Monte Volturino, Faggeta di Monte Pierfaone, Valle Agri, Monte Sirino, Monte Raparo. (117) Habitat che possono essere recuperati durante l’attuale fase operativa del progetto. La rimanente parte di habitat diventerà ripristinabile solo nella fase di smantellamento delle strutture, a fine vita del progetto. (118) Corrisponde all’area del poligono che racchiude tutte le turbine del parco eolico. La superficie effettivamente occupata, ovvero il footprint delle turbine, è inferiore all’ettaro. (119) Si segnala che il 100% gli asset in Alaska di Nikaitchuq e Oooguruk sono stati ceduti il 4 novembre 2024 ad una società terza. (120) La concessione non è in sovrapposizione con aree protette o KBA, ma l’impianto di ricezione a terra (ORF) si sovrappone con una KBA. (121) Offset di biodiversità si riferisce alla compensazione degli impatti negativi residui sulla biodiversità causati dallo sviluppo di un progetto, dopo aver adottato tutte le misure possibili di prevenzione e mitigazione. Rappresenta l’ultimo step della gerarchia di mitigazione. (122) La concessione 110/13b non è in sovrapposizione ma il gasdotto che collega i pozzi (piattaforma Douglas) al terminale gas di Point of Ayr attraversa le aree protette. (123) Sono elencate solo le aree protette che erano presenti al momento dell’attività di posa del gasdotto. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 180 Oltre agli asset, in cui Eni è operatore, Eni partecipa in alcune concessio- ni operate da terzi che si trovano in sovrapposizione con aree protette. Tra queste si segnalano: (i) in Kazakistan, la concessione di Kashagan (NCOC) con sovrapposizione sull’area protetta “State Reserved Zone in Northern part of Caspian Sea”; (ii) in Egitto, quattro concessioni 124 ope- rate tramite la Società Petrobel, con sovrapposizione sulla pianura di El Qa (KBA). In queste aree, Eni coordina le attività di BES Assesment e ha implementato un BAP che mira in particolare a mitigare gli impatti sugli habitat desertici modificati, interessati dalla presenza di rifiuti in attesa di trattamento e smaltimento. La principale azione d’intervento riguarda la pulizia, caratterizzazione e bonifica di terreni degradati. Sono inoltre in corso le valutazioni di potenziali impatti su specie di uccelli migratori determinanti per lo status di KBA della pianura di El Qa. USO DELLE RISORSE ED ECONOMIA CIRCOLARE POLITICHE 125 L’impegno di Eni verso l’economia circolare è espresso sia nel Co- dice Etico che nel corpo normativo interno in cui vengono promos- si modelli di produzione e consumo basati sui principi rigenerativi dell’economia circolare, con l’obiettivo di ridurre l’utilizzo delle risorse vergini ed esauribili. Questi principi sono applicati alle proprie attivi- tà, attraverso azioni mirate a migliorare l’efficienza, ridurre gli sprechi, massimizzare il recupero e la valorizzazione di rifiuti e scarti, utilizzare materie prime seconde o fonti rinnovabili, estendere la vita utile dei propri asset e innovare processi e prodotti, al fine di generare valore a lungo termine per l’ambiente e la società. TARGET E IMPEGNI Eni promuove la prevenzione della produzione dei rifiuti coerente- mente con i criteri di priorità nella gestione dei rifiuti sanciti dal- la normativa comunitaria e assicura la corretta gestione, come previsto dagli strumenti normativi interni. La produzione di rifiuti è influenzata da fattori che possono esulare dall’operatività ordi- naria (es. interventi di manutenzione straordinaria) e da fattori esogeni (es. aspetti autorizzativi, evoluzioni normative, variazioni di tempistiche di progetto, cambiamenti di perimetro, ecc.) che ne determinano una difficoltà nella definizione di target quantitativi di riduzione; nonostante ciò, Eni è impegnata a realizzare progetti con una forte impronta circolare (si veda Azioni intraprese sugli IRO materiali). Eni adotta un corpo normativo interno e un Sistema di gestione HSE che, basandosi sulla conoscenza del contesto di riferimento in cui opera, sull’identificazione degli obblighi legislati- vi, sulla conformità in materia ambientale e sulle aspettative degli stakeholder, nonché sulla valutazione degli impatti, dei rischi e delle opportunità, garantisce la definizione di indirizzi operativi a tutti i business. Inoltre, garantisce il monitoraggio semestrale delle Azio- ni necessarie per la loro attuazione e la risalita di KPI specifici per (124) Concessioni di produzione olio e gas nel Sinai: Belayim Land Dl, Ekma Dl, Feiran Dl, Ras Gharra Dl. (125) Per ulteriori riferimenti MDR si veda Il sistema normativo e Principi e criteri metodologici/Politiche. (126) Per l’acqua si veda il capitolo Gestione delle risorse idriche. il controllo puntuale delle performance e un intervento rapido nei casi di disallineamento rispetto agli andamenti attesi. IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI Al fine di valutare gli impatti, rischi e opportunità, sono state consi- derate tutte le realtà Eni rilevanti secondo la clusterizzazione HSE ai fini della generazione di rifiuti, dell’uso delle risorse 126 e delle azioni di economia circolare. Per quanto riguarda gli impatti materiali, la pro- duzione e il trattamento dei rifiuti, rappresentano un impatto negativo che Eni, nello svolgimento delle proprie attività di business, può po- tenzialmente generare sulle matrici ambientali (suolo, acqua e aria) e sulle comunità locali. Le attività Eni, per loro natura, comportano la produzione di rifiuti, i cui impatti negativi includono la possibile conta- minazione delle matrici ambientali in caso di gestione non adeguata, gli impatti associati al trasporto e al trattamento presso gli impianti di destino e il consumo di suolo legato a tali impianti. I rifiuti prodotti da Eni derivano sia da attività produttiva che da attività di bonifica; relati- vamente a questi ultimi, la maggior parte dei volumi è legata ad acque di falda contaminate, trattate negli impianti TAF (Trattamento Acque di Falda) di Eni Rewind, che le rende disponibili, ove possibile, per usi industriali e ambientali contribuendo alla diminuzione dei prelievi di ac- qua di alta qualità. La produzione di rifiuti derivanti da attività di bonifi- ca di suolo e falde è legata anche ad asset che Eni ha acquisito da altre società e dove non ha mai operato direttamente. In questo contesto Eni Rewind offre anche servizi di bonifica e gestione dei rifiuti anche a terzi, valorizzando tecnologie e know-how interni. Per quanto riguarda la composizione dei rifiuti da attività produttive, laddove non gestite come scarico, le acque di produzione rappresentano il contributo più significativo. Tali acque sono caratterizzate generalmente da una sa- linità molto elevata e composizione variabile, con presenza di compo- nenti residuali, tra cui idrocarburi e additivi, a seguito del processo di separazione dei fluidi. Invece, relativamente ai rifiuti da attività di bo- nifica si segnala che la tipologia più significativa è data dalle acque di falda trattate come rifiuto; il flusso più rilevante tra tali acque contiene contaminanti costituiti da idrocarburi, benzene e dicloroetano. L’analisi di materialità ha evidenziato anche un impatto positivo sull’ambien- te derivante dalle azioni in ambito di economia circolare, attraverso la riconversione e riqualificazione degli asset e dei siti dismessi, oltre all’impiego di materie prime provenienti da fonti rinnovabili e da riciclo nei processi produttivi. AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI Economia circolare L’economia circolare è un’importante leva per il raggiungimento degli obiettivi globali di tutela ambientale. Per questo, Eni integra i principi di circolarità nel proprio modello di business, applicandoli nello sviluppo di RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 181 nuove filiere di prodotti nonché in quelle esistenti. Tra le principali attivi- tà si segnala la centralità, per il downstream, della trasformazione delle raffinerie tradizionali in bioraffinerie. Nel 2024 è stata avviata la riconver- sione della raffineria di Livorno per la produzione di HVO, con completa- mento e avvio entro il 2026, che si aggiungerà alle bioraffinerie Enilive di Porto Marghera, realizzata nel 2014, e Gela nel 2019. Inoltre, anche me- diante la conversione del sito industriale di Livorno, Eni conferma il suo impegno di aumentare la capacità di bioraffinazione dagli attuali 1,65 milioni di tonnellate/anno agli oltre 5 entro il 2030 (per maggiori dettagli si veda Cambiamento climatico). Tra i progetti circolari di Enilive rien- trano la produzione di biocarburanti avanzati ottenuti prevalentemente da scarti come gli oli da cucina esausti – cui si aggiunge una parte re- siduale di oli vegetali - e la produzione di biometano ricavato dai residui organici (scarti agricoli, agroindustriali, reflui zootecnici e rifiuti organici), mentre nel sito di Sannazzaro Eni sta attualmente valutando la trasfor- mazione di rifiuti non riciclabili in metanolo e idrogeno circolari con la tecnologia Waste to Chemicals. Le bioraffinerie, inoltre, sono inserite in filiere certificate che includono iniziative di recupero dei terreni degradati in diversi Paesi in Africa, sud-est asiatico e Asia centrale, attraverso la coltivazione di piante oleaginose per la produzione di biocarburanti. I sottoprodotti di lavorazione vengono inoltre valorizzati e trasformati in mangimi e fertilizzanti. Nel settore chimico, Versalis sviluppa diverse iniziative di circolarità e sostenibilità: (i) nella biochimica, anche attraver- so la recente acquisizione di Novamont, il rafforzamento dell’impegno nella diversificazione del feedstock attraverso l’utilizzo di materie prime da fonti rinnovabili, come le biomasse, per la produzione di chemicals, plastiche e altri prodotti; (ii) lo sviluppo di prodotti contenenti materiali riciclati e di tecnologie complementari di riciclo, sia meccanico che chi- mico, per plastiche e gomme, anche grazie alla ricerca interna e colla- borazioni con associazioni, consorzi e altri attori della filiera. In questo ambito, nel 2024 è nata REFENCE™ 127 , una gamma di polimeri da riciclo per imballaggi prevalentemente alimentari e, presso il sito di Porto Mar- ghera, è stata ultimata la costruzione del primo impianto per lavorazione di plastica riciclata, con avvio previsto nei primi mesi del 2025; infine, a Mantova, sono proseguite le attività di avvio dell’impianto dimostrativo Hoop ® che, basato sul processo di pirolisi, consente di trasformare la plastica mista \- non valorizzabile tramite riciclo meccanico, in materia prima (recycled oil) utilizzabile per la produzione di polimeri con le stes- se caratteristiche di quelli vergini. Eni Rewind ha previsto l’implementa- zione a Viggiano (PZ) di un impianto (da realizzarsi nel prossimo trien- nio) per il trattamento e il recupero delle acque di produzione associate alla estrazione di idrocarburi, evitando così la gestione via autobotte di rifiuti liquidi che verranno invece recuperati, trattati e riutilizzati nei pro- cessi industriali. Inoltre, nei prossimi due anni è prevista la realizzazione dell’impianto di Ponticelle (RA) di bio-remediation per la valorizzazione di terre da bonifica e la realizzazione di una piattaforma ambientale per la selezione e preparazione dei rifiuti industriali al fine di massimizzare e ottimizzare il successivo processo di recupero. Le due piattaforme consentiranno di recuperare rifiuti altrimenti destinati allo smaltimen- (127) La tecnologia NEWER™ permette la purificazione dei polimeri riciclati, garantendo la conformità al Regolamento UE/1616/2022 sul riciclo. to in discarica. Nell’upstream le principali iniziative, in fase di screening, sono mirate al riutilizzo degli asset maturi e giunti alla fine della loro fase produttiva, anche tramite il riuso dei singoli componenti e il riciclo dei materiali, come ad esempio il riutilizzo di piattaforme per l’installazione di impianti di data center offshore (con studi di fattibilità pianificati nel 2025 nel Mar Adriatico) e il riutilizzo di siti onshore per la realizzazione di impianti eolici e fotovoltaici (nel 2024 sono state investigate le poten- zialità di riconversione di alcune aree industriali italiane). Plenitude foca- lizza il suo impegno in studi di interventi di revamping e repowering per l’estensione della vita utile dei propri asset e, tramite attività di ricerca, nell’analisi di scenari di decommissioning degli impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Infine, la misura della circolarità rappresenta uno strumento essenziale per il controllo, la gestione e la trasparenza. Eni col supporto della Scuo- la Superiore Sant’Anna di Pisa, ha sviluppato un Modello di misurazione della circolarità basato su principi riconosciuti a livello internazionale e validato da un ente terzo di certificazione, anche collaborando con i gruppi di lavoro di UNI (Ente italiano di normazione) ed ISO (international standardization organization). Inoltre, nel 2023, Eni ha avviato un proget- to pilota per l’applicazione dello standard sperimentale UNI TS 11820 sulla misura della circolarità a valle della finalizzazione della norma du- rante il 2024. L’asserzione di circolarità per l’ambito di sedi uffici, labora- tori e tutte funzioni di supporto ai business e società di servizi (le così dette “Support Function”) è stata verificata da un ente terzo. Rifiuti 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 in Italia è gestita da Eni Rewind che ha proseguito il progetto di digita- lizzazione avviato nel 2020 per l’efficientamento e il monitoraggio del proprio processo di gestione dei rifiuti. Al fine di limitare gli impatti ne- gativi 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, selezio- na le soluzioni di recupero e smaltimento tecnicamente percorribili privilegiando nell’ordine il recupero, le operazioni di trattamento che riducono i quantitativi da avviare a smaltimento finale e gli impianti idonei a minor distanza del sito di produzione del rifiuto; inoltre, sono svolti audit sui fornitori ambientali, nei quali viene valutata la loro ge- stione operativa dei rifiuti. Non essendo sempre disponibili impianti interni, il trattamento dei rifiuti viene effettuato prevalentemente pres- so impianti terzi fuori sito, adeguatamente autorizzati secondo le nor- mative localmente applicabili. Relativamente ai siti esteri, la strategia per la gestione ottimale dei rifiuti adottata da Eni si attua attraverso la riduzione della produzione dei rifiuti stessi, ed il miglioramento nella loro raccolta e segregazione. Inoltre, applicando i principi di economia ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 182 circolare, Eni si impegna ad ottimizzare il riciclo ed il riutilizzo dei ma- teriali, sia attraverso una reportistica più granulare nella gestione dei rifiuti che attraverso nuove opportunità di valorizzazione degli stessi. Eni continua, inoltre, a promuovere attività di sensibilizzazione presso le consociate estere, anche tramite divulgazione e condivisione delle iniziative e delle esperienze maturate per una corretta gestione e va- lorizzazione dei rifiuti. In tutte le realtà in cui opera, Eni si impegna a rispettare la normativa vigente in materia di rifiuti e a ridurre gli impatti ambientali legati alle diverse fasi del processo di gestione. Per questo Eni monitora l’evoluzione delle normative di settore e adotta strumen- ti e procedure per supportare la gestione dei rifiuti. Tra gli strumenti adottati vi sono il coinvolgimento delle strutture HSE nella valutazione dei fornitori e l’utilizzo di applicativi informatici che supportano la ge- stione dei rifiuti. SPESE RIFIUTI (a), (b) 2024 2023 Spese e investimenti gestione rifiuti (M€) 246,57 222,30 di cui: spese correnti 228,75 217,59 di cui: investimenti 17,82 4,71 (a) Per le principali spese relative all’economia circolare si rimanda al paragrafo Capital Allocation nel capitolo Cambiamento Climatico. (b) Le voci in tabella sono incluse nella Nota 14 “Immobilizzazioni Immateriali” e nella Nota 30 Costi - “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi” del Bilancio Consolidato. METRICHE 128 Nel 2024 in Eni sono stati prodotti oltre 4 milioni di tonnellate di rifiuti, di cui 1,2 milioni di tonnellate da attività produttiva e 3,2 mi- lioni di tonnellate da attività di bonifica , trend complessivamente in calo rispetto al 2023 dell’1%. I rifiuti da attività produttive ge- nerati nel 2024 sono calati complessivamente del 25% rispetto al 2023, per le riduzioni registrate sia per i pericolosi che per i non pericolosi. Sul trend hanno influito la cessione della società in Nigeria (Nigerian Agip Oil Co Ltd), la cessione dei siti in Alaska da parte di Eni US Op. Co Inc, il termine delle attività di drilling e construction in Costa d’Avorio e la riduzione delle acque di pro- duzione smaltite a Gela. Nel 2024 sono stati avviati a recupero (128) Per la metodologia e area di consolidamento si veda il capitolo Principi e Criteri Metodologici. e riciclo oltre 300 mila tonnellate di rifiuti da attività produttive in diminuzione del 38% rispetto al 2023\. I 3,2 milioni di tonnellate di rifiuti da attività di bonifica (di cui 2,6 milioni da Eni Rewind) sono in aumento del 14% rispetto al 2023 principalmente per l’avvio di nuovi cantieri presso la raffineria di Sannazzaro. La maggior parte dei rifiuti da bonifica è costituita da acque trattate in impianti TAF (oltre il 60% nel 2024), in parte riutilizzate ed in parte restituite all’ambiente. Nel 2024 sono stati avviati a recupero e riciclo ol- tre 596 mila tonnellate di rifiuti da bonifica, in calo del 4% rispetto al 2023, principalmente per una riduzione delle attività di bonifica presso il Distretto Meridionale. RIFIUTI 2024 2023 Operato Consolidato non operato Operato Rifiuti prodotti totali (milioni di tonnellate) 4,4 0,7 4,5 Totale Rifiuti Pericolosi 0,6 0,5 0,6 Rifiuti pericolosi non destinati allo smaltimento (recuperato/riciclato) 0,1 0,0 0,2 Rifiuti pericolosi destinati allo smaltimento 0,6 0,5 0,3 di cui: incenerimento 0,0 0,0 0,0 di cui: smaltimento in discarica 0,1 0,0 0,0 di cui: altre operazioni di smaltimento 0,5 0,5 0,3 Rifiuti non pericolosi non destinati allo smaltimento (recuperato/riciclato) 0,8 0,0 0,9 Rifiuti non pericolosi destinati allo smaltimento 2,8 0,1 2,9 di cui: incenerimento 0,0 0,0 0,1 di cui: smaltimento in discarica 0,1 0,0 0,1 di cui: altre operazioni di smaltimento 2,7 0,1 2,7 Quantità totale di rifiuti non riciclati (%) 79 98 74 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 183 Tassonomia europea Il Regolamento 852/2020 del Parlamento Europeo e del Consiglio “Taxonomy Regulation” ha istituito un sistema di classificazione del- le attività economiche basato su criteri di ecosostenibilità al fine di indirizzare gli investimenti produttivi. Un’attività economica è soste- nibile ovvero “allineata” alla Tassonomia se rispetta le seguenti con- dizioni: (i) contribuisce in modo sostanziale a uno o più dei sei obiet- tivi ambientali dell’UE; (ii) non arreca un danno significativo ad alcuno degli altri obiettivi, principio del “do no significant harm” \- DNSH; (iii) è svolta nel rispetto delle garanzie minime di salvaguardia che sono procedure adottate dalle imprese per la responsabile conduzione del business. Eni ha verificato l’ammissibilità delle attività economiche condotte dal Gruppo rispetto agli obiettivi di sostenibilità dell’UE re- golati dalla Commissione attraverso il riscontro con gli Atti delegati: • per gli obiettivi di mitigazione dei cambiamenti climatici e di adattamento ai cambiamenti climatici, l’Atto Delegato sul Clima” (Regolamento Delegato UE 2021/2139 articolato in due annex) integrato dall’Atto Delegato Complementare (Regolamento UE 2022/1214) che norma le attività di produzione di energia elettri- ca da nucleare e gas; • per gli obiettivi: (i) uso sostenibile e protezione delle acque e del- le risorse marine; (ii) transizione verso un’economia circolare; (iii) prevenzione e riduzione dell’inquinamento; (iv) protezione e ripri- stino della biodiversità e degli ecosistemi, l’Atto Delegato sull’Am- biente (Regolamento Delegato UE 2023/2486 comprendente quattro Annex). Come step successivo, il Gruppo ha valutato il grado di allinea- mento delle attività economiche agli obiettivi della Tassonomia attraverso la verifica del rispetto degli stringenti criteri di vaglio tecnico “Technical Screening Criteria \- TSC”, che sono le condizio- ni di performance di un’attività economica affinché contribuisca in modo sostanziale all’obiettivo e rispetti il principio del non arrecare danno significativo agli altri obiettivi. Inoltre, è stata verificata per ciascuna attività in ambito il rispetto della clausola di salvaguardia. Sono state individuate le attività economiche del Gruppo in grado di contribuire in modo sostanziale all’obiettivo della mitigazione dei cambiamenti climatici. Il Gruppo non produce prodotti o servizi per l’adattamento ai cambiamenti climatici, mentre le attività che con- tribuiscono agli obiettivi ambientali, in considerazione del ridotto numero di attività ammissibili e della selettività dei TSC, sono poco significative nel bilancio consolidato Eni. Sulla base dei criteri di reporting normati dalla Commissione me- diante l’atto delegato UE 2021/2178, sono stati calcolati gli indica- tori fondamentali di prestazione “KPI \- Key performance indicator” delle attività del Gruppo Eni allineate alla Tassonomia per il 2024 e il relativo periodo di confronto. OBBLIGHI DI REPORTING Con Regolamento Delegato (UE) 2021/2178 la Commissione ha definito il contenuto e le modalità di presentazione dei tre indicato- ri di performance (“KPI”) relativi alla quota di ricavi, costi operativi (“opex”) e investimenti (“capex”) associati alle attività economiche allineate sul totale delle tre voci a livello di bilancio consolidato, del- le informazioni di commento, nonché i reporting template. Si rileva che il perimetro relativo agli investimenti (capex) riguarda anche investimenti indiretti. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 184 All’interno del capitolo Principi e criteri metodologici sono pubblicate le informazioni e i modelli di reporting previsti dal Reg. 2021/2178 e successive modifiche e integrazioni. GRUPPO ENI \- ANNO 2024 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) 812 0,9% 1.222 7,9% 282 6,5% A.2. ATTIVITÀ AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA MA NON ECOSOSTENIBILI (ATTIVITÀ NON ALLINEATE ALLA TASSONOMIA) 4.601 5,2% 419 2,7% 403 9,4% TOTALE A.1 + A.2 5.413 6,1% 1.641 10,6% 685 15,9% B. ATTIVITÀ NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA 83.384 93,9% 13.861 89,4% 3.624 84,1% TOTALE A+B 88.797 100,0% 15.502 100,0% 4.309 100,0% QUADRO RIEPILOGATIVO KPI TASSONOMIA 2024 CONFRONTO 2023 Fatturato Spese in conto capitale Spese operative (mln €) 2024 2023 2024 2023 2024 2023 3.17 Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie 230 59 4 745 38 5 4.1 Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica 80 192 529 606 28 86 4.3 Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica 159 168 48 138 46 25 4.8 Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia 40 35 7 2 10 8 4.10 Accumulo di energia elettrica 1 98 23 1 4.13 Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti e di bioliquidi 297 660 300 224 157 64 5.12 Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO 2 146 145 6.15 Infrastrutture che consentono il trasporto su strada e il trasporto pubblico a basse emissioni di carbonio 82 121 Altre 5 5 8 8 2 2 Totale allineato 812 1.119 1.222 2.012 282 190 Consolidato 88.797 93.717 15.502 13.665 4.309 3.979 KPI Tassonomia 0,9% 1,2% 7,9% 14,7% 6,5% 4,8% Indicatori fondamentali di prestazione (KPI) delle imprese non finanziarie TASSONOMIA EUROPEA: TABELLA DI SINTESI DEGLI INDICATORI FONDAMENTALI DI PRESTAZIONE (KPI) DELLE IMPRESE NON FINANZIARIE Di seguito il break-down dei KPI consolidati per le principali attività “allineate” con il relativo comparative period. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 185 I diritti umani per Eni Al fine di inquadrare l’impegno di Eni sugli aspetti sociali e sul rispet- to dei diritti umani, nonché esporre alcuni aspetti comuni a tutti gli standard sociali, la trattazione dei singoli temi sociali richiesti dagli ESRS è anticipata da un capitolo introduttivo sul sistema di gestione dei diritti umani. POLITICHE 128 L’impegno di Eni sugli aspetti sociali e sul rispetto dei diritti umani è incluso nel Codice Etico, in cui si ribadisce il rispetto dei diritti umani nelle proprie attività e in quelle dei partner commerciali, ope- rando nel rispetto della dignità delle persone e richiedendo lo stesso impegno a tutti i business partner che operano per conto di Eni. Nella Policy Rispetto dei Diritti Umani in Eni 129 , che delinea il processo di due diligence, il quale riflette gli standard internazionali in materia, fra cui in particolare i Principi Guida delle Nazioni Unite su Imprese e Diritti Umani (UNGP) e le Linee Guida OCSE per le Imprese Multina- zionali, viene esplicitato che l’impegno di Eni, il modello di gestione e le attività condotte si sviluppano in maniera prioritaria sui c.d. Salient Human Rights Issue. Questi rappresentano i temi più significativi per Eni, definiti in base alle attività di business condotte, ai contesti operativi e al punto di vista degli stakeholder locali e internazionali, adottando un approccio risk-based e di compliance. La Policy ribadi- sce il rispetto e l’applicazione dei principi previsti dalla Dichiarazione Tripartita dell’Organizzazione Internazionale del Lavoro (OIL) sulle imprese multinazionali e la politica sociale che include i diritti fon- damentali sul lavoro sanciti dalla Dichiarazione OIL, nonché i diritti previsti dagli strumenti internazionali del lavoro per la promozione di condizioni di lavoro dignitose. Nella Policy vengono definite anche le modalità di engagement con gli stakeholder durante tutte le fasi del processo di due diligence, in una prospettiva di collaborazione attiva, e sono descritti i meccanismi di reclamo e gli altri canali di segnala- zione, sia a livello centrale che di sito operativo, volti ad assicurare che eventuali possibili violazioni dei diritti umani siano tempestiva- mente intercettate, analizzate, gestite e – qualora accertate – siano oggetto di misure di rimedio. In caso di eventuali impatti negativi causati (o che Eni abbia contribuito a causare) nei confronti dei lavo- ratori e delle comunità, vengono definite le modalità per verificare e offrire rimedi, anche in collaborazione con Terze Parti, nonché viene definito l’impegno a compiere il massimo sforzo qualora l’impatto sia direttamente collegato alle proprie attività, prodotti o servizi. Vie- ne inoltre ribadito l’impegno ad assicurare che anche le Terze Parti abbiano adeguati sistemi di rimedio. Fra le modalità descritte nella (128) Per ulteriori riferimenti si veda Il sistema normativo e Principi e criteri metodologici/Politiche. (129) I principi riportati in questa sezione si riferiscono a tutte e 4 e categorie di stakeholder richiesti dagli ESRS: lavoratori, lavoratori nella catena del valore, comunità e clienti, quindi sono stati trattati in questa sezione in modo trasversale. Policy, un ruolo rilevante assume il “responsible contracting” che pre- vede standard contrattuali, definiti con un approccio risk-based che utilizza come driver la tipologia contrattuale di riferimento, allineati a quanto prevede la normativa in materia di diritti umani, con parti- colare riferimento ai diritti dei lavoratori. Sempre nella Policy viene asserito l’obbligo di rispettare l’età minima di accesso al lavoro e le misure previste dalla normativa internazionale e nazionale applica- bile in materia di lavoro infantile e minorile, incluso quello nelle sue peggiori forme ed il rifiuto di qualsiasi forma di lavoro forzato o ob- bligatorio, nonché qualsiasi pratica di sfruttamento lavorativo, tra cui la tratta di esseri umani, la limitazione della libertà di movimento e il sequestro dei documenti di identità. Eni si attende che tutti i propri business partner a loro volta si impegnino e rispettino sia i principi enunciati nella Policy, sia gli impegni specifici che Eni ha assunto in prima persona, come ribadito anche nel Codice di Condotta for- nitori. Infine, nel corpo normativo interno viene definito l’impegno di Eni a promuovere il rispetto dei diritti umani nell’ambito di attività affidate a, o condotte con i partner e da parte degli stakeholder (per approfondimenti si veda il capitolo Politiche: Codice Etico e siste- ma normativo). Nei casi di potenziale divergenza fra standard locali e internazionali, si ricercano le soluzioni che consentano comporta- menti fondati sugli standard internazionali pur nella considerazione dei principi locali e assicurata l’analisi e la valutazione dei rischi con- nessi alle possibili violazioni, al fine di monitorarne il livello di rischio e verificare l’efficacia delle azioni gestionali individuate. IL PRESIDIO DI ENI SUI DIRITTI UMANI La tematica dei diritti umani è oggetto di attenzione anche da parte del CdA di Eni, che nel 2023 ha approvato la Policy Rispetto dei Diritti Umani in Eni e la Policy Zero Tolerance contro la violenza e le molestie sul lavoro, e in particolare, dal Comitato Sostenibilità e Scenari, a cui ogni anno vengono presentati i principali aggiorna- menti apportati al sistema di gestione dei diritti umani e le attività condotte. Nel 2024, Eni ha proseguito nel processo di attribuzione al management di incentivi collegati alle performance sui diritti umani, assegnando obiettivi specifici a tutti i livelli manageriali, inclusi i di- retti riporti dell’AD e continuando un percorso di sensibilizzazione e formazione mediante corsi generali dedicati a tutto il personale Eni, corsi specifici su temi e aree particolarmente esposte a rischi di im- patti negativi e workshop pratici per i fornitori sui temi di sicurezza e diritti umani. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 186 La due diligence sui Diritti umani Il percorso intrapreso negli ultimi anni sulla diffusione e il conso- lidamento della cultura del rispetto dei diritti umani ha rafforza- to la due diligence, delineata dalla Policy. L’approccio si basa su una responsabilità condivisa tra più funzioni per la gestione dei processi di maggior rilievo per i rischi sui diritti umani: risorse umane, procurement, security, sostenibilità e compliance. La due diligence è un processo continuo e focalizzato sull’intero spettro delle implicazioni che le attività di Eni potrebbero avere sui dirit- ti umani, andando oltre l’elenco definito dai c.d. “Salient Human Rights Issue”. Tale modello multidisciplinare, multilivello e inte- grato nei processi aziendali, denominato “modello di gestione dei diritti umani”, è basato sul rischio con l’obiettivo di identificare, prevenire, mitigare e rendicontare gli impatti negativi sui diritti umani. FORMAZIONE SUI DIRITTI UMANI 2024 2023 Ore dedicate a formazione sui diritti umani ore 955 (a) 1.182 Dipendenti che hanno ricevuto formazione sui diritti umani (%) 78 77 (a) In particolare, nel 2024 risultano ancora con una fruizione contenuta in relazione al fatto che non si è trattato di un anno caratterizzato da campagne massive. GOVERNANCE E COMMITMENT I diritti umani sono incorporati nelle politiche e nei processi di governance, anche attraverso la strutturazione di adeguati presidi di formazione continua. DUE DILIGENCE Eni ha adottato un sistema di gestione che include un set di processi e strumenti per valutare le questioni, i rischi e gli impatti più rilevanti in materia di diritti umani. ACCESS TO REMEDY Eni assicura un’adeguata gestione dei reclami tramite “Grievance Mechanism” e il processo di whistleblowing. Il modello di gestione dei diritti umani si basa su alcuni elementi chiave che vedono come punto cardine l’impegno dei vertici aziendali e di tut- te le strutture a garanzia dell’applicazione dei principi di tutela e rispet- to dei diritti umani e l’opportuna integrazione nei vari strumenti norma- tivi a tutti i livelli. Elemento rilevante è l’engagement degli stakeholder ed il costante e adeguato accesso a meccanismi di reclamo/canali di segnalazione e rimedi per assicurare che eventuali possibili violazioni dei diritti umani siano tempestivamente intercettate, analizzate, ge- stite e, qualora vengano accertate, siano applicate misure di rimedio. Tale modello si articola su: (i) la mappatura dei Salient Human Rights Issue e il Compliance Risk Assessment; (ii) l’identificazione e valuta- zione dei potenziali rischi o impatti negativi 130 che attività, prodotti o servizi Eni possano causare, o contribuire a causare, strutturandone adeguati presidi a supporto 131 ; (iii) la definizione e l’implementazione di misure di prevenzione o di gestione dei rischi e degli impatti e la previ- sione di misure di rimedio laddove l‘impatto negativo si sia comunque verificato; (iv) il monitoraggio periodico o specifico sulla base di indica- (130) I rischi correlati alla potenziale violazione dei Diritti Umani sono valutati sotto un duplice profilo: (i) rischio di causare (o contribuire a causare) impatti negativi, effettivi o potenziali, con riferimento agli UNGPs e alle Linee Guida OCSE; (ii) rischio di incorrere in sanzioni, perdite finanziarie rilevanti o danni di reputazione (c.d. rischio di compliance). (131) Tali valutazioni possono essere condotte anche attraverso la realizzazione di Human Rights Impact Assessment o Human Rights Risk Analysis (approfonditi nel capitolo Co- munità Locali). tori qualitativi e quantitativi; (v) le attività di planning e reporting volte a definire le direttrici di pianificazione e a fornire una vista di sintesi sulle attività e sulla performance relativa ai diritti umani. I Salient Human Rights Issue L’impegno di Eni, il modello di gestione e le attività condotte sui di- ritti umani si concentrano sui temi considerati più significativi per l’azienda alla luce delle attività di business condotte e dei contesti in cui opera. Il set di temi, c.d. “Salient Human Rights Issue”, identificati per la prima volta nel 2017, è stato oggetto di un aggiornamento nel corso del 2024, attraverso il coinvolgimento in workshop dedicati di oltre cento persone di diverse funzioni aziendali di Eni e lo svolgi- mento di incontri con alcuni autorevoli stakeholder. A valle dell’analisi sono state identificate 13 tematiche principali, suddivise tra lavora- tori, comunità e consumatori, oltre a 5 ulteriori tematiche da moni- torare poiché rilevanti in relazione a specifici segmenti di business o particolari contesti operativi. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 187 Per presidiare questi temi più significativi, Eni si è dotata di model- li risk-based, approfonditi nei seguenti capitoli, che consentono di raccogliere informazioni sul contesto operativo, valutarle in consi- derazione delle specifiche attività condotte e dei processi aziendali, intercettare gli elementi di rischio potenziali e adottare adeguate misure di prevenzione e gestione in considerazione dei livelli di ri- schio stessi. Accesso alle misure di rimedio e meccanismi di segnalazione e grievance Eni si impegna ad adottare, anche in collaborazione con terze parti, misure di rimedio a fronte di eventuali impatti negativi causati (o che abbia contribuito a causare) nonché a compiere il massimo sforzo per garantire un rimedio qualora l’impatto sia direttamente collegato alle proprie attività, prodotti o servizi. A questo scopo, Eni si impegna ad esercitare la propria influenza nei confronti delle terze parti affinché venga posto rimedio agli eventuali impatti negativi direttamente collegati alle loro attività. In linea con questo impegno e in conformità agli standard internazionali, il modello di gestione dei diritti umani di Eni si avvale pertanto di meccanismi di ricezione dei reclami e delle preoccupazioni degli stakeholder, singoli individui, comunità o associazioni d’individui, con particolare attenzione alle categorie più vulnerabili, attraverso i quali possono essere segnalate alla Società anche presunte violazioni dei diritti umani nell’ambito delle attività industriali di Eni. Questi meccanismi consentono (132) Fascicolo di segnalazione: è un documento di sintesi degli accertamenti condotti sulla/e segnalazione/i (che può contenere una o più asserzioni circostanziate e verificabili) nel quale sono riportati la sintesi dell’istruttoria eseguita sui fatti oggetto della segnalazione, l’esito degli accertamenti svolti e gli eventuali piani d’azione individuati. alla Società di intercettare, valutare, gestire e – qualora gli impatti siano accertati – porre in essere le opportune misure di rimedio in maniera tempestiva. In particolare, sono a disposizione degli stakeholder due strumenti specifici cui ricorrere in caso di presunta violazione dei diritti umani: (i) il Grievance Mechanism, ossia il processo di invio, gestione e risoluzione delle istanze o lamentele, in cui i grievance riferiti ai diritti umani classificati come “rilevanti” prevedono uno specifico iter di analisi e risposta (si veda Comunità Locali); (ii) le “Segnalazioni” costituite dalla possibilità, per chiunque, dipendenti o soggetti terzi, di segnalare, in forma confidenziale o anonima, problematiche attinenti al Sistema di Controllo Interno o ad altre materie in violazione del Codice Etico (si veda il capitolo Business Conduct). Per quanto concerne le segnalazioni, nell’anno è stata completata l’istruttoria su 63 fascicoli 132 , di cui 32 afferenti ai diritti umani, principalmente relativi a potenziali impatti sui diritti dei lavoratori e sulla salute e sicurezza occupazionale. In particolare, sono state verificate 64 asserzioni, per 10 delle quali sono stati confermati, almeno in parte, i fatti segnalati ed intraprese azioni correttive per mitigarne e/o minimizzarne gli impatti tra cui: (i) azioni sul Sistema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi, relative all’implementazione e al rafforzamento dei controlli in essere; (ii) azioni di sensibilizzazione sulle tematiche del Codice Etico e della Policy Zero Tolerance; e (iii) azioni verso dipendenti, con provvedimenti disciplinari, secondo il contratto collettivo di lavoro e le altre norme nazionali applicabili. LAVORATORILAVORATORI DIPENDENTI LAVORATORI DELLA VALUE CHAIN COMUNTÀ CONSUMATORI Issue più significative Diritti dei lavoratori Issue da monitorare Issue collegate ai diritti umani Diritti sulle terre Questioni legate all’utilizzo delle forze di sicurezza Popolazioni indigene Human Rights Defender Pratiche commerciali responsabili e protezione dei dati Salute e benessere della comunità Adeguato tenore di vita Violenza di genere Diritti umani nelle aree di conflitto Salute e sicurezza sul lavoro Non discriminazione, diversità e uguaglianza di genere Violenza e molestie Lavoro forzato Condizioni di lavoro Sicurezza occupazionale Lavoro minorile Libertà di associazione e contrattazione collettiva Just TransitionJust Transition ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 188 Contenziosi e meccanismi di rimedio non giudiziali Inoltre, Eni coopera con altri meccanismi di rimedio non giudiziali, quali ad esempio quello previsto e disciplinato dalle Linee Guida OCSE e istituito presso i Punti di Contatto Nazionali dell’OCSE, pre- senti nei vari Paesi. Parte integrante della due diligence è la comu- nicazione dei risultati ottenuti, anche tramite il report di sostenibi- lità Eni for e quello dedicato al tema dei diritti umani Eni for \- Human Rights. L’Azienda, inoltre, valuta lo status dei procedimenti legali a carico dell’impresa, di una sua controllata o di esponenti del top management per violazioni di leggi nazionali o internazionali relative a tali materie, Eni non ostacola in alcun modo il ricorso a meccanismi giudiziari o non giudiziari nonché a quelli istituzionali. Nel 2024 Eni non ha ricevuto alcuna condanna passata in giudicato per violazioni di leggi, regolamenti o altri istituti normativi in mate- ria di diritti umani. FORZA LAVORO DI ENI POLITICHE 133 L’impegno di Eni per la valorizzazione delle proprie persone è in- cluso nel Codice Etico, in cui si ribadisce come le competenze delle persone Eni, a tutti i livelli, siano fondamentali per l’eccel- lenza operativa e l’impegno a promuovere una cultura basata sulla diffusione delle conoscenze, che valorizzi i comportamenti e i contributi di ognuno, credendo nel potere della condivisione, dello scambio di idee e del confronto. Il Codice riconosce anche il ruolo delle diversità e la promozione di una cultura della pluralità, sottolineando l’impegno a creare un ambiente di lavoro inclusivo che rispetti la dignità di ognuno, tenendo in considerazione il con- tributo di ciascuno e riconoscendo la forza delle differenze. Allo stesso tempo, si ribadisce l’impegno di Eni alla tutela del diritto (133) Per ulteriori riferimenti si veda Il sistema normativo, e Principi e criteri metodologici/Politiche. (134) Per le azioni di Eni sul tema privacy si veda il capitolo Fattori di rischio/Rischi connessi alla normativa in materia di protezione dei dati Personali. alla privacy 134 delle proprie persone, trattando i dati personali e le informazioni riservate nel rispetto delle leggi e delle migliori pras- si applicabili. La Policy ECG Rispetto dei Diritti Umani in Eni riconosce e promuove lo sviluppo delle capacità e delle compe- tenze dei dipendenti senza discriminazione alcuna e su una base di parità e la valorizzazione della professionalità delle persone in condizioni di parità e non discriminazione. La formazione viene riconosciuta come leva fondamentale di sviluppo delle conoscen- ze, come elemento strategico per il raggiungimento degli obiettivi di business, nonché come mezzo per fornire ai propri dipendenti i mezzi per acquisire, mantenere e sviluppare le proprie compe- tenze. Nella Policy è sottolineato il divieto di qualsiasi forma di discriminazione, distinzione, esclusione o preferenza fondata su elementi identificativi della persona non collegata ai requisiti ne- cessari all’esecuzione del lavoro, che hanno l’effetto di annulla- re o compromettere la parità di opportunità o di trattamento in materia di impiego o professione. È ribadito anche l’impegno a realizzare la parità di retribuzione tra lavoratrici e lavoratori per un lavoro di uguale valore, sulla base di criteri oggettivi. Inoltre, viene specificata l’adozione di misure e iniziative volte a garantire il “work-life balance” e il benessere organizzativo, promuovendo il sostegno alla genitorialità, tutelando la maternità, e ricono- scendo condizioni non inferiori a quelle previste dalla normati- va internazionale in materia di maternità e paternità alle proprie persone in tutti i Paesi in cui Eni opera. Sono promosse anche misure aggiuntive di agevolazione della genitorialità, garantendo il diritto alla non discriminazione delle persone con responsabilità familiari. Eni garantisce e promuove il diritto dei lavoratori e dei datori di lavoro di costituire, su loro libera scelta, delle organiz- zazioni sindacali, nonché il diritto alla contrattazione collettiva. Inoltre, la Policy ECG Diversity & Inclusion riconosce l’impegno a scongiurare episodi di discriminazione in relazione a: colore, FASCICOLI DI SEGNALAZIONE AFFERENTI IL RISPETTO DEI DIRITTI UMANI 2024 2023 Totale fascicoli (asserzioni) chiusi nell’anno 32 (64) 46 (62) di cui: da dipendenti (a) 11 n.a. Asserzioni fondate 10 8 Asserzioni non fondate/non accettabili (b) /not applicable (c) 54 54 Inerenti episodi di discriminazione 3 (d) 6 (d) Fascicoli di segnalazioni (asserzioni) afferenti al rispetto dei diritti umani relativi a potenziali impatti socio-economici sulle comunità locali 0 0 F ascicoli di segnalazioni (asserzioni) afferenti al rispetto dei diritti umani relativi a potenziali impatti sulla salute, la sicurezza e/o l’incolumità delle comunità locali 1 (2) (e) 1 (2) (e) (a) Al netto degli 11 Fascicoli riferiti a Segnalazioni anonime. L’indicatore è disponibile a partire dal 2024. (b) 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. (c) Asserzioni in cui i fatti segnalati coincidono con l’oggetto di pre-contenziosi, contenziosi e indagini in corso da parte di pubbliche autorità. La valutazione è effettuata previo parere da parte della funzione affari legali o delle altre funzioni competenti. (d) Gli asseriti episodi di discriminazione non hanno evidenziato elementi di fondatezza. (e) Entrambe le asserzioni relative al fascicolo in oggetto non hanno evidenziato elementi di fondatezza. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 189 sesso, religione, origine etnica, opinione politica, origine sociale o ascendenza nazionale, condizioni di disabilità, identità di genere, orientamento sessuale, status sociale, età o qualsiasi altra forma di diversità contemplata dal diritto internazionale. Tale Policy sup- porta lo sviluppo di un business internazionale basato su equità, dignità, pari opportunità, diffusione di valori etici, valorizzazione delle diversità, integrazione e non discriminazione, e promuove la parità di genere e l’empowerment femminile sul lavoro, nelle pratiche di business e nei rapporti con le comunità dei Paesi in cui opera. Viene ribadito l’impegno a garantire che le proprie ini- ziative di comunicazione, anche commerciale, promuovano una visione inclusiva della Società stessa e rifuggano il ricorso a ste- reotipi di genere. Inoltre è esplicitata la volontà di garantire un ambiente di lavoro fisicamente e socialmente equo, fornire a cia- scuna persona gli strumenti necessari per avere pari accesso alle risorse e alle opportunità aziendali basandosi sul principio di pari opportunità e non discriminazione e rimuovere gli ostacoli cultu- rali, organizzativi e materiali che limitano la libertà d’espressione delle persone e la loro completa valorizzazione. La Policy Zero Tolerance, specificatamente vieta senza alcuna eccezione ogni forma di violenza e molestie sul lavoro all’interno della società. Inoltre, nel corpo normativo interno vengono definite le modalità di gestione legate alla forza lavoro. TARGET E IMPEGNI I target e gli impegni di Eni legati al Capitale Umano vengono defi- niti sulla base dell’evoluzione dell’assetto risorse e in coerenza con la strategia di medio-lungo termine del percorso di Just Transition, nonché considerando anche il trend dei dati storici e previsionali dei piani occupazionali; in caso di raggiungimento del target essi ven- gono rivalutati e modificati di conseguenza. Tali indicatori vengono monitorati trimestralmente attraverso la reportistica standard verso i responsabili del personale dei diversi business e, conseguentemen- te, vengono definite/implementate eventuali azioni correttive. I prin- cipali dati occupazionali e relativi trend vengono inoltre condivisi con i rappresentanti dei lavoratori in occasione del Comitato Aziendale Europeo e del Global Framework Agreement, al fine di presentarne e commentarne gli sviluppi. Inoltre, sempre su base trimestrale viene svolta la valutazione e il monitoraggio degli indicatori alla base dei target per verificare che gli andamenti siano in linea con i piani di sviluppo, segnalare eventuali criticità e impostare eventuali azioni correttive, ove necessario. Target Al Performance al 2024 Anno base e relativo valore di riferimento Note (Scopo, metodologia, evidenze) +4 p.p della popolazione femminile al 2030 +3,8 p.p. 2020: 24,6% Target relativo Perimetro: consolidate integrali +3,8 p.p. personale femminile in posizioni di responsabilità (Dirigenti e Quadri) al 2030 +3,4 p.p. 2020: 26,6% Target relativo Perimetro: consolidate integrali +6,5 p.p. popolazione under 30 al 2030 +3,5 p.p. 2020: 6,7% Target relativo Perimetro: consolidate integrali +2 p.p. presenza dipendenti non italiani in posizione di responsabilità (a) al 2030 -1,2 p.p 2020: 18,6% Target relativo Perimetro: consolidate integrali +15% ore di formazione (b) al 2028 in lieve riduzione rispetto al 2023 2024: 1.027.822 Target relativo Perimetro: consolidate integrali (a) La riduzione del target risente della rielaborazione dei perimetri a seguito di operazioni di M&A di società importanti come, ad esempio, la cessione degli asset onshore in Nigeria. (b) La riduzione del target dal 20% al 15% risente delle iniziative di recupero efficienza e contenimento costi avviati nel 2024. IMPATTI, RISCHI 135 E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI Eni pone il capitale umano 136 al centro della propria strategia 137 , pro- muovendo il benessere dei lavoratori tramite iniziative di welfare e sup- portando lo sviluppo delle competenze dei dipendenti finalizzato alla crescita professionale. 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 ac- crescere nel tempo il valore del capitale umano attraverso iniziative di upskilling e reskilling, volte ad arricchire o a riorientare il set di com- petenze e ad attrarre talenti, sfruttando l’opportunità data dalle nuove (135) La disclosure relativa ai rischi legati alla forza lavoro propria è riportata nel capitolo Salute & Sicurezza. (136) Rappresentato da tutti i dipendenti diretti operanti in Italia e all’estero. Nei dipendenti diretti non sono inclusi i contrattisti che sono invece considerati, come lavoratori della catena del valore. (137) Per approfondimenti su come gli impatti relativi ai lavoratori propri siano connessi e tenuti in considerazione nella definizione della strategia e business model aziendali, si veda il capitolo Attività di stakeholder engagement. competenze presenti sul mercato al fine di sviluppare tecnologie e bu- siness emergenti. Al contempo, al fine di presidiare i potenziali impatti negativi che l’attività può produrre sui propri lavoratori, Eni pone al cen- tro del proprio agire il costante rispetto dei diritti umani in materia di lavoro (ad esempio orario di lavoro, salari adeguati, libertà di associa- zione e contrattazione collettiva e sicurezza in materia di occupazio- ne). Il settore, infatti, presenta condizioni di lavoro spesso complesse, caratterizzate da turni di lavoro notturni e prolungati, atti a garantire la continuità operativa. Inoltre, particolare attenzione è posta al presidio della non discriminazione, al rispetto della parità di trattamento e op- portunità (nelle fasi di assunzione, formazione, percorso professionale ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 190 e progressione di carriera) e alla prevenzione contro la violenza e mole- stie di natura fisica, piscologica o verbale, incluse quelle di genere. L’e- splorazione, lo sviluppo e la produzione vengono spesso effettuati lon- tano dalle aree popolate, spesso ricorrendo ad accordi di rotazione tra periodi di più giorni o più settimane. Inoltre, seppure tradizionalmente i lavoratori del settore siano rappresentati da sindacati e coperti da ac- cordi di contrattazione collettiva, alcune risorse operano in Paesi in cui questi diritti sono limitati e pertanto maggiormente esposti a rischi di intimidazioni o trattamenti iniqui. Inoltre, le condizioni, i luoghi di lavoro, le competenze e le tipologie di mansioni svolte nell’ambito delle attività del settore potrebbero essere causa di potenziali condizioni di discri- minazione, nonché essere caratterizzati da una presenza prevalente di determinate categorie di lavoratori (ad esempio uomini). Casi di discri- minazione possono riguardare etnia, genere, orientamento sessuale, disabilità, religione, nazionalità e status dei lavoratori. Infine, il percorso di decarbonizzazione sarà accompagnato da un riassetto industriale che consisterà nella trasformazione di alcuni siti produttivi, come per esempio la chimica di base e la raffinazione tradizionale, con possibile impatto sui lavoratori della propria forza lavoro. Per i rischi materiali si veda il capitolo Salute e Sicurezza, al netto del rischio trasversale di Cyber Security approfondito nel capitolo Business Conduct. COINVOLGIMENTO DEI LAVORATORI 138 Relazioni industriali Un ruolo centrale nella costruzione della relazione con i lavoratori e nella tutela dei loro diritti è rappresentato dal modello di relazioni industriali di Eni, gestito dalla funzione dedicata. In ambito nazionale, Eni coinvolge i propri lavoratori sia attraverso gli incontri previsti dal Protocollo INSIEME, come ad esempio il Comitato Strategico, che affronta tematiche quali cessioni di ramo d’azienda, razionalizzazio- ne organico e ricambio generazionale, riconversione di siti produttivi e revisioni organizzative rilevanti (con cadenza semestrale o quando necessario), sia attraverso altri strumenti come la Commissione Bi- laterale sul Lavoro Agile, che verifica l’applicazione dell’accordo sul Lavoro Agile, ne analizza gli impatti sull’organizzazione del lavoro, gestisce criticità locali e riporta periodicamente i risultati alle parti fir- matarie. In ambito internazionale Eni ha istituito, già dal 1995, il pro- prio Comitato Aziendale Europeo 139 (CAE), che si concentra nel peri- metro dello Spazio Economico Europeo principalmente su tematiche relative a programmi di attività/investimenti/acquisizione o cessione di business, prospettive occupazionali, salute e sicurezza sul lavoro, politiche ambientali e sostenibilità. Ne fanno parte i rappresentanti dei lavoratori Eni italiani ed europei, rappresentanti delle organizza- zioni sindacali italiane, e un rappresentante del sindacato europeo IndustriAll European Trade Union. Altro strumento europeo è l’Osser- vatorio Europeo per la Salute, Sicurezza ed Ambiente dei Lavoratori, dove vengono condivisi dati e strumenti di analisi e gestionali relativi (138) Si veda per approfondimenti il capitolo Attività di stakeholder engagement. (139) Organismo rappresentante dei lavoratori previsto dalla direttiva europea 94/45/CE, che favorisce l’informazione e la consultazione transnazionale dei lavoratori nelle imprese e nei gruppi di dimensioni comunitarie. a: infortuni, incidenti e malattie professionali, evoluzione normativa, aspetti ambientali e sanitari, presidio dei temi climatici ed efficienza energetica. Sono previsti una riunione annuale del CAE e dell’Osser- vatorio Europeo per la Salute, Sicurezza ed Ambiente dei Lavoratori e almeno tre incontri annuali del Comitato ristretto del CAE con le funzioni competenti di Eni. Infine, il Global Framework Agreement on International Industrial Relations and Corporate Social Respon- sibility (GFA), a carattere internazionale ed extra-europeo ed in corso di rinnovo nel 2025, coinvolge annualmente i delegati dei lavoratori Eni internazionali ed europei, i rappresentanti delle organizzazioni sindacali italiane ed un rappresentante del sindacato globale Indu- striALL Global Union. L’Accordo rappresenta un impegno concreto di Eni per orientare gli indirizzi di sostenibilità, per definire le strategie basate sui principi di integrità e trasparenza, per favorire la lotta alla corruzione, il rispetto dei diritti umani, del lavoro, della salute e della sicurezza delle persone per la tutela dell’ambiente e dello sviluppo sostenibile. Per ogni incontro viene condivisa documentazione di dettaglio e a valle viene redatto un verbale, sottoscritto da entrambe le parti, con quanto concordato e discusso. L’engagement dei lavora- tori con riferimento alle tematiche relative alla transizione sostenibile si realizza anche attraverso l’utilizzo di strumenti come il Protocollo INSIEME, che sancisce la nascita di un nuovo modello di relazioni industriali, per accompagnare efficacemente i processi di trasfor- mazione e per condividere un Patto Generazionale che consenta il rinnovamento e l’aggiornamento delle competenze professionali e la costruzione, insieme agli stakeholder, di un quadro normativo chiaro, favorevole agli investimenti e in grado di combinare la sostenibilità economico-finanziaria con quella ambientale e sociale. Altre iniziative di coinvolgimento Tra le iniziative di engagement e ascolto delle persone Eni, si segna- lano le iniziative per raccogliere spunti rilevanti sulle esigenze dei di- pendenti di Eni (a partire dagli under 35) in ambito Welfare, l’analisi di clima aziendale, nonché le iniziative di ascolto mirate su alcune materie (D&I). Con riferimento alle azioni intraprese verso persone più vulnerabili e meno rappresentate, Eni ha avviato le seguenti azioni: (i) formazione periodica dedicata a tutte le persone per sviluppare una maggiore consapevolezza sulla cultura dell’inclusione; (ii) formazio- ne specifica con l’obiettivo di acquisire le competenze necessarie per gestire i possibili pregiudizi inconsapevoli nel processo di selezione e nei colloqui gestionali; (iii) iniziative di comunicazione e sensibilizza- zione interna D&I presso le sedi direzionali e nei siti operativi in Italia e all’estero; (iv) iniziative di ascolto per misurare l’impatto e la sensibilità aziendale delle iniziative D&I e per generare e progettare nuove inizia- tive con focus particolare nel 2024 su disabilità e intergenerazionalità; (v) assessment della maturità D&I presso consociate all’estero attra- verso l’ascolto delle persone finalizzato alla definizione di un piano di iniziative comuni e specifiche per le singole realtà; (vi) consolidamento RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 191 di una community D&I sia all’interno dell’azienda, attraverso il coin- volgimento e la partecipazione attiva delle persone Eni, sia all’esterno attraverso partnership e iniziative di networking (es. Women X Impact) e l’adesione ad associazioni nazionali e internazionali focalizzate sui temi D&I (es. Parks e Valore D); (vii) promozione di una cultura dell’in- clusione attraverso azioni di comunicazione esterna, sensibilizzazione nelle scuole (con i progetti di Eniscuola e Valore D), contenuti sulle piattaforme digitali (es. podcast e webinar powered by Eni) e parte- cipazione ad eventi esterni. Tutte le iniziative sono coordinate da una funzione aziendale dedicata alle tematiche di D&I. Valutazioni e feedback L’azienda nelle proprie procedure interne promuove e valorizza l’u- tilizzo in modo continuo e diffuso del feedback, che consente l’e- spressione di valori fondamentali della propria cultura. Un feedback puntuale, oggettivo, costruttivo e tracciato tramite sistemi azienda- li, contribuisce infatti allo sviluppo e all’engagement delle persone Eni non solo in occasione di processi istituzionali (valutazione delle performance), ma anche in modo continuativo e ogni qual volta si manifesti l’esigenza di confronto e ascolto reciproco tra responsa- bile e collaboratore. Alla base del processo di valutazione vi sono obiettivi coerenti con la strategia Eni, sfidanti e bilanciati in rela- zione al ruolo assegnato. Per quanto riguarda i Dirigenti e Senior Manager, sono previsti obiettivi di business e comportamentali, mentre per le altre risorse sono previsti obiettivi quali/quantitativi coerenti con le responsabilità ricoperte e obiettivi comportamenta- li, adattabili nel corso dell’anno sulla base del confronto tra respon- sabile e collaboratore. Meccanismi di segnalazione e rimedio Gli strumenti, regolamentati nell’ambito del sistema normativo azien- dale, a cui è possibile ricorrere in caso di presunta violazione del Codice Etico, dei diritti umani 140 e delle predisposizioni in materia di sicurezza e salute nei confronti dei propri lavorati sono il Grievance Mechanism e le Segnalazioni. Per ulteriori dettagli su questi canali e per l’approccio di gestione dei remedy ed eventuali azioni intraprese nell’anno si rimanda al capitolo I Diritti Umani per Eni mentre per le misure di protezione del segnalante al capitolo Business Conduct. AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI Il modello di business di Eni si fonda sulle competenze interne, un pa- trimonio su cui Eni continua ad investire per assicurarne l’allineamen- to con le esigenze di business, in coerenza con la propria strategia di lungo termine. L’evoluzione del business comporta un importante impegno per accrescere nel tempo il valore del capitale umano ed in tale ottica, Eni si impegna a dare priorità ai programmi dei lavoratori, in linea con il percorso di Just Transition, con l’obiettivo di sostenerne la ricollocazione in attività nuove o trasformate. Nel 2024 sono pro- (140) Per la disclosure relativa al numero di incidenti gravi relativi ai diritti umani connessi alla forza lavoro propria, si rimanda al capitolo I Diritti Umani per Eni. seguite le iniziative volte alla diffusione e assimilazione nei processi e nella cultura interna di un nuovo modello di capacità e comporta- menti volti alla gestione efficace della transizione, avviando anche processi di revisione dei modelli professionali e l’aggiornamento delle competenze, sia soft skills che hard skills, per favorire la crescita di professionalità più complete ed integrate. In questo quadro si inseri- scono le iniziative di formazione su tematiche quali economia circola- re, decarbonizzazione ed energie rinnovabili, finalizzate a garantire un upskilling continuo. Relativamente alla gestione delle proprie risorse, Eni ha avviato un nuovo modello di gestione delle risorse che defini- sce percorsi di sviluppo, lungo tutto il ciclo di vita aziendale, diversifi- cati 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 appartenenza e la proattività delle perso- ne. Relativamente all’impatto sui lavoratori della propria forza lavoro dovuto al processo di conversione industriale Eni si impegna a: (i) proseguire il processo di ricambio delle competenze al fine di sup- portare la trasformazione di Eni in coerenza con gli obiettivi e i target di decarbonizzazione definiti nell’ambito del processo di transizione energetica; (ii) perseguire lo sviluppo del modello satellitare, il recu- pero di efficienza organizzativa sulle funzioni trasversali di supporto al business e il riassetto industriale dei settori di business tradizionali anche attraverso iniziative volte a valorizzare le competenze interne disponibili con opportuni programmi di formazione e mobilità inter- na. Guardando al mercato del lavoro, Eni è costantemente impegnata ad attrarre le migliori professionalità, con caratteristiche distintive e orientate alle diverse esigenze delle linee di business. Le competen- ze professionali richieste mutano, infatti, in relazione all’evoluzione della strategia aziendale ed è necessario che ci sia nel tempo piena rispondenza tra tali dinamiche per poter garantire il costante aggior- namento dei profili professionali rispetto ai fabbisogni espressi dalle diverse aree di business. In un’ottica di continua ingegnerizzazione e upskilling delle competenze, viene pertanto garantita la realizzazione di programmi strutturati di orientamento, dove l’obiettivo è quello di accompagnare le nuove generazioni verso una scelta più consape- vole del percorso formativo/professionale da intraprendere, e di piani di Talent Attraction, anche verticali e legati a settori specifici, sia per profili Expert che per profili Junior, nonché iniziative mirate alla pre- parazione di pool di persone che possano rappresentare al meglio la Strategia e i business nei diversi contesti di esposizione del brand Eni (Global Ambassador Programme). Sul piano della comunicazio- ne rimangono centrali, infine, le azioni di Employer Branding attuate attraverso campagne di recruiting sui principali canali media, digital e tradizionali. Con riferimento agli impatti, nel 2024 a seguito di casi accertati di violenza e molestie di natura fisica, piscologica o verba- le (rilevati mediante canale di whistleblowing), Eni è intervenuta con licenziamento e sospensione dal lavoro, sia nei confronti degli autori delle molestie che di altri dipendenti i cui comportamenti avevano contribuito alla compromissione dell’ambiente di lavoro. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 192 Modello di gestione dei diritti umani di Eni - persone Eni A partire dal 2020 è stato introdotto un modello risk-based di valu- tazione del presidio dei diritti umani sul posto di lavoro finalizzato a segmentare le società Eni in base a parametri quantitativi e qualitativi che colgono le caratteristiche e i rischi specifici del Paese/contesto operativo e legati al processo di gestione delle risorse umane (tra cui il contrasto a ogni forma di discriminazione, la parità di genere, le con- dizioni di lavoro e la libertà di associazione e contrattazione collettiva). Questo approccio identifica le eventuali aree di rischio, o di migliora- mento, per le quali definire delle azioni specifiche da monitorare nel tempo. Nel corso del 2024 è stata approfondita l’applicazione del mo- dello nelle società controllate della Direzione Energy Evolution, svolta nel 2023, 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 risk-based di valutazione del presidio dei diritti umani sul posto di lavoro. Work-life balance e Welfare Eni si è dotata di un sistema di welfare aziendale e benefit che com- prende un insieme di servizi, iniziative e strumenti, volti a migliorare 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 genitorialità e disabilità ma anche della salute delle persone o dei loro familiari con- viventi, modello 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 genitoria- lità, in tutti i Paesi di presenza, Eni ha continuato a riconoscere quale trattamento minimo, in difetto di una normativa applicabile di miglior favore: 10 giorni lavorativi retribuiti al 100% ad entrambi i genitori, 14 settimane minime di congedo per il primary carer come da conven- zione 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 riguardanti l’ambito familiare (dai servizi ricreativi ed educa- tivi per i figli, a quelli di assistenza per i familiari non autosufficienti), della promozione della salute e del benessere psicofisico (iniziati- ve di prevenzione dedicate, sportello psicologico e disponibilità di strutture sportive convenzionate) ed interventi di supporto al reddito (prestiti agevolati, previdenza complementare e assistenza sanitaria integrativa). Il 2024 è stato caratterizzato da un lato dal consolida- mento delle nuove linee di servizio in ambito genitorialità attivate a seguito della loro definizione nel Protocollo NOI sottoscritto con le organizzazioni sindacali, dall’altro dall’avvio di una fase di studio e di analisi dell’offerta esistente, anche attraverso benchmark, per indivi- duare azioni di ridefinizione e miglioramento dell’as-is. Diversity & Inclusion 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 di bilanciamento vita privata-lavoro, e le principali aree di azione sono: (i) Empowerment femminile: proseguono le azioni per attrarre i talenti femminili, attra- verso l’organizzazione e la promozione di iniziative per gli studenti di orientamento verso le materie STEM, con focus sulla parità di genere e la crescente ed efficace testimonianza delle Role Model e Ambassador interne, per le pari opportunità nel mondo del lavoro del settore dell’e- nergia. Eni ha mantenuto nel 2024 la collaborazione con Valore D e, in ambito procurement, con Open-ES per la diffusione delle strategie D&I nella filiera di fornitura con un focus sulle PMI. Nel 2024 è stata com- pletata la progettazione di una iniziativa denominata WIP (Women in power) che avrà piena realizzazione nel primo semestre 2025. Tale ini- ziativa riguarda uno specifico intervento formativo volto a promuovere lo sviluppo professionale. Eni ha rinnovato la partnership con Woman X Impact, il summit annuale dedicato alle tematiche relative alla gender parity, alla leadership femminile e al self branding attraverso il networ- king femminile. Tra le altre attività, sono stati realizzati eventi in presen- za nelle sedi direzionali di Roma e Milano nei quali si è parlato del ruolo delle donne nel mondo STEM (Science, Technology, Engineering and Mathematics), degli stili di leadership femminile e dell’importanza del networking; (ii) Parità di genere e genitorialità: a seguito dell’adozio- ne da parte di Eni del Codice di Autodisciplina per le imprese in favore della maternità, nel corso del 2024 è stato istituito il Tavolo di Lavoro interfunzionale finalizzato all’introduzione di nuove misure per la geni- torialità, alla loro comunicazione efficace alle persone di Eni e alla for- malizzazione di un sistema di Gestione per la Parità di genere; (iii) lnter- culturalità: sono stati organizzati workshop presso alcune consociate di Eni all’estero per accrescere la consapevolezza sulle tematiche D&I, anche attraverso lo storytelling delle persone locali e il coinvolgimento di testimonial esterni; (iv) lntergenerazionalità: in aggiunta all’iniziativa di ascolto realizzata nel 2024, è stato promosso un evento focalizzato a ripercorrere i valori e i driver lavorativi che accomunano e distinguono i bisogni delle persone di diversa generazione e in che modo le persone di diversa età entrano in relazione tra di loro al di là dei loro ruoli formali in azienda; (v) Orientamento sessuale e identità di genere: sono prose- guite le attività di sensibilizzazione sul tema, in particolare è stato orga- nizzato un evento interno sul filone sport e coming out; (vi) Disabilità e fragilità: in aggiunta all’iniziativa di ascolto sulle persone con disabilità, sono proseguiti i lavori per definire una strategia di attraction, gestione e sviluppo delle persone con disabilità, e delle linee guida per l’accessi- bilità degli edifici e per l’accessibilità digitale. Inoltre, Eni ha proseguito la collaborazione con Auticon e avviato una collaborazione con l’Asso- ciazione Italiana Dislessia a testimonianza dell’impegno crescente di Eni a favore delle neurodivergenze. Nel 2024 è stato realizzato anche un piano di comunicazione mirato a diffondere la Policy D&I tra i di- pendenti anche nei contesti operativi in Italia e all’estero. La Policy D&I è stata inoltre adottata nelle consociate e controllate all’estero come previsto dal sistema normativo di Eni. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 193 Formazione e sviluppo Eni continua a considerare la formazione come una leva fondamentale nel supportare l’azienda nel processo di cambiamento, in coerenza con le strategie definite nell’ambito della transizione energetica e della tra- sformazione digitale. Mirati interventi formativi che coprono a 360 gradi tutti gli aspetti di crescita tecnico-professionale, trasversale, personale, attraverso opportuni interventi di upskilling e reskilling e nell’ottimale mix tra formazione in presenza e a distanza, restano la chiave per la costru- zione delle competenze del futuro nelle direzioni definite dagli obiettivi aziendali. L’efficacia dei moduli formativi viene misurata attraverso que- stionari di fine corso che il dipendente compila per constatare il raggiun- gimento degli obiettivi formativi. Pertanto, ove previsto, al termine dei percorsi sono presenti: nei percorsi di tipo tecnico specialistico, un test di apprendimento di fine corso; nei corsi obbligatori in ambito sicurez- za, prove pratiche o teoriche per il superamento del corso; nei corsi di lingua, test conclusivi per attestare il raggiungimento del livello previsto; nei percorsi di tipo comportamentale, questionari di autovalutazione sulle competenze acquisite. Relativamente alle spese rilevanti nel 2024 in ambito forza lavoro di Eni (escluse quelle relative al costo del lavoro esplicitate nella Nota 30 Costi - “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi” del Bilancio Consolidato), si segnalano spese totali di formazio- ne che sono state pari a €31,3 mln (di cui €0,32 mln per attività di D&I) e che si prevedono per il prossimo quadriennio pari a €139 mln, di cui €1,7 mln per iniziative D&I. Per le altre spese rilevanti relative alla forza lavoro di Eni si veda il capitolo Salute e Sicurezza. SPESE DI FORMAZIONE (a) 2024 2023 Spesa media per formazione e sviluppo per dipendenti full-time (€) 976,2 1.005,1 (a) Le voci in tabella sono incluse nella Nota 30 Costi - “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi” del Bilancio Consolidato. METRICHE 141 (141) Per la metodologia e area di consolidamento si veda il capitolo Principi e Criteri Metodologici. OCCUPAZIONE, DIVERSITY, FORMAZIONE E RELAZIONE INDUSTRIALI 2024 2023 Dipendenti (head count) (numero) 31.669 32.321 Uomini 22.695 23.472 Donne 8.974 8.849 Dipendenti per area geografica Italia 21.688 21.336 Africa 1.769 2.711 Americhe 1.328 1.930 Asia 2.515 2.506 Australia e Oceania 103 101 Resto d'Europa 4.266 3.737 Lavoratori a tempo indeterminato 30.858 31.383 Donne 8.763 8.595 Uomini 22.095 22.788 Lavoratori a tempo determinato 811 938 Donne 211 254 Uomini 600 684 Lavoratori atipici interinali (agency workers, contractors, ecc.) 1.433 2.793 Donne 526 684 Uomini 907 2.109 Lavoratori full-time 31.248 31.945 Donne 8.623 8.516 Uomini 22.625 23.429 Lavoratori part-time 421 376 Donne 351 333 Uomini 70 43 Dipendenti all’estero locali (%) 85 86 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 194 Occupazione e Diversity La diminuzione dell’occupazione complessiva è riconducibile ad operazioni di M&A (cessioni in ambito Enilive e Upstream parzial- mente compensate dalle acquisizioni dei gruppi Aten Oil e Neptu- ne) e al saldo di efficienza gestionale. Complessivamente, nel 2024 sono state effettuate 2.981 assunzioni (+13,3% ca. vs. 2023) di cui 2.616 con contratti a tempo indeterminato (+34,2% ca. vs. 2023). Circa il 53% delle assunzioni a tempo indeterminato ha interessato dipendenti fino ai 30 anni di età. Sono state effettuate 3.183 risolu- zioni (902 in Italia e 2.281 all’estero) di cui 2.813 di dipendenti con contratto a tempo indeterminato, con un’incidenza di personale femminile pari a ca. il 36%. Il 71% dei dipendenti con contratto a tempo indeterminato che ha risolto il rapporto di lavoro nel 2024 aveva età inferiore a 50 anni. Il processo di trasformazione di Eni, che necessita di un forte ricambio di competenze per sostenere la transizione energetica, è evidenziato anche dall’andamento del tasso di turnover che nel 2024 aumenta di 2,6 p.p. rispetto al 2023, anno in cui si è registrato il valore più rilevante degli ultimi 4 anni. La presenza media di personale locale all’estero è sostanzialmen- te costante e mediamente intorno all’86% nell’ultimo triennio. L’età media delle persone Eni nel mondo è di 44,9 anni (45,6 in Italia e 43,4 all’estero), sostanzialmente in linea rispetto al 2023 (44,7) gra- zie all’importante lavoro di turnover e al programma di assunzioni di professionalità innovative e figure junior. Il dato relativo ai lavo- ratori non dipendenti varia a seconda delle esigenze di business e delle flessibilità operative richieste ovvero dalla loro trasformazione in contratti stabili. Rispetto al 2023, il numero dei lavoratori non dipendenti ha registrato un decremento principalmente per opera- zioni di M&A. OCCUPAZIONE, DIVERSITY, FORMAZIONE E RELAZIONE INDUSTRIALI 2024 2023 Dipendenti non italiani in posizioni di responsabilità 17,4 19,1 Assunzioni da contratto a tempo indeterminato (numero) 2.616 1.949 Risoluzioni da contratto a tempo indeterminato 2.813 1.942 Tasso di Turnover (%) 8,8 6,2 Lavoratori non dipendenti (numero) 1.433 2.793 Dipendenti per fasce d’età Under 30 anni 3.185 3.240 30-50 17.781 18.427 Over 50 10.703 10.654 Dipendenti in posizione di responsabilità (Dirigenti (a) ) 926 941 Donne (numero) (%) 173 (18,68) 171 (18,17) Uomini 753 (81,32) 770 (81,83) Dipendenti coperti da strumenti di valutazione delle performance (dirigenti, quadri, giovani laureati) (%) 94 85 Dipendenti coperti da review annuale (dirigenti, quadri, giovani laureati) 98 95 Donne 97 n.a. Uomini 99 n.a. Ore di formazione totale (ore) 1.027.822 1.154.495 Ore di formazione fruite medie per dipendente 32,1 36,7 Donne 27,1 27,5 Uomini 34,0 40,1 Dipendenti che hanno diritto al congedo parentale (%) 100 100 Dipendenti che hanno usufruito del congedo parentale 3 3 Donne 4 4 Uomini 3 3 Gender pay gap 6,8 3,4 Total remuneration ratio (numero) 157 180 Dipendenti coperti da contrattazione collettiva (%) 83,50 86,95 Italia (b) 100 100 Estero 40,10 56,28 Dipendenti iscritti ai sindacati (b) 36,74 36,65 (a) Si fa riferimento a tutti i dipendenti dell’azienda che, per loro competenza e capacità manageriali, ricoprono ruoli di elevata responsabilità, di autonomia e di potere decisionale tale da promuovere, indirizzare e gestire il raggiun- gimento degli obiettivi dell’azienda. (b) All’interno dello Spazio Economico Europeo, viene considerato solo il perimetro Italia in quanto identificato come unico Paese in cui Eni opera con almeno 50 dipendenti e che rappresenta almeno il 10% del totale dei lavoratori. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 195 Relazioni sindacali 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 40,10%. Nei Paesi in cui i dipendenti non sono coperti da contrattazione collettiva, Eni assicura in ogni caso il pieno rispetto del- la 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 e Valorizzazione delle persone Il 2024 si assesta su valori confrontabili con l’anno precedente, pur registrando una riduzione anche in coerenza con una razionalizza- zione dei piani formativi. In particolare, si riscontra un decremento dell’11% delle ore totali fruite e del 12,5% della formazione media per dipendente. In contenimento anche la spesa media nell’ordi- ne del 3%. Delle oltre 1 milione di ore di formazione nell’anno, il 76% sono state fruite da uomini e il 24% da donne, raggiungendo una distribuzione coerente a quella della popolazione Eni, con un aumento della fruizione da parte delle donne dal 20% nel 2023 al 24% nel 2024, come effetto dell’impegno verso il sostegno della presenza e sviluppo delle professionalità femminili in azienda. Per quanto riguarda la valutazione delle performance, nel 2024 si con- ferma una copertura completa dei senior manager e un trend in aumento su quadri e giovani laureati, raggiungendo complessiva- mente il 94% della popolazione di dirigenti, quadri e giovani laureati. Tale incremento è dovuto all’utilizzo sempre più consolidato della nuova scheda rolling per la popolazione non manageriale nel cor- so dell’anno. Sullo stesso bacino, anche relativamente alla review annuale, si registra un trend in aumento con un livello complessivo del 98%. Nella rappresentazione per Genere il processo di review annuale risulta sostanzialmente in linea con il trend generale e non emergono differenze di rilievo. Remunerazione e salari adeguati Per quanto riguarda il rapporto tra la remunerazione dell’AD/DG e la mediana dei dipendenti (Total remuneration ratio), l’indicatore nel 2024 risulta in riduzione rispetto al 2023 ed è pari a 157 per la remunerazione totale e a 34 per la remunerazione fissa. Il Gender Pay Gap, ovvero il gap retributivo tra uomo e donna a livello globale è di +6,8%. L’incremento rispetto al 2023 dipende dall’acquisizione/ dismissione di società estere e può essere influenzato da fattori oggettivi non discriminatori e non considerati dall’indicatore, qua- li: livello di categoria professionale e ruolo ricoperto, anzianità nel ruolo, orari e condizioni di lavoro (es. turni e relative indennità), per- formance individuale, nonché dalla numerosità e distribuzione del- la popolazione femminile nei diversi Paesi e categorie professionali rispetto alla popolazione maschile. Pertanto, Eni effettua ulteriori analisi, a parità dei fattori oggettivi sopra menzionati, al fine di evi- (142) Per ulteriori riferimenti MDR si veda Il sistema normativo, e Principi e criteri metodologici/Politiche. denziare eventuali gap non motivati e adottare le opportune azioni correttive. In particolare, nel 2024 l’analisi a parità di livello di ruolo/ anzianità ha evidenziato un pay gap medio a livello globale pari al 2,1%. Per garantire salari dignitosi, Eni applica, in ciascun Paese in cui opera, riferimenti salariali di politica ampiamente superiori ai minimi di legge/contrattuali, nonché al 1° decile del mercato retri- butivo locale e verifica annualmente il posizionamento retributivo delle proprie persone, adottando eventuali azioni correttive. I rife- rimenti che Eni utilizza per il confronto sono i minimi stabiliti per legge o per contratto in ciascun Paese e i minimi di mercato delle medie/grandi aziende locali, largamente superiori alle soglie di po- vertà stabilite da Eurostat per l’Unione Europea e da Wage Indicator per gli altri Paesi. Maggiori dettagli sugli indicatori di pay gap e dei minimi salariali e sulle politiche di remunerazione Eni sono riportati nella Relazione sulla Politica di Remunerazione 2025 e sui com- pensi corrisposti. SALUTE & SICUREZZA POLITICHE 142 L’impegno di Eni per la salute e sicurezza della propria forza lavoro, è incluso nel Codice Etico, dove si ribadisce l’importanza della pro- mozione della salute e della sicurezza delle persone. Salute e Sicu- rezza vengono tutelate nel rispetto dei più alti standard internazionali, delle specifiche normative e dei regolamenti dei Paesi, con un’ottica di miglioramento continuo e responsabilizzazione di tutti i livelli azien- dali, per assicurare una gestione basata sui principi di precauzione, prevenzione, protezione e gestione del rischio. Sono predisposti ido- nei strumenti di prevenzione e protezione da ogni comportamento colposo o doloso, anche di terzi, che potrebbe provocare danni diretti o indiretti alle Persone di Eni e/o alle risorse materiali e immateriali dell’azienda e viene assicurato un flusso informativo chiaro e traspa- rente nei confronti delle persone Eni, della collettività e dei partner sulle necessarie misure preventive e protettive da attuare, per elimi- nare (e quando questo non è possibile, mitigare) i rischi e le criticità dei processi e delle attività. La Policy Rispetto dei Diritti Umani in Eni ribadisce l’impegno del Codice Etico di garantire un ambiente di lavoro sicuro e sano per tutti i lavoratori ed i principi di riferimento, esplicitando anche l’integrazione della prospettiva di genere nei mo- delli operativi, con l’impegno ad operare in un’ottica di miglioramento continuo e responsabilizzazione di tutti i livelli aziendali. La promo- zione della salute e del benessere – fisico, mentale e sociale – delle proprie persone è assicurata 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 del- la salute, garantendo l’adozione di una prospettiva di genere, nonché una particolare attenzione alle situazioni di maggiore fragilità e le attività a tutela e promozione della comunità. Infine, nel corpo nor- mativo interno vengono definiti l’impegno e le modalità operative per ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 196 assicurare la sorveglianza sanitaria e prevenire l’insorgere di malattie di origine lavorativa, la clusterizzazione in base al rischio salute e rela- tivi adempimenti, le modalità di gestione delle emergenze sanitarie. I temi di sicurezza entrano nel corpo normativo interno HSE che, tra le tematiche, affronta gli impegni e le modalità operative per sviluppare idonee misure di prevenzione e protezione a tutela del personale, dei fornitori e degli asset di proprietà, oltre che il costante mantenimento in efficienza degli stessi. Tale corpo normativo ne approfondisce il sistema di gestione che comprende, oltre alla sicurezza sul lavoro e l’igiene industriale, la sicurezza di processo con lo scopo di prevenire rischi di incidente significativi con l’applicazione di elevati standard gestionali e tecnici, la sicurezza prodotto, la gestione delle emergenze e la promozione di una cultura della sicurezza. TARGET E IMPEGNI I target e gli impegni sui temi salute e sicurezza, in linea con lo scorso anno, si collegano ai principi delle Policy, e fanno riferimento specifico ad attività a tutela della salute psico-fisica dei lavoratori con riferimento all’ambiente di lavoro e alle situazioni di fragilità e alla sicurezza delle persone. Tali target sono condivisi con le strutture che sono responsa- bili del loro raggiungimento e la tematica Sicurezza (con un indicatore specifico definito da Eni a partire dal TRIR) è parte dell’incentivazione variabile di AD e management; il monitoraggio di target e impegni av- viene su base semestrale attraverso i processi di riesame Salute, Sicu- rezza e Ambiente, nonché, con frequenza maggiore, attraverso l’utilizzo di metriche specifiche per assicurare gli opportuni interventi nei casi di disallineamento rispetto agli andamenti attesi. Target Al Performance al 2024 Anno base e relativo valore di riferimento Note (scopo, metodologia, evidenze) Mantenimento dell’Indice frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) (a) ≤0,40 2025-28 0,48 0,43 (media ultimi 3 anni) Target relativo; include sia lavoratori propri che contattisti della VC 85% dipendenti con accesso al servizio di supporto psicologico al 2028 74% 2022: 68% Target relativo Perimetro: consolidate integrali % di dipendenti sul totale 150 sensori testati in siti off-shore Italia ed estero per iniziative digitali di monitoraggio della salubrità degli ambienti di lavoro indoor al 2028 99 2022: 0 Target relativo Perimetro: consolidate integrali Applicabile ai siti operati (a) Per la nota metodologica, il target e la modalità di raggiungimento di quest’ultimo si rimanda alla sezione Metriche: metodologie di riferimento. Questo target continua ad essere definito sulla base del perimetro su cui Eni rendicontava prima dell’entrata in vigore degli standard ESRS, che hanno portato l’azienda a ridefinire il perimetro operato (si veda Perimetro di rendicontazione) al fine di continuare ad indirizzare le azioni di sicurezza anche verso realtà in cui Eni non è effettivamente l’operatore. IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI Gli infortuni sul lavoro e gli incidenti possono potenzialmente avere un impatto notevole sugli individui (lavoratori propri e della catena del valore), sugli asset, l’ambiente e le comunità circostanti. La presenza di beni ed asset per la produzione di petrolio, gas ed energia spesso in località remote, rende necessaria una gestione efficace dei rischi per proteggere la sicurezza delle persone e delle operazioni anche in relazione a potenziali incidenti e guasti agli asset e alle infrastrutture. Il focus primario, difatti, ruota attorno all’identificazione e mitigazione di potenziali rischi/pericoli che potrebbero avere un impatto sulla forza lavoro (propri lavoratori e quelli nella catena del valore), sull’ambiente o sulle comunità. Per quanto riguarda la sicurezza di processo, si fa riferimento a: incidenti rilevanti di processo, come incendi o esplosioni, sversamenti o rilasci di sostanze pericolose e incidenti di asset inte- grity con danni alle persone; incidenti associati ad altre attività non di “processo”, come servizi di trasporto stradale e ferroviario, navale, stazioni di rifornimento, reti di distribuzione gas, reti canalizzate GPL; blowout a seguito del verificarsi di un flusso incontrollato di idrocarbu- ri all’interno dei pozzi. Per la mitigazione e gestione dei rischi, è stato istituito un sistema di gestione della sicurezza risk-based, per preveni- re incidenti rilevanti. Tutti gli eventi incidentali, compresi i near miss e le unsafe condition/unsafe act sono segnalati, analizzati e monitorati con le necessarie azioni correttive e preventive. Questo sistema viene continuamente migliorato, tenendo conto degli eventi che si verificano nelle nostre operazioni e nel settore. Tutte le realtà a rischio significa- tivo sono coperte da certificazione ISO 9001, 14001, 45001 e 50001 o ne hanno pianificato il conseguimento. A conferma del fatto che la si- curezza dei dipendenti è per Eni un valore imprescindibile ed è dunque fondamentale mantenere le condizioni di lavoro sicure per tutti gli in- dividui sotto la massima supervisione raggiungendo operazioni 100% sicure. Anche la salute e il benessere dei lavoratori rappresentano per l’azienda un valore inestimabile, che viene protetto e promosso, al fine di tutelare le proprie persone e per garantire continuità al business. Per quanto riguarda gli impatti legati alla salute, essi riguardano le malat- tie professionali di lavoratori propri e lavoratori della catena del valore, ossia patologie che possono avere un nesso causale con il rischio la- vorativo, in quanto possono essere state contratte nell’esercizio 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. Le principali malattie professionali possono derivare dall’e- sposizione ad agenti chimici, biologici, fisici oppure possono essere legate a fattori ergonomici o psicosociali. Tra i rischi più attenzionati di Eni vi è quello biologico, legato alla possibile diffusione di epidemie e pandemie. A tal fine, Eni analizza e monitora costantemente i contesti epidemiologici locali per una migliore prevenzione e gestioni di even- tuali focolai e pandemie emergenti. Gli stakeholder potenzialmente impattati dalle patologie elencate ed eventuali emergenze sanitarie sono sia i lavoratori propri, che i lavoratori nella catena del valore. Oltre RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 197 ai rischi di blowout, di incidenti e biologico, sopra citati, un altro rischio materiale 143 legato ai lavoratori propri, riguarda potenziali scenari di global security: il rischio di scenari avversi e/o potenziali minacce nelle aree di interesse strategico di Eni in relazione ad azioni o eventi di ca- rattere doloso o colposo di matrice criminale o politica, può portare a danni, effettivi o potenziali, alle persone di Eni, nello specifico ai gruppi di lavoratori che operano in tali aree. AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI Sicurezza delle persone e di processo Eni investe costantemente nell’implementazione delle azioni ne- cessarie per garantire la sicurezza delle persone 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 sicurezza, al fine di perseguire l’impegno rivolto all’azzera- mento degli infortuni e alla salvaguardia dell’integrità degli asset. Per prevenire incidenti, oltre al continuo aggiornamento dei docu- menti gestionali e delle istruzioni operative, nell’anno, sono state introdotte sia iniziative per rinforzare la sensibilità e il coinvolgi- mento di dipendenti e contrattisti in ambito HSE (Safety Golden Rules e Principles, Safety Leadership, technical e behavioral safety Coaching Program, promozione della Stop Work Authority 144 ), sia attività volte al miglioramento delle aree di lavoro in termini di si- curezza del personale, nonché l’implementazione di nuove tecno- logie digitali a supporto della sicurezza operativa. Tale impegno si focalizza su competenze tecniche e non e digitalizzazione. Per (143) Per approfondimenti sulla connessione tra i rischi e la strategia e il modello di business di Eni si veda il capitolo Modello di business e per le azioni di trattamento si veda il capitolo Risk Management Integrato e Fattori di rischio e Incertezza. (144) Con la Stop Work Authority ogni lavoratore, in qualsiasi sito Eni, ha l’autorità di interrompere un’attività quando rileva un comportamento o una condizione pericolosa. quanto riguarda le competenze non tecniche, nel 2024 è prosegui- ta l’applicazione del modello di analisi dei comportamenti e dell’af- fidabilità umana (metodologia THEME) su cinque nuovi siti, al fine di individuare strategie di azione per rafforzare le barriere umane. In merito alle competenze tecniche è stata lanciata la nuova cam- pagna sui Principi e le Regole d’Oro sulla Sicurezza, con particolare enfasi sulla Stop Work Authority e la Line of Fire, con lo scopo di promuovere i principi fondamentali e i requisiti minimi di sicurezza da applicare ad attività rischiose. Relativamente alla digitalizza- zione, il tool Safety presense, ossia lo strumento di intelligenza artificiale in grado di prevedere situazioni ricorrenti di pericolo a partire dai segnali deboli registrati nei database di sicurezza, ha generato dalla sua messa in produzione 520 alert che hanno por- tato all’implementazione di azioni preventive mirate. Infine, è pro- seguita 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 miglio- rare le performance, Eni ha svolto diverse attività: la realizzazione di un vademecum relativo ai principi di sicurezza di processo da seguire durante le attività in impianto; la formazione di oltre 2.000 risorse tecnico-operative e di area HSEQ tramite il percorso forma- tivo appositamente sviluppato sulla Process Safety in Eni; l’appro- fondimento dei temi legati alla sicurezza nella gestione dei fluidi per le nuove filiere energetiche, rivedendo gli standard di sicurezza di processo per includere requisiti di progettazione specifici per l’idrogeno, la CO 2 e altre sostanze da nuove filiere. SPESE (a) 2024 2023 Spese totali Sicurezza (M€) 344 281 di cui: impianti attrezzature e gestione antincendio 94 71 di cui: manutenzione di impianti e attrezzature 72 67 di cui: sicurezza degli stabilimenti, degli edifici e dei mezzi di trasporto 73 63 (a) Le voci in tabella sono incluse nella Nota 14 “Immobilizzazioni Immateriali” e nella Nota 30 Costi - “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi” del Bilancio Consolidato. Si segnala che la voce “Spese totali Sicurezza” include altre tipologie di spesa non elencate in tabella. SPESE (a) 2024 2023 Spese Sicurezza per attività di igiene industriale (M€) 8 7 (a) Le voci in tabella sono incluse nella Nota 14 “Immobilizzazioni Immateriali” e nella Nota 30 Costi - “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi” del Bilancio Consolidato. In materia di sicurezza delle persone e degli asset, Eni ha stanziato per il prossimo quadriennio risorse per €1,5 bln, in particolare per im- pianti, attrezzature e gestione antincendio (€0,4 bln), sicurezza degli stabilimenti e dei mezzi di trasporto (€0,3 bln), manutenzione degli impianti e delle attrezzature di sicurezza (€0,3 bln), controlli, supervi- sioni, ispezioni e collaudi (€0,2 bln). ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 198 ASSET INTEGRITY Eni applica a tutte le attività di sviluppo e gestione dei propri impianti il processo di Asset Integrity allo scopo di garantire la miglior integri- tà della progettazione e della costruzione, nonché il massimo rigore nella loro operatività fino alla dismissione, gestendo i rischi nel rispet- to della sicurezza per le persone, della salvaguardia dell’ambiente e della reputazione dell’azienda (per la valutazione dei rischi associati ad eventi naturali acuti e cronici si veda Cambiamento Climatico). Nel 2024, ha incorporato nei propri processi di lavoro i più avanzati strumenti scientifici e tecnici presenti sul mercato e ha revisionato l’apparato normativo interno affinché i rischi dovuti al cambiamento climatico vengano gestiti sia in termini storici che previsionali, ga- rantendo che le ipotesi di lavoro, gli strumenti e le soluzioni tecniche siano sempre in linea coi valori e gli obiettivi di Eni. Salute delle persone 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 ed emergenza sanitaria, promozione della salute, con una copertura per l’intera popolazione Eni, oltre alle attività a tutela e promozione della salute delle comunità (si veda Comunità locali). La strategia per la gestione della salute è orientata, oltre che al mantenimen- to e miglioramento continuo dei servizi legati alla salute, a: (i) po- tenziare l’accesso all’assistenza per tutte le persone Eni, i presidi emergenziali (soprattutto per le malattie infettive) e i servizi e le iniziative a supporto di situazioni di fragilità, della salute mentale e volte all’inclusione; (ii) diffondere la cultura della salute attraver- so iniziative e servizi di welfare sanitario a favore dei lavoratori e dei loro familiari; (iii) implementare le attività di medicina del lavoro anche con il contributo della ricerca scientifica, in considerazione dei rischi collegati ai nuovi progetti e ai processi industriali e alla luce delle attività di igiene industriale; (iv) promuovere la digita- lizzazione dei processi e della telemedicina. L’applicazione del si- stema di gestione salute, inteso come insieme di azioni volte al miglioramento continuo, garantisce un costante impegno per la mitigazione degli impatti, e la sua implementazione viene monito- rata periodicamente anche attraverso attività di audit. Il sistema di gestione salute si avvale sia di risorse interne, professionisti sani- tari e staff gestionale, che di una rete di provider esterni specializ- zati. Nel 2024 sono state potenziate le iniziative per promuovere la salute e il benessere, con particolare attenzione alla gestione del rischio negli ambienti di lavoro e alla sensibilizzazione tramite nuo- vi strumenti digitali. Parallelamente, è proseguita la collaborazione con centri di ricerca e università per valutare gli impatti dei nuovi processi produttivi, con un focus su bioraffinerie e agribusiness. Le azioni principali comprendono le attività di medicina del lavoro e igiene industriale, come: (i) attività mediche e di igiene occupa- zionale volte alla valutazione, identificazione e controllo dei fattori di rischio che possono avere impatti sul benessere dei lavoratori; (ii) sperimentazione di nuove tecnologie per il monitoraggio della salubrità degli ambienti di lavoro indoor (testati 99 sensori presso i siti operativi onshore in Italia); (iii) attività di preparazione e risposta alle emergenze sanitarie. Ulteriori iniziative riguardano l’assistenza medica per i lavoratori Eni e le loro famiglie, coerentemente con le risultanze delle analisi dei bisogni e dei contesti epidemiologici, operativi, legislativi quali: (i) servizi e prestazioni per la prevenzione, diagnosi, cura e gestione delle patologie acute e croniche, per lavo- ratori e, ove applicabile, famigliari; (ii) servizio di supporto psicolo- gico online per i dipendenti in Italia e all’estero, (copertura 74%); (iii) servizio di Primo Soccorso Psicologico (PFA) disponibile per tutti i dipendenti in Italia e all’estero in casi di eventi catastrofici e ina- spettati; (iv) servizi specifici riguardanti assistenza di genere, come in Italia una helpline dedicata alle vittime di molestie e violenza di genere; (v) un pacchetto di servizi di assistenza sanitaria gratuita h24 per le persone Eni e i loro famigliari in Italia (telemedicina, ser- vizi medici domiciliari, prenotazioni e colloqui anamnestici). Inoltre, per i dipendenti e, ove applicabile, famigliari, vengono anche svilup- pate attività di promozione della salute, quali: (i) sensibilizzazione in relazione a malattie endemiche, come la tubercolosi e la malaria, malattie sessualmente trasmissibili e malattie non trasmissibili, come il diabete e l’ipertensione in tutto il mondo; (ii) estensione in molte città italiane del servizio di check-up biennale gratuito per la prevenzione oncologica e cardiovascolare che ha coinvolto il 44% della popolazione Eni. SPESE (a) 2024 2023 Spese totali salute (M€) 47,9 58,3 di cui: per attività di assistenza medica e gestione delle emergenze 22,6 29,8 di cui: per attività di sorveglianza sanitaria e medicina del lavoro 14,9 15,9 di cui: per attività di salute delle comunità 7,5 10,5 di cui: per attività di promozione della salute 1,4 1,1 di cui: per attività di formazione e di gestione 1,5 1,0 (a) Le voci in tabella sono incluse nella Nota 14 “Immobilizzazioni Immateriali” e nella Nota 30 Costi - “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi” del Bilancio Consolidato. Per quanto riguarda le risorse future, gli investimenti per le attività salute previsti per il quadriennio 2024-2027 risultano pari a circa €267 mln. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 199 Sicurezza e salute nella catena del valore L’unità dedicata alla gestione HSE dei contrattisti, il Safety Compe- tence Center (HSEQ/SCC), mira al miglioramento della sicurezza dei lavori in appalto e all’erogazione di servizi di formazione ed addestra- mento specialistico, nonché al supporto operativo HSE al business. Nel 2024 ha continuato a presidiare e sostenere proattivamente il processo di miglioramento delle imprese, promuovendo modelli di gestione caratterizzati da una cultura della sicurezza e della tutela dell’ambiente sempre più preventiva, monitorando oltre 3.000 forni- tori in Italia ed all’estero, gestendo puntualmente le situazioni rilevate al di sotto dello standard e valorizzando le buone prassi innovative individuate, assicurandone la condivisione fra i contrattisti. Nel 2024, i Patti per la Sicurezza e l’Ambiente (accordi volontari con le imprese) sono stati attivi in 92 siti in Italia e 20 all’estero e nel 2025 sarà esteso, con il supporto di SCC ad ulteriori realtà all’estero di Versalis, Enilive e per alcune società/JV del settore GGP&Power. Inoltre, nel 2024 è sta- to realizzato un programma dedicato alla formazione e sensibilizza- zione della filiera del settore refinery, coinvolgendo i fornitori strategici con l’obiettivo di promuovere i messaggi chiave in materia di salute e sicurezza sul lavoro. Il programma si è focalizzato sul coinvolgimento attivo del management, sul rafforzamento e monitoraggio delle com- petenze, sull’applicazione del principio della “Stop Work Authority” e sull’adozione di tutte le misure necessarie per garantire la sicurezza. Inoltre, per la gestione dei rischi per la salute lungo la catena del valo- re della filiera agroindustriale, Eni ha lanciato programmi interni e col- laborazioni esterne con enti internazionali, tra cui l’ILO, in particolare, in Costa d’Avorio e in Kenya dove sono state svolte valutazioni per il miglioramento delle pratiche in ambito salute e sicurezza sul lavoro e (145) Per la metodologia e area di consolidamento si veda il capitolo Principi e Criteri Metodologici. (146) La società fornisce piena collaborazione per ogni esigenza dell’Autorità Giudiziaria e, a prescindere da ogni profilo di merito della vicenda, sta raccogliendo tutte le richieste risar- citorie rispetto ad ogni danno materiale e non materiale verificatosi, ai fini di una loro liquidazione. protezione sociale. L’attività ha coinvolto, oltre a Eni, i proprietari delle aziende agricole, i lavoratori agricoli e i loro rappresentanti. Per le at- tività e le misure volte a tutelare la sicurezza e la salute dei lavoratori nella catena di fornitura, si veda la sezione Salute & Sicurezza. METRICHE 145 Sicurezza delle persone Il sistema normativo interno HSE di Eni stabilisce l’obbligo di adozione di un sistema di gestione HSE per tutte le realtà che hanno personale di- pendente; per quelle realtà con un numero di dipendenti superiore a 250 o che svolgono attività industriali, oltre allo sviluppo del sistema ne è richiesta la certificazione secondo gli standard ISO 45001 e ISO 14001. Con riferimento al sistema di gestione salute di Eni, tutti i dipendenti e contrattisti ne sono coperti, alla luce anche di precise procedure appli- cative interne in linea con la normativa vigente nei Paesi in cui opera. Nel 2024 l’indice di frequenza degli infortuni totali registrabili (TRIR) è in au- mento rispetto al 2023 sia per i contrattisti che per i dipendenti poiché, al calo delle ore lavorate registrato nel periodo, non è corrisposta una ridu- zione nel numero degli infortuni totali registrabili, salito per i contrattisti a 67 (54 nel 2023) e rimasto stabile a 39 per i dipendenti. In particolare, sono stati registrati 5 infortuni mortali a contrattisti in Italia in relazione all’incidente occorso in data 9 Dicembre 2024 presso il deposito Eni di Calenzano: le investigazioni da parte dell’Autorità Giudiziaria sulle dina- miche e le cause dell’evento sono in corso 146 . L’indice di mortalità (Fata- lity index) dei contrattisti è salito a 4,96, quello dei dipendenti è rimasto pari a zero. INDICI INFORTUNISTICI (a) Unità di misura Dipendenti Contrattisti 2024 2023 2024 2023 Percentuale di lavoratori coperti da un sistema di gestione della salute e sicurezza basato su requisiti legali e/o standard o linee guida già riconosciuti (b) (%) 100 100 100 100 Numero di morti nella forza lavoro come risultato di incidenti collegati al lavoro (numero) 0 0 5 1 Infortuni totali registrabili 39 39 67 54 Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 0,69 0,66 0,66 0,52 Numero di giorni persi a causa di infortuni sul lavoro 1.009 563 1.639 1.138 Fatality index (infortuni mortali/ore lavorate) x 100.000.000 0,00 0,00 4,96 0,95 Numero di ore lavorate (milioni di ore) 56,8 59,2 100,8 104,8 a) Per quanto riguarda gli indici infortunistici, Eni continua a monitorare anche gli indicatori legati alla sicurezza secondo l’area di consolidamento che utilizzava fino al 2023, prima dell’entrata in vigore degli standard ESRS, in linea con il target definito all’interno della propria strategia, la cui performance 2024, riferita all’indice di frequenza di infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro è pari a 0,48. Considerando quest’area di consolidamento si segnala un TRIR, per i dipendenti, pari a 0,51 (a fronte di 48 eventi infortunistici, 1.148 giorni persi e 94,4 milioni di ore lavorate) e per i contrattisti pari a 0,47 (a fronte di 91 eventi infortunistici, 1.813 giorni persi e 194,2 milioni di ore lavorate). Rispetto al perimetro operato si segnala un ulteriore infortunio mortale per i contrattisti. b) Tra le principali linee guida si cita la noma ISO 45001. INDICI INFORTUNISTICI FORZA LAVORO Unità di misura 2024 2023 Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) forza lavoro (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 0,67 0,57 Near Miss numero 563 566 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 200 Salute Per quanto riguarda le malattie professionali, nel 2024 si registra- no 34 denunce, di cui 8 riguardanti personale attualmente impiega- to e 26 relative ad ex dipendenti (nessuna presentata da eredi). Nel 2024, il numero di servizi sanitari sostenuti da Eni ammonta a oltre 232.000, di cui il 63% a favore di dipendenti, il 17% a favore di fami- liari, il 18% a favore di contrattisti e il 2% a favore di altre persone (ad esempio visitatori). Il numero di partecipazioni ad iniziative di pro- mozione della salute nel 2024 è di oltre a 140.000, di cui il 77% da parte di dipendenti, il 21% da parte di contrattisti e il 2% da parte di familiari. INDICATORI SALUTE Unità di misura Dipendenti Contrattisti 2024 2023 2024 2023 Numero di denunce di malattie professionali presentate da eredi (numero) 0 2 0 0 Numero di denunce di malattie professionali presentate 8 17 0 0 Sicurezza di processo Nel 2024 si è assistito ad un’ulteriore diminuzione della somma degli incidenti di sicurezza di processo Tier 1 e Tier 2 147 , che è in continua diminuzione dal 2018\. In particolare, sono stati registrati 5 eventi di Process Safety (PSE) Tier 1 e 10 Tier 2\. Oltre la metà dei PSE (54%) ha avuto come esito uno sversamento di prodotto, il 33% il rilascio di gas, e il 13% un incendio/esplosione. SICUREZZA DI PROCESSO Unità di misura 2024 2023 Eventi di Process safety Tier 1 (numero) 5 10 Eventi di Process safety Tier 2 10 9 147 (147) Gli incidenti di sicurezza di processo sono classificati, in funzione della gravità, in Tier 1 (più gravi), Tier 2 e Tier 3 (meno gravi). (148) Per ulteriori riferimenti si veda Il sistema normativo, e Principi e criteri metodologici/Politiche. LAVORATORI NELLA CATENA DEL VALORE DI ENI POLITICHE 148 L’impegno di Eni per il rispetto e l’engagement dei lavoratori della cate- na del valore è introdotto nel Codice Etico, in cui si evince l’aspetta- tiva che i propri interlocutori adottino un comportamento socialmente responsabile e sviluppino adeguati programmi e presidi etici, coerenti con i principi e i comportamenti presentati nel Codice. Eni si riserva il diritto di adottare misure appropriate nei confronti di quei soggetti che non dovessero soddisfare le aspettative e non agiscano in coerenza con i principi del Codice. La Policy ECG Rispetto dei Diritti Umani in Eni sottolinea l’impegno a garantire un ambiente di lavoro libero da ogni forma di discriminazione o abuso, instaurando rapporti di lavoro caratterizzati da correttezza, uguaglianza, non discriminazione, atten- zione e rispetto della dignità della persona, l’impegno a non violare i diritti umani e a porre rimedio ad eventuali criticità che dovessero de- rivare dalle attività in cui è coinvolta. Inoltre, la Policy sottolinea l’im- pegno a garantire e promuovere il diritto dei lavoratori e dei datori di lavoro di costituire, su loro libera scelta, delle organizzazioni sindacali, nonché il diritto alla contrattazione collettiva, impegnandosi a garantire un ambiente di lavoro sicuro e sano, seguendo i più elevati standard internazionali in materia di salute e di sicurezza e le specifiche norma- tive e i regolamenti dei Paesi in cui opera. Viene espresso l’impegno a promuovere la dignità dei lavoratori e delle lavoratrici lungo tutta la catena del valore, nonché il rifiuto di qualsiasi forma di lavoro forzato o obbligatorio, qualsiasi pratica di sfruttamento lavorativo tra cui, ad esempio, la tratta di esseri umani, la limitazione della libertà di movi- mento, il sequestro dei documenti di identità e il lavoro minorile. Viene confermata l’adozione di processi atti a prevenire violazioni dei diritti umani e la valutazione dei propri fornitori attraverso un modello risk-ba- sed, richiedendo, ove necessario, l’implementazione di azioni correttive e monitorandone il recepimento. Inoltre, viene riportato l’impegno a coinvolgere le proprie terze parti nella prevenzione o mitigazione degli impatti negativi sui diritti umani che le loro attività, prodotti o servizi potrebbero causare o contribuire a causare, o a cui sono direttamen- RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 201 te collegati. Per i fornitori di Eni viene stabilito l’obbligo contrattuale di impegnarsi a rispettare i principi contenuti nelle normative e strumenti nazionali e internazionali applicabili, nelle linee guida e best practice che hanno lo scopo di prevenire le violazioni in materia di diritti umani, tra cui gli UNGPs, le Linee guida OCSE e la Dichiarazione OIL sui principi e i diritti fondamentali del lavoro, nonché il Codice Etico e il Codice di condotta fornitori 149 . Tale codice, ispirandosi ai principi espressi nel Codice Etico, nella MSG Anti-Corruzione e nella Policy sui Diritti, Umani, descrive requisiti ed aspettative rispetto ai quali tutti i fornitori sono tenuti a conformarsi, in un’ottica di miglioramento continuo delle proprie attività e prestazioni. Il Codice di condotta fornitori rappresenta un patto che guida e caratterizza i rapporti con i fornitori basato sui principi di responsabilità sociale. La sua sottoscrizione impegna il for- nitore ad operare con integrità, salvaguardando le proprie persone e promuovendo l’adozione di tali principi anche nella propria catena di fornitura. Il documento contiene disposizioni relativamente a salute e sicurezza, lavoro minorile, forzato e irregolare, traffico di esseri umani, forme di moderna schiavitù, condizioni di lavoro eque, libertà sindacali. Come citato nel capitolo I diritti umani per Eni, l’azienda si impegna a mettere a disposizione dei propri stakeholder, tra cui i propri fornitori e loro dipendenti, strumenti di segnalazione; come espresso nel Codice di Condotta Fornitori, Eni si aspetta che i fornitori, a loro volta, metta- no a disposizione dei lavoratori e delle comunità, con cui interagiscono nell’interesse di Eni, propri meccanismi di rimedio, accessibili anche in forma anonima, o facciano riferimento ai canali Eni qualora non ne avessero a disposizione di propri. Infine, la Posizione Eni sui Conflict Minerals ribadisce che l’azienda persegue l’obiettivo di ridurre i rischi di violazioni dei diritti umani, anche indiretti, in relazione all’estrazione, produzione e fornitura di alcuni minerali in aree di conflitto dell’Africa Centrale soggette all’influenza di gruppi armati illegali. TARGET E IMPEGNI I target di Eni relativamente al rispetto dei diritti umani dei lavoratori nella catena del valore rientrano nei più ampi obiettivi di valutazione ESG dei fornitori ed al loro coinvolgimento per il raggiungimento di una transizione equa e sostenibile, approfonditi nella sezione Busi- ness Conduct, mentre per le tematiche di sicurezza e salute si riman- da alla sezione Salute & Sicurezza. IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI Sebbene le attività di Eni contribuiscano a incrementare il tasso di occupazione lungo tutta la sua catena del valore, esse possono anche essere associate ad impatti negativi i cui effetti si ripercuo- tono su stakeholder quali contrattisti, lavoratori dei fornitori e par- tner commerciali. Infatti, la complessità delle attività del Gruppo (149) Il Codice di condotta fornitori è allineato alla Dichiarazione OIL sui principi e i diritti fondamentali del lavoro. (150) Per approfondimenti su come gli impatti relativi ai lavoratori della catena del valore sono tenuti in considerazione nella definizione della strategia e business model aziendali, si veda il capitolo Attività di stakeholder engagement. (151) Ivi inclusi, ad esempio, coloro che sono coinvolti nelle attività logistiche, di distribuzione, vendita. comporta il coinvolgimento 150 di un elevato numero di fornitori e partner commerciali di varia natura e dimensione, che operano in Paesi caratterizzati da contesti socioeconomici e culturali differenti ed in attività e settori che possono essere identificati come a mag- gior rischio di violazione dei diritti umani. Inoltre, la presenza di joint venture o altre relazioni di business in determinati Paesi e contesti, determinano un incremento della probabilità che si verifichino po- tenziali impatti in termini di lavoro forzato e schiavitù moderna. Allo stesso modo, impatti in termini di molestie sessuali sul posto di lavo- ro hanno una maggiore probabilità di verificarsi per quei settori dove vi è una presenza significativa maschile e in località di lavoro remo- te. Inoltre, l’esternalizzazione di attività legate alla produzione può generare impatti negativi in termini di garanzie in materia di occu- pazione, adeguatezza dei salari, mancata applicazione dei contratti collettivi, ostacoli alla libertà di associazione e adesione ai sindacati. L’adozione di una due diligence strutturata nella gestione dei rapporti con i fornitori è essenziale per prevenire e mitigare eventuali impat- ti negativi ( Azioni intraprese sugli IRO materiali). Non si rilevano impatti negativi generalizzati o sistemici legati alle attività di approv- vigionamento o ai rapporti commerciali intrattenuti da Eni, pertanto, gli impatti – ove si verifichino – possono essere connessi a singoli specifici eventi. Per quanto riguarda gli impatti positivi legati ai rap- porti con i fornitori si veda il capitolo Business Conduct. Non sono stati identificati rischi o opportunità (si veda la sezione Materialità) materiali a livello di Gruppo derivanti dagli impatti e dalle dipendenze dai lavoratori nella catena del valore, al netto del rischio trasversale di Cyber Security approfondito nel capitolo Business Conduct. I lavoratori della catena del valore Alla luce della composizione della Catena del valore, i lavoratori più attenzionati da Eni esposti a potenziali impatti sono principalmente: (i) coloro che lavorano per le imprese fornitrici di Eni; tali lavoratori sono coinvolti anche in specifiche attività di formazione e sensibiliz- zazione, in particolare per le persone che lavorano presso i siti ope- rativi Eni in relazione alle tematiche HSE; su tali aziende Eni verifica anche il rispetto dei diritti umani con un approccio risk-based, ana- lizzando e classificando i fornitori secondo un livello di potenziale rischio basato sul contesto Paese e sulle attività svolte; (ii) coloro che lavorano per i business partner di Eni 151 , anche in JV, sottoposti anch’essi a uno screening su aspetti legati al rispetto dei diritti umani e su altre tematiche quali ad esempio l’anticorruzione e la trasparen- za (si veda Il capitolo Business Conduct). In determinati contesti geografici maggiormente a rischio, vi sono lavoratori che possono essere considerati maggiormente vulnerabili, quali ad esempio lavo- ratori migranti, lavoratori che operano in aree remote o appartenenti a gruppi di minoranza, e quindi esposti a potenziale rischio di lavoro ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 202 forzato, schiavitù moderna o lavoro minorile 152 . Inoltre, secondo il modello risk-based adottato, sono state classificate come attività ad alto rischio di violazione dei diritti umani sia attività industriali, come manutenzione, costruzione, assemblaggio, logistica, che servizi generali, come pulizie, catering e security. Sulla base degli impatti potenziali sono definite le misure di presidio e mitigazione che con- sentono di gestire opportunamente il rischio di violazione dei diritti umani (si veda Azioni). COINVOLGIMENTO DEI LAVORATORI DELLA CATENA DEL VALORE Le attività di engagement dei lavoratori nella catena del valore avven- gono principalmente con il fornitore come persona giuridica in ogni fase di interazione con le società, dalla fase di qualifica delle impre- se e durante le fasi di sourcing ed esecuzione dei contratti. Queste attività, coordinate dalla funzione di approvvigionamento centrale, con il supporto delle unità approvvigionanti di business e delle unità richiedenti, possono essere riepilogate in: (i) workshop e formazione sui diritti umani e altri temi di natura sociale; (ii) workshop relativi alla sicurezza (si veda Salute & Sicurezza); (iii) attività di formazione sui temi di sostenibilità e transizione energetica (si veda Business Conduct); (iv) attività di formazione sui temi anti-corruzione (si veda Business Conduct); (v) attività di formazione sulla gestione respon- sabile della catena di fornitura. L’efficacia delle attività di engagement è valutata sulla base di assessment periodici sul posizionamento dei fornitori rispetto ai temi toccati attraverso audit e verifiche e con con- seguente monitoraggio dell’implementazione di piani di azione con- divisi a fronte di eventuali lacune rilevate. Per le società considerate maggiormente esposte a potenziali impatti negativi secondo il mo- dello risk-based (si veda Azioni intraprese sugli IRO materiali) sono svolti audit in sito durante i quali vengono svolte interviste alla forza lavoro su aspetti legati ai diritti umani e alla condotta dell’impresa. Meccanismi di segnalazione per i lavoratori della catena del valore e processi di rimedio Il modello di presidio dei potenziali impatti nel processo di procure- ment, consente di rilevare tali aspetti dal processo di qualifica fino all’assegnazione dei contratti e durante l’esecuzione degli stessi, pre- vedendo azioni di miglioramento o rimedio in caso di impatti effettivi. Il processo di valutazione dei potenziali impatti sui diritti umani e di eventuale identificazione delle opportune misure di rimedio è coeren- te per tutte le categorie di stakeholder ed è approfondito nel capitolo I Diritti Umani per Eni, in cui si descrivono anche gli strumenti del Grievance Mechanism e Whistleblowing, cui è possibile ricorrere in caso di presunta violazione 153 del Codice Etico, dei diritti umani e delle predisposizioni in materia di sicurezza e salute. Eni proibisce e si impegna ad impedire qualsiasi ritorsione contro lavoratori e altri (152) Le aree geografiche maggiormente a rischio, identificate con il data provider specialistico (Maplecroft) sono: Angola, Cina, Congo, Ghana, Indonesia, Iraq, Kenya, Libya, Nigeria, Pakistan, Turkmenistan, Venezuela, Vietnam (fonte Maplecroft Q4-2024). (153) Per eventuali casi di violazione dei diritti umani, incidenti e risorse allocate si veda il capitolo I Diritti Umani per Eni. stakeholder che abbiano segnalato criticità in materia di diritti uma- ni, né tollera o favorisce minacce, intimidazioni, ritorsioni e attacchi (fisici o legali) contro gli human rights defender e altri stakeholder (si veda Business Conduct). Eni altresì si aspetta che i fornitori, a loro volta, mettano a disposizione dei lavoratori e delle comunità, propri meccanismi di segnalazione e rimedio, accessibili anche in forma anonima. AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI L’impegno di Eni nel coinvolgere l’intero sistema produttivo in un per- corso sostenibile si traduce in soluzioni concrete e in una strategia di sistema caratterizzata dall’apertura al mercato, dall’approccio col- laborativo e dall’interesse alle persone e all’innovazione. Il focus sul- le persone fa sì che l’attenzione, in particolare per il rispetto dei diritti umani, non si concentri solamente sulle relazioni contrattuali dirette, ma si estenda anche alla forza lavoro dei subappaltatori e dei poten- ziali fornitori. Tale approccio si riflette in un processo di procurement che prevede: (i) l’adozione da parte della funzione Procurement di comportamenti trasparenti, imparziali, coerenti e non discriminatori nella selezione dei fornitori, nella valutazione delle offerte e nella veri- fica delle attività previste a contratto, (ii) la valutazione del rispetto dei diritti umani delle società fornitrici attraverso l’applicazione di un mo- dello dedicato. Questo modello viene applicato lungo tutte le fasi del processo di procurement, dalla qualifica all’esecuzione dei contratti, e prevede differenti presidi e azioni da parte di tutte le unità coinvolte nella relazione con le terze parti (funzione di approvvigionamento cen- trale, unità approvvigionanti, unità di gestione del contratto). Il modello consente di sottoporre i fornitori ad un processo di monitoraggio con- tinuo, funzionale a monitorare periodicamente l’efficacia delle azioni di presidio adottate ed aggiornare le valutazioni relative a ciascun forni- tore. Il modello adotta un approccio risk-based che consente di ana- lizzare e classificare i fornitori secondo un livello di potenziale rischio di generare impatti negativi basato su: (i) il rischio Paese del fornitore che sulla base di informazioni di data provider (Maplecroft) per valu- tare la probabilità di accadimento di violazioni di diritti umani, e (ii) sul rischio delle attività da esso svolte, valutato considerando vulnerabilità correlate a specifiche condizioni, quali l’utilizzo di manodopera, il livello di formazione e competenze necessarie dei lavoratori per lo svolgi- mento delle mansioni, il ricorso ad agenzie di manpower e i rischi su salute, sicurezza e ambiente. Sulla base della mappatura del rischio, il modello prevede presidi di controllo differenziati ispirati a riferimenti internazionali quali lo standard SA8000 (più alto il rischio di impatto negativo del fornitore, più dettagliata la valutazione e le azioni messe in campo) e l’adozione di misure di prevenzione e mitigazione specifi- che, nonché piani di monitoraggio volti ad accompagnare il fornitore nell’adozione e sviluppo di una cultura sui diritti umani. Nell’ambito della due diligence sui diritti umani, ogni anno sono previste spese ge- RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 203 stionali (non materiali) relative alle funzioni e al personale coinvolto, oltre che ai costi per audit in loco svolti da terze parti. Per acquisi- re o mantenere lo status di fornitore, tutte le società sono tenute a sottoscrivere il Codice di Condotta dei Fornitori, e all’assegnazione del contratto, sono adottate specifiche clausole di garanzia del rispetto dei diritti umani 154 prevedendo, in alcuni casi, una clausola per effet- tuare verifiche da parte di Eni presso il fornitore. Sono inoltre condotte verifiche di due diligence circa il coinvolgimento del fornitore in casi di violazioni dei diritti umani, indipendentemente dal livello di rischio associato, attraverso l’utilizzo di fonti aperte e verifiche periodiche di qualifica, basate su indicatori di performance, analisi documentali, oppure audit sul campo e questionari dedicati, a seconda del livello di rischio, al fine di ridurre al minimo la probabilità di accadimento di violazioni. Durante la fase di gara sono richiesti e valutati i requisiti minimi del fornitore in materia di diritti umani, in particolare nel caso di attività con un potenziale rischio rilevante. Durante l’esecuzione del contratto, Eni valuta e monitora fornitori e subappaltatori attraverso feedback e verifiche documentali con l’obiettivo di impedire che vi siano degli impatti legati a forme di schiavitù moderna o lavoro for- zato, lavoro minorile, discriminazioni salariali, irregolarità contributive e altri aspetti legati ai potenziali impatti negativi che possono essere generati nei confronti dei lavoratori. In caso di rilevazione di criticità, vengono definiti piani di miglioramento con focus sul rispetto dei diritti umani con la richiesta di implementazione di specifiche azioni e, nel caso in cui non siano rispettati i requisiti minimi di accettabilità, viene inibita la partecipazione alle gare; nei casi di non conformità più grave è interrotta la relazione col fornitore, che viene escluso dall’albo forni- tori di Eni. Eni, in ottica di miglioramento continuo, intende rafforzare ulteriormente la propria due diligence lungo tutti i livelli della catena di fornitura, consolidando strumenti e metodologie per rendere il model- lo sempre più accessibile e replicabile dai fornitori con cui collabora. L’obiettivo è promuovere una responsabilizzazione ancora più incisiva dei partner commerciali diretti, incoraggiandoli a effettuare sistema- ticamente l’attività di due diligence sulle loro terze parti e a presidiare attivamente i diritti umani lungo l’intera catena di approvvigionamen- to. Parallelamente, Eni si impegna a potenziare le verifiche interne su subappaltatori e su tutte le realtà con cui intrattiene rapporti commer- ciali, con un’attenzione particolare ai contesti critici o ad alto rischio, adottando un approccio ancora più rigoroso. Questo percorso punta a migliorare la capacità di identificare, prevenire e mitigare i rischi, raf- forzando la trasparenza e la responsabilità condivisa lungo la filiera nel breve e medio termine. Sulla base del modello descritto, nel corso del 2024 sono state effettuate più di 1.000 verifiche in ambito diritti umani, sia documentali che in campo, su contrattisti e subappaltatori, oltre il doppio delle verifiche condotte nel 2023\. Ai fornitori che hanno palesato delle mancanze è stata limitata la partecipazione alle gare Eni, ed è stato concordato con loro un piano di azioni correttive per (154) Eni ha predisposto una serie di clausole standard sul rispetto dei diritti umani da inserire, sulla base di un approccio basato sul rischio, nelle principali tipologie contrattuali Eni e fornisce supporto al business per la loro negoziazione. Tali clausole, che possono essere integrate e adattate al caso specifico, sono classificate in base alla tipologia di controparte e di fattispecie contrattuale: (i) leggere (riferite principalmente ad accordi preliminari e con controparti pubbliche); (ii) medie (riferite a contratti di commodity, contratti di consulenza e contratti di fornitura attiva); (iii) elaborate (riferite a contratti di fornitura passiva o a transazioni complesse come M&A). garantire il rispetto dei diritti umani. In particolare, nel corso di un au- dit presso un fornitore è stato riscontrato un caso di discriminazione sul lavoro in fase preassuntiva, a seguito del quale è stata limitata la possibilità di partecipazione del fornitore a procedimenti di acquisto, condividendo al contempo un piano di rimedio la cui implementazione sarà verificata da Eni tramite audit in sito. Queste attività di verifica hanno permesso di avviare un percorso di miglioramento per i fornitori che hanno evidenziato lacune in questo ambito, favorendo un confron- to costruttivo e una maggiore consapevolezza sulle aree di intervento. Inoltre, tramite segnalazione attraverso il canale di whistleblowing e in seguito all’accertamento di alcuni impatti sulle condizioni di lavoro dei lavoratori nella catena del valore (sovraccarico nell’orario di lavoro), Eni si è attivata sul piano procedurale e contrattuale per evitare il ripetersi di eventi di non conformità. Ulteriori iniziative e misure intraprese Eni organizza workshop e momenti di formazione e sensibilizzazione dove i fornitori hanno la possibilità di confrontarsi con esperti sui temi ESG, compresi quelli legati al rispetto dei diritti umani nella catena di fornitura. Eni, inoltre, promuove la conoscenza dei presidi sui diritti umani attraverso programmi di formazione ai dipendenti e workshop rivolti ai professionisti che si occupano della gestione dei fornitori delle società estere; in tale ambito, nel 2024 il corso “IPIECA: Online Labour Rights training” è stato reso disponibile ai colleghi che si occupano di acquisti nelle società estere ed ai dipendenti dei loro fornitori. Inol- tre, nel corso del 2024, nell’ambito dell’iniziativa Open-es, unitamente al coinvolgimento dei fornitori in workshop dedicati alla formazione e sensibilizzazione sulla tutela dei diritti umani, è stata messa a di- sposizione dei fornitori di Eni e di tutte le imprese della community un’area dedicata alla misurazione di aspetti relativi al rispetto dei diritti umani. Attraverso un assessment, le imprese ricevono un riscontro sul proprio posizionamento e alcuni spunti e suggerimenti utili sulle azioni da mettere in campo per migliorare. Tutte le azioni intraprese si inseriscono nell’ambito del più ampio supporto ai fornitori nell’adempi- mento delle diverse richieste ESG, fornendo strumenti a supporto del percorso di sviluppo sostenibile e più in generale della competitività del loro business (per le azioni e le relative metriche si veda il capitolo Business Conduct). L’impegno sulla sicurezza e salute dei lavoratori nella catena del valore Eni richiede ai propri fornitori di identificare e valutare i rischi re- lativi alla salute e sicurezza dei propri lavoratori, predisponendo idonei strumenti di prevenzione e protezione da comportamenti che potrebbero provocare danni alle persone, agli asset e all’am- biente, aggiornando periodicamente le metodologie di lavoro e utilizzando le migliori tecnologie a disposizione, in un’ottica di mi- ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 204 glioramento continuo. Viene richiesto il pieno impegno dei vertici aziendali nella gestione della salute e sicurezza delle persone, in- clusa la formazione dei lavoratori in materia e la sensibilizzazione verso l’adozione di pratiche di lavoro e comportamenti sicuri. In particolare, quando le attività sono svolte nei siti Eni, è richiesto al fornitore di garantire la cooperazione con Eni e gli altri fornitori, ad esempio nell’applicazione proattiva di buone prassi operative, nella segnalazione delle condizioni/azioni pericolose, nella inve- stigazione e condivisione delle lessons learned di tutti gli eventi incidentali. Per le attività, le metriche e le misure volte a tutelare la sicurezza e la salute dei lavoratori nella catena di fornitura, si veda la sezione Salute & Sicurezza. Il modello di presidio nei confronti degli altri business partner L’approccio generale di Eni con i partner è quello di assicurare che i principi inclusi nel proprio Codice Etico siano integrati nel qua- dro giuridico della joint venture attraverso l’adozione del proprio Codice Etico. Nei casi in cui l’influenza sia relativamente limitata, Eni si è dotata di regole formali per garantire che il Codice della joint venture sia pienamente allineato a quello di Eni. A queste misure contrattuali si aggiungono le iniziative di formazione dedi- cate ai business partner per assicurare la continua diffusione dei principi del Codice Etico. Inoltre, clausole sul rispetto del Codice Etico sono inserite anche negli accordi con i partner di joint ven- ture, comprese le compagnie petrolifere nazionali. Per integrare i diritti umani nelle fasi preliminari di business, Eni ha introdotto una clausola, quale parte integrante delle c.d. Sustainability Gol- den Rule, da negoziare e applicare agli accordi di joint venture e ai contratti petroliferi con le autorità statali e gli enti governativi; tale clausola richiede ai partner di adempiere ai rispettivi obblighi nel rispetto dei principali standard internazionali sui diritti umani e in conformità con i Principi guida delle Nazioni Unite su imprese e diritti umani. In caso di divergenze, Eni si impegna con i propri partner a identificare potenziali aree di discussione e a concorda- re il testo finale. Tali Golden Rule prevedono anche di negoziare: (i) l’inclusione di un impegno a rispettare e promuovere i diritti umani, in particolare verso risorse umane, approvvigionamenti, HSE, sicurezza, comunità locali e per l’accesso ai rimedi, facendo leva su tale inclusione per ottenere un obbligo reciproco da parte del Paese ospitante; (ii) l’impegno a promuovere l’organizzazione di formazione e campagne di sensibilizzazione sui diritti umani con la partecipazione di personale locale, fornitori e comunità locali. Inoltre, i diritti umani sono stati integrati nei controlli di due diligence che precedono le operazioni di M&A, di investimen- to e le negoziazioni di accordi con partner di joint venture. Nel caso in cui emergano segnali di allarme dai partner commerciali in materia di diritti umani, Eni adotta le misure appropriate verso (155) Per ulteriori riferimenti si vedano i capitoli Il sistema normativo e Principi e criteri metodologici/Politiche. (156) Per approfondimenti sulle Policy in relazione al modello di Due Diligence e le relative misure di remedy si veda I diritti umani per Eni. il partner. Prima di avviare la costituzione di una joint venture, di un’operazione di M&A o di un’operazione di vendita o acquisto di titoli esplorativi, viene condotta un’analisi del potenziale partner per verificare, attraverso controlli open-source, l’esistenza di cri- ticità in materia di diritti umani legate a tali controparti. Il 100% di business partner estrattivi è stato controllato secondo tale procedura. Inoltre, viene effettuato un monitoraggio annuale del rispetto della clausola sui diritti umani nei Joint Operating Agree- ment e dei contratti petroliferi, al fine di individuare casi di piena, parziale o mancata applicazione ed eventualmente evidenziare aree di miglioramento. COMUNITÀ LOCALI POLITICHE 155 L’impegno di Eni verso le comunità locali è incluso nel Codice Etico, in cui se ne ribadisce il sostegno, anche attraverso alleanze strategiche con partner riconosciuti a livello internazionale, nonché l’adozione di misure di sicurezza volte a proteggere le persone e gli asset nel rispetto dei diritti umani. La Policy ECG Rispetto dei Diritti Umani in Eni approfondisce il rispetto dei diritti delle persone e delle comunità locali, con particolare riferimento alla biodiversità, alla tutela dell’ambiente, salvaguardando le aree c.d. “culturally sen- sitive”, al diritto alla proprietà e all’utilizzo delle terre e delle risorse naturali, al diritto all’acqua e al massimo livello conseguibile di sa- lute fisica e mentale. Non è tollerata alcuna forma di Land Grabbing e viene posta attenzione particolare ai diritti dei gruppi vulnerabili con un focus su minori, minoranze nazionali o etniche, religiose e linguistiche, persone con disabilità, lavoratori migranti e le loro famiglie. Viene ribadito il rispetto dei diritti delle donne e ragazze delle comunità, assicurandone l’effettivo engagement durante tutte le attività, e delle popolazioni indigene con particolare riferimento alle loro culture, stili di vita, istituzioni, legami con la terra d’origi- ne e modelli di sviluppo, in linea con gli standard internazionali. La Policy approfondisce, anche le modalità di coinvolgimento delle comunità tramite consultazioni preventive, libere e informate, con particolare attenzione alla presenza di gruppi vulnerabili. Viene sot- tolineato anche l’impegno ad evitare il ricollocamento di comunità e, nel caso questo non sia evitabile, a svolgere consultazioni al fine di definire accordi congiunti, garantendo loro un’equa compensa- zione e il miglioramento delle condizioni di vita, prevedendo anche appositi meccanismi di reclamo 156 . La Policy prevede anche uno specifico impegno a rispettare i diritti umani nell’ambito delle attivi- tà di security, volte a proteggere le persone e gli asset da qualsiasi minaccia di terzi che potrebbero provocare danni diretti o indiretti. Queste attività vengono condotte mediante l’implementazione di un sistema di security risk management in compliance con i più elevati standard internazionali, come i Voluntary Principles on Se- RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 205 curity and Human Rights, e tenendo conto delle esigenze dei Paesi in cui opera. All’interno del corpo normativo interno viene definito e normato il modello di sostegno allo sviluppo locale, articolato in vari sottoprocessi: comprensione del contesto, integrazione della sostenibilità e della salute nel business, conoscenza dei bisogni, aspettative e sviluppo di iniziative, monitoraggio, valutazione e re- porting. Inoltre, viene definito l’impegno e le modalità operative per le valutazioni di impatto sanitario (Health impact assessment), e per i progetti di salute delle comunità. TARGET E IMPEGNI 157 I Target e impegni legati alle comunità locali, si collegano ai princi- pi richiamati nelle Policy e vengono definiti, con un approccio bot- tom-up aggregando le singole iniziative in base a indicatori specifici (157) I target, eccetto quelli relativi ad accesso all’elettricità, sviluppo economico e protezione dell’ambiente e della biodiversità, sono stati aggiornati nel corso dell’anno sia per amplia- mento di aree geografiche e/o per rendere i target più sfidanti. per ogni settore di intervento, in linea con gli SDG. Il monitoraggio avviene internamente su base trimestrale, tracciando l’avanzamen- to nella piattaforma Stakeholder Management System, e i risulta- ti sono pubblicati nella reportistica di sostenibilità di Eni, anche a livello locale. Vengono svolte valutazioni sulla performance sia a metà che a fine ciclo per l’identificazione di best practice e di lesson learned, coinvolgendo i principali stakeholder anche tramite sessio- ni informative in cui si diffondono i risultati. I target di seguito ripor- tati sono suddivisi per i settori di intervento prioritari di Eni. Nello specifico, per i principali settori di intervento (educazione, energia, diversificazione economica, acqua e tutela del territorio), la defini- zione dei target ha visto il coinvolgimento diretto degli stakeholder mentre per le attività legate all’obiettivo relativo ai servizi sanitari sono state coinvolte le autorità sanitarie locali. Target Al Performance al 2024 (a) Anno base e valore di riferimento Note (Scopo, Metodologia, Evidenze) 19,5M Persone supportate nell’accesso all’energia sostenibile tramite la diffusione dei sistemi di cottura migliorati (clean cooking) 2030 circa 1.2M persone raggiunte 2023 275K persone raggiunte Applicabile a tutte le Linee di Business LDB 315.000 Nuovi studenti supportati nell’accesso all’educazione (primaria, secondaria e terziaria) 2030 100K persone raggiunte 2023 40K persone raggiunte Applicabile a tutte le LDB 85.600 Persone che hanno accesso all’energia sostenibile (elettricità) 2030 7K persone raggiunte 2023 51K persone raggiunte Applicabile a tutte le LDB 21.000 Agricoltori e imprenditori supportati per l’accesso allo sviluppo economico 2030 4.8K persone raggiunte 2023 15K persone raggiunte Applicabile a tutte le LDB 790.000 Persone sostenute nell’accesso all’acqua potabile (incluse campagne di sensibilizzazione) 2030 113K persone raggiunte 2023 62K persone raggiunte Applicabile a tutte le LDB 2,3M Persone sostenute nell’accesso ai servizi sanitari 2030 820K persone raggiunte 2023 330K persone raggiunte Applicabile a tutte le LDB 85.000 Persone coinvolte in attività di protezione dell’ambiente e della biodiversità 2030 6.1K persone raggiunte 2023 17K persone raggiunte Applicabile a tutte le LDB (a) Le performance 2024 sono risultate in linea o superiori ai target fissati per il 2024. IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI La sostenibilità è parte integrante di tutte le attività di business di Eni, dalle prime fasi d’ingresso lungo tutta la vita dei progetti sino alle attività di decommissioning, a supporto dell’impegno verso la Just Transition in un percorso di anticipazione dei bisogni delle comunità, anche riveden- do pratiche operative. Le comunità di riferimento vengono identificate prima di avviare le attività di business in cui Eni svolge il ruolo di opera- tore (ma anche in alcune joint venture in cui Eni ha un ruolo rilevante nella gestione degli stakeholder locali). Tali comunità possono essere identificate anche al di fuori dell’area di influenza, ossia il perimetro di analisi degli studi d’impatto, che vengono condotti nelle fasi preliminari del business, considerando gli accordi con il Paese ospitante e sulla base delle priorità identificate nei Piani Nazionali di Sviluppo. Le attività di esplorazione e produzione di idrocarburi per loro natura possono po- tenzialmente generare degli impatti negativi sui diritti umani delle comu- nità; Eni, pertanto, è impegnata nel presidiare questi potenziali impatti attraverso un approccio strutturato di due diligence, nonché programmi e misure di prevenzione, mitigazione e gestione (si veda I diritti umani per Eni). Questi impatti potenziali possono includere la compromissione del diritto alla terra (o all’acqua) a causa della necessità di terreni per l’attività di business (esplorazione, estrazione, infrastrutture per il tra- sporto e la distribuzione dei prodotti), portando talvolta alla necessità di trasferire, momentaneamente o in maniera permanente, delle comuni- tà, nonché limitare l’accesso a determinate risorse naturali o mezzi di sostentamento. In determinati casi, gli impatti potrebbero riguardare comunità o soggetti vulnerabili quali popolazioni indigene, donne, bam- bini o anziani. In caso di displacement fisico e/o economico, Eni si foca- lizza a minimizzare gli impatti socio-economici sulla loro vita, limitando il più possibile la perdita di beni che comprometterebbe fonti di reddito o mezzi di sostentamento. Altri potenziali impatti sulla salute delle comu- nità possono essere legati ad una potenziale maggiore difficoltà di ac- cesso ai servizi sanitari nelle fasi di costruzione di impianti, data dall’au- mento delle persone presenti nel territorio, oppure la potenziale maggiore diffusione di malattie infettive, come la malaria, o le malattie sessualmente trasmissibili. Inoltre, la prevalenza di lavoratori uomini nel ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 206 settore può implicare il rischio di violenza e molestie di genere, in parti- colare per quei progetti che prevedono un ingente afflusso di lavoratori appartenenti a differenti comunità. Infine, in contesti fragili o di conflitto, le misure adottate dalle forze di sicurezza possono potenzialmente comportare violazioni dei diritti umani, quali discriminazioni, molestie, violazioni della libertà, o violenza nei confronti delle comunità locali, di singoli soggetti o di Human Rights Defenders. Per quanto riguarda i ri- schi materiali 158 legati alle comunità interessate, essi sono relativi al ri- schio di: (i) process safety ed asset integrity, legato al verificarsi di inci- denti rilevanti; (ii) blowout, relativo al verificarsi di un flusso incontrollato di idrocarburi dall’interno del pozzo, con potenziali conseguenze per le comunità limitrofe; (iii) potenziale percezione negativa da parte degli stakeholder sul territorio nei confronti di Eni, che può produrre effetti negativi sull’operatività di business. Il continuo confronto ed engage- ment con gli stakeholder locali e la collaborazione con le organizzazioni della società civile ed istituzioni permette di presidiare correttamente i rischi, e cogliere l’opportunità di accesso a nuove attività di business in sinergia con il territorio: infatti le Alleanze per lo sviluppo sono una delle cinque leve del Modello di Business. Eni punta alla riduzione della po- vertà energetica nei Paesi in cui opera attraverso lo sviluppo di infra- strutture legate al business tradizionale ma anche alle nuove forme di energia, con l’impegno di generare valore nel lungo periodo, trasferendo il proprio know-how e competenze ai partner locali (c.d. approccio “Dual Flag”). Questo si concretizza attraverso l’attivazione delle catene di ap- provvigionamento locale per incrementarne il livello di competitività del- le imprese, coinvolgendo la manodopera locale e il trasferimento di competenze e conoscenze e programmi di sviluppo per la crescita e la diversificazione dell’economia. A partire dall’analisi del contesto socio-e- conomico locale, anche sulla base del global Multidimensional Poverty Index 159 , Eni adotta strumenti e metodologie per identificare i potenziali impatti, negativi e positivi, diretti e indiretti, anche in relazione ai diritti umani, fin dalle prime fasi progettuali, nella prospettiva di prevenirli e mitigarli nelle nuove attività di business e di promuovere lo sviluppo. A questo scopo, Eni, oltre ai requisiti obbligatori previsti nei Paesi di pre- senza per l’autorizzazione ambientale, produce degli Environmental So- cial and Health Impact Assessment (ESHIA) e Health Impact Asses- sment (HIA)/Valutazioni di Impatto Sanitario (VIS), che garantiscono l’aderenza a riconosciuti standard internazionali 160 , e assicurano il coin- volgimento degli stakeholder al fine di tutelare i loro interessi, identifica- re criticità, valutare potenziali impatti e porre in essere eventuali misure di mitigazione. Nel 2024, Eni, con l’obiettivo di valutare i potenziali impat- ti sulle comunità coinvolte, ha concluso 11 studi di cui 5 integrati negli ESHIA in Oman, Mozambico, Emirati Arabi Uniti, Cipro e Vietnam e 6 studi sanitari specifici, tra cui una valutazione di impatto sanitario per la bioraffineria di Livorno. Le comunità potenzialmente soggette ad impat- ti materiali sono sia quelle situate nelle aree di attività di business di Eni, (158) Per approfondimenti sulle azioni di trattamento e l’interazione con la strategia si veda Risk Management Integrato. (159) Il Global Multidimensional Poverty Index, sviluppato nel 2010 dal 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. (160) Quali ad esempio UNGPs, Linee guida OCSE, IFC Performance Standard e le metodologie definite da IPIECA. (161) Per approfondimenti su aspettative e coinvolgimento degli stakeholder si veda il Capitolo Attività di stakeholder engagement. sia quelle indicate dai governi dei singoli Paesi, ad esempio nelle aree di sviluppo offshore (come i pescatori nell’area 1 in Messico). Sono ogget- to di attenzione specifica i gruppi vulnerabili quali bambini, donne, mino- ranze nazionali ed etniche, lavoratori migranti e popolazioni indigene, ri- spetto alle quali vengono condotti approfondimenti specifici mediante forme di consultazione inclusiva. Inoltre, l’impegno a prevenire possibili impatti negativi sui diritti umani derivanti da progetti industriali, si con- cretizza nell’applicazione di un modello risk-based; tale modello utilizza elementi di contesto, come ad esempio gli indici di rischio del data pro- vider Verisk Maplecroft, e le caratteristiche progettuali al fine di classifi- care le attività di business in base al potenziale rischio sui diritti umani e individuare le opportune misure di gestione. I progetti a rischio più eleva- to sono oggetto di specifico approfondimento mediante studi dedicati, “Human Rights Impact Assessment” (HRIA) o “Human Rights Risk Analysis” (HRRA), al fine di identificare e valutare i potenziali impatti an- che attraverso l’engagement dei rightholder e definire delle raccoman- dazioni da tradursi in misure di prevenzione e gestione all’interno di Pia- ni d’Azione. Anche con riferimento alle iniziative di sviluppo locale, Eni applica la metodologia dello Human Rights Based Approach (HRBA) che riconosce e mira a responsabilizzare tutti i beneficiari in quanto de- tentori di diritti e, contestualmente, a rafforzare la capacità degli Stati e degli altri titolari di doveri di rispettare, proteggere ed applicare i diritti umani. In tale ambito, Eni ha introdotto anche un approccio volto a inte- grare la prospettiva di genere (gender-mainstreaming) nelle varie fasi dei progetti di sviluppo locale, con azioni e strumenti specifici al fine di garantire l’identificazione dei potenziali impatti, massimizzando quelli positivi e prevenendo quelli negativi, anche grazie a formazioni specifi- che per i team di sostenibilità locali. Infine, in alcuni Paesi, quali, ad esempio, l’Australia, il Kenya, il Mozambico e l’Alaska, Eni opera in aree in cui sono presenti popolazioni indigene o gruppi tribali, nei confronti dei quali ha adottato delle politiche o procedure specifiche a tutela dei loro diritti, della cultura (patrimoni culturali tangibili e intangibili per identifica- re connessioni con le attività di Eni) e delle tradizioni, e per promuovere la loro consultazione preventiva, libera e informata. Con riferimento agli impatti positivi in termini di progetti di sviluppo locale, Eni ha definito un approccio che si articola in 5 fasi: (i) conoscenza del contesto socio-e- conomico, sanitario, ambientale e culturale del Paese; (ii) coinvolgimen- to degli stakeholder locali, tramite analisi delle loro richieste (e/o even- tuali grievance), comprensione delle esigenze 161 e delle aspettative locali e consolidamento di una reciproca fiducia; (iii) analisi e mitigazio- ne degli impatti potenziali delle attività su ambiente, salute e persone, inclusi i diritti umani per identificare criticità, opportunità e rischi; (iv) definizione e implementazione di programmi di sviluppo locale (Local Development Programme) coerenti con i Piani di Sviluppo Nazionali, l’A- genda 2030 e l’analisi dei bisogni locali; (v) valutazione e misurazione dello sviluppo locale generato attraverso l’uso di strumenti e metodolo- RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 207 gie, come l’Eni Local Content Evaluation (ELCE) 162 e il Logical Framework Approach (LFA) 163 . In questo contesto, le numerose collaborazioni con istituzioni nazionali e internazionali, agenzie di cooperazione e stakehol- der locali, favoriscono un approccio utile ad individuare gli interventi fon- damentali per determinare i bisogni delle comunità contribuendo a mi- gliorare il loro sviluppo; tra queste le principali avviate e consolidate nel 2024 sono state con organismi delle Nazioni Unite (UNIDO, UNESCO, IOM, ILO), con agenzie di cooperazione nazionali (AICS e USAID), con organismi della società civile (ADPP, AVSI, Banco Alimentare, Medici con l’Africa CUAMM, AISPO, Elsewedi Electric Foundation, IRC, NCBA CLU- SA, Istituto Oikos e VIS), e del settore privato (CNH Industrial e Iveco Group, Istituto Giannina Gaslini e Gruppo San Donato). Per quanto ri- guarda i progetti di sviluppo locale, Eni ha sviluppato un approccio siste- mico per definire i settori di intervento prioritari, sulla base delle esigenze locali, anche grazie ad alleanze con attori della cooperazione allo svilup- po; questi settori sono: (i) salute delle comunità: attività di formazione professionale, interventi infrastrutturali (strutture sanitarie), azioni di sensibilizzazione e promozione della salute presso le comunità locali e attività a supporto delle autorità sanitarie locali; (ii) educazione: attività di ripristino o costruzione di edifici scolastici, distribuzione di materiali, campagne di sensibilizzazione sulla partecipazione scolastica, pro- grammi di formazione professionale, attività di supporto all’accesso all’istruzione per gli studenti delle scuole primarie, secondarie, università e post università e alla formazione dei docenti; (iii) accesso all’acqua: costruzione di pozzi, sistemi di trattamento, potenziamento delle reti idriche e della distribuzione, forniture di impianti igienico-sanitari, pro- grammi educativi; (iv) diversificazione economica: progetti di micro-im- prenditoria e inserimento professionale, programmi di formazione im- prenditoriale e professionale, mentoring e consulenza per piccole imprese e startup; (v) tutela del territorio: attività di supporto e sensibiliz- zazione nella gestione dei rifiuti, ripiantumazione di alberi, conservazio- ne della biodiversità, campagne di sensibilizzazione; (vi) accesso all’e- nergia: sviluppo di micro-reti nelle aree rurali, fornitura e installazione di componenti elettrici o pannelli solari, costruzione di linee di trasmissio- ne e collegamento alla rete nazionale; supporto nell’accesso a sistemi di cottura migliorati, certificati e di qualità, attività di sensibilizzazione su efficienza energetica. COINVOLGIMENTO DELLE COMUNITÀ Operando in contesti socio-economici differenti, è fondamentale com- prendere le aspettative degli stakeholder e condividere le scelte per co- struire rapporti improntati alla reciproca fiducia, per rilevare gli impatti effettivi, potenziali o percepiti, e per identificare le modalità più efficaci di coinvolgimento. La comprensione del contesto, anche culturale, permette di sviluppare e promuovere adeguati canali di accesso e di adottare le più pertinenti modalità di dialogo, informazione e gestione (162) Modello Eni, validato dal Politecnico di Milano, che permette di quantificare le ricadute delle proprie attività sul Paese di presenza, misurando gli impatti generati, in termini di benefici portati all’economia, alla società e alle comunità locali, per l’intera vita di un progetto. (163) Approccio metodologico utilizzato per pianificare, gestire, monitorare e valutare iniziative o programmi/progetti, definire gli obiettivi e le azioni da intraprendere. La componente principale della LFA detta “Logframe Matrix” descrive la logica dell’operazione, suddivisa in obiettivi, risultati e azioni, tenendo conto di rischi e condizioni esterne che potrebbero penaliz- zare l’esecuzione e gli esiti degli interventi pianificati. (164) Per approfondimenti si veda anche il capitolo Attività di stakeholder engagement e la Policy Rispetto dei Diritti Umani. di eventuali conflitti. Il coinvolgimento delle comunità locali 164 avviene svolgendo consultazioni preventive, libere e informate, la cui respon- sabilità è affidata al Managing Director a livello locale con il supporto dell’unità di Sostenibilità a livello centrale; in alcuni contesti vengono identificate delle figure specifiche per sviluppare una relazione co- stante, anche attraverso le periodiche consultazioni nelle diverse fasi delle attività di business. Eni e le società controllate svolgono, quindi, specifiche consultazioni con le comunità locali, incluse le popolazioni indigene e i gruppi vulnerabili; in particolare, in caso di rilocalizzazione economica o fisica delle comunità vengono effettuati dedicati mee- ting al fine di informare in modo trasparente ed esaustivo le comunità interessate, con particolare attenzione alle persone più fragili. Per ogni nuova iniziativa di sviluppo di business il coinvolgimento avviene attra- verso public hearing aperti alle comunità locali, (se non in contrasto con le normative del Paese) e comunque garantendo la partecipazio- ne attiva delle autorità (incluse le indigenous people) e dei rappresen- tanti locali, così da garantire sia una corretta informazione sugli svi- luppi di business sia per consentire l’inclusione di eventuali feedback per tutto il ciclo del progetto. Tali consultazioni avvengono attraverso sessioni informative, focus group, condivisione di informazioni e re- port per tutto il ciclo del progetto, con comunicazioni periodiche sull’a- vanzamento dei progetti di business e campagne di sensibilizzazione su temi di salute. Eni identifica inoltre, ove pertinente, le associazioni di donne attive nei territori in cui opera, in modo da coinvolgerle nelle consultazioni o proporre loro delle collaborazioni nei progetti. Il pro- cesso di valutazione dei potenziali impatti sui diritti umani e di even- tuale identificazione delle opportune misure di remedy è coerente per tutte le categorie di stakeholder ed è approfondito, insieme alle altre segnalazioni ed ai reclami sui diritti umani (si veda i I Diritti Umani per Eni). Tra i diversi canali, 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 Di- stretti che analizzano e concordano la soluzione con i ricorrenti (indi- vidui o comunità). Qualsiasi richiesta o reclamo ricevuto viene gestito e monitorato fino alla chiusura tramite accordi con le parti coinvolte, fornendo risposta anche qualora essi non siano legati alle attività di Eni. I grievance possono essere trasmessi attraverso canali online, tra cui un indirizzo email dedicato e il sito web istituzionale di società in loco, oppure fisicamente presso la sede amministrativa/operativa o tramite cassette di raccolta localizzate in aree interessate dal proget- to. Eni proibisce e si impegna ad impedire qualsiasi ritorsione contro lavoratori e altri Stakeholder che abbiano segnalato criticità, e come indicato nella Policy sul rispetto dei diritti umani non tollera o favo- risce minacce, intimidazioni, ritorsioni e attacchi (fisici o legali) contro gli human rights defender e altri Stakeholder in relazione alle proprie attività. Eni, infine, si impegna a collaborare con gli human rights de- ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 208 fender al fine di creare occasioni di coinvolgimento e confronto. Tutti i grievance ricevuti, analizzati e gestiti dalle società controllate sono tracciati nell’applicativo Stakeholder Management System, lo stru- mento gestionale per mappare la relazione con gli stakeholder, e sono classificati per tema e rilevanza, verificando la percentuale di quelli risolti. Vengono inoltre tracciate sia la tempestività nella gestione e l’analisi del trend delle tematiche, per valutarne eventuali reiterazioni e le evoluzioni verso eventuali contenziosi, che le eventuali criticità degli stakeholder rilevanti al fine di adeguare la strategia di engagement. La riservatezza circa il contenuto del grievance è salvaguardata con modalità idonee a tutelare il segnalante e l’identità dei soggetti segna- lati, senza pregiudizio. Per garantire l’efficacia e la robustezza di tale meccanismo sono valutate, in ogni contesto, le modalità di accesso da parte dei ricorrenti, incluse le implicazioni linguistiche e l’eventua- le necessità di assistenza alla compilazione, le modalità di pubblicità del meccanismo e l’adeguata informazione sul suo funzionamento. Inoltre, una volta approvata la proposta di risoluzione, Eni provvede alla comunicazione e discussione con il ricorrente, richiedendo osser- vazioni o soluzioni alternative, assicurandone sempre il tracciamento e l’archiviazione. In caso di insoddisfazione, Eni esamina le motiva- zioni e attiva, ove necessario, l’iter di esame e risposta, anche con il coinvolgimento di terze parti. Nei Paesi rilevanti, Eni, ogni tre mesi, svolge apposite review sullo stato dei grievance, monitorando indica- tori specifici; al fine di accrescere la fiducia nel meccanismo vengono valutati: se e come rendere accessibili alle comunità i risultati di tali indicatori; le migliori forme di comunicazione; la crescita dell’aware- ness e l’assistenza alla compilazione mediante il confronto periodico con le comunità. AZIONI E METRICHE 165 Tutti i processi e gli strumenti di identificazione degli impatti, positivi o negativi, prevedono programmi ed azioni preventive e di mitigazione, o per porvi rimedio nel caso in cui questi diventino effettivi. Per ogni valutazione di impatto ambientale e sociale (ESHIA) si redige un Envi- ronmental and Social Management Plan, che integra elementi riferiti al rispetto dei diritti umani, descrivendo le azioni per mitigare tali impatti durante il ciclo di vita del progetto, e condividendolo con le autorità per monitorarne l’avanzamento. Per quanto riguarda la valutazione degli impatti sanitari, essa è integrata negli ESHIA oppure viene svolta sepa- ratamente tramite HIA/VIS. Nell’eventualità di identificazione di poten- ziali impatti sulla salute derivanti dalle attività operative, tale risultanza viene divulgata agli stakeholder individuati, in accordo con la legisla- zione locale applicabile. Viene dunque redatto un Piano di Mitigazione e Monitoraggio, in modo da assicurare che gli impatti significativi iden- tificati siano gestiti adeguatamente e l’avanzamento delle attività sia periodicamente monitorato. Al termine della costruzione dei progetti, (165) Per la metodologia e area di consolidamento si veda il capitolo Principi e Criteri Metodologici. (166) Le attività approfondite in questo capitolo sono quelle gestite direttamente da Eni, negli asset operati. Non vengono, quindi, trattate le operazioni di resettlement svolte per progetti di business in cui Eni detiene una quota di partecipazione ma che vengono gestite da un operatore terzo, come ad esempio le attività svolte nel 2024 in Kazakhstan e nel progetto di Rovuma LNG in Mozambico. (167) Iniziativa multistakeholder che riunisce le principali energy company nella tutela e promozione dei diritti umani. viene verificata la conformità ai documenti progettuali, incluse le te- matiche ambientali e sociali ed eventuali scostamenti portano alla de- finizione di azioni correttive.Nel 2024 sono proseguite le attività di im- plementazione dei Piani di Azione (disponibili sul sito Eni) riferiti agli HRIA/HRRA svolti negli anni precedenti ed è stato garantito il relativo monitoraggio. Lo sviluppo di progetti per l’utilizzo delle risorse naturali potrebbe richiedere l’acquisizione e/o l’utilizzo di aree dalle comunità locali. Per tutti gli individui che hanno attività o risiedono nelle zone di attività di Eni, viene garantita (applicando lo standard internazionale dell’IFC PS5 sul resettlement involontario) l’adozione di modalità com- pensative eque, trasparenti e sostenibili anche quando lo standard del Paese di presenza non permette una compensazione che possa risto- rare le comunità impattate (Project Affected People \- PAP) in manie- ra congrua. In questo ambito, le principali azioni nel 2024 sono state svolte in: (i) Mozambico, alla luce della realizzazione di un futuro im- pianto di produzione di bio-olio, sulla base della normativa del Paese, nel 2023 sono già state compensate le PAP potenzialmente impatta- te per lo spostamento delle loro attività agricole, è inoltre in corso la definizione di un ulteriore schema compensativo per le PAP in linea con gli standard internazionali IFC; (ii) Congo, in cui sono stati avviati gli studi preliminari per la minimizzazione degli impatti sulle comunità nell’ambito dello sviluppo di infrastrutture di un nuovo progetto LNG 166 . Si specifica, inoltre, che ogni piano di azione ha un piano di monitorag- gio a cui segue una valutazione intermedia ed una finale per misurare l’efficacia delle azioni. Le attività di security Eni gestisce le proprie operazioni di security nel rispetto dei principi internazionali previsti anche dai Voluntary Principles on Security and Human Rights promossi dalla Voluntary Principles Initiative 167 (VPI), e si aspetta che i propri Business Partner gestiscano queste attività, in collaborazione e/o nell’interesse di Eni, nel pieno rispetto dei diritti umani e delle libertà fondamentali degli individui. Eni è “full member” dell’iniziativa della VPI dal 2022, e nel 2024 ha condotto una serie di azioni volte a confermare il proprio impegno e per incrementare il livel- lo di sensibilità e consapevolezza nella gestione dei potenziali impatti verso comunità presso le quali opera, quali, ad esempio l’applicazione del Conflict Analysis Tool (strumento elaborato da VPI per analizzare le cause dei conflitti di una determinata area/Paese) in Mozambico, attraverso lo svolgimento di interviste a livello locale e l’elaborazione di un piano d’azione per le azioni di mitigazione. A partire dal 2009, Eni promuove un programma di formazione rivolto al personale di sicurez- za pubblica e privata nei Paesi di presenza al fine di diffondere le best practice aziendali in linea con i principi internazionali. Nel 2024, si è tenuto il Workshop “Security & Human Rights” in Mozambico, a Mapu- to, con la partecipazione di alti funzionari civili e militari mozambicani, RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 209 oltre a rappresentanti di organismi e aziende internazionali, e a Pemba, con sessioni formative specifiche, anche pratiche, che hanno coinvol- to sia gli operatori pubblici di sicurezza sia gli operatori privati di sicu- rezza che lavorano nei siti di Eni. L’obiettivo principale era promuovere i diritti umani nelle attività di sicurezza, condividendo i principi fonda- mentali sull’uso della forza e delle armi e prevenire la violenza, con particolare attenzione alla tutela delle donne. Un’attenzione particolare è stata dedicata al rispetto della dignità umana e delle diversità, fonda- mentali per la protezione degli asset aziendali in collaborazione con le autorità locali. Complessivamente, il workshop ha coinvolto oltre 200 partecipanti, di cui 153 appartenenti alle forze di sicurezza pubbliche e private. Nel corso del 2024 è stato implementato, inoltre, un proget- to, a cura dei Security Manager di consociata, per la realizzazione di workshop formativi sui diritti umani destinati alle forze di sicurezza locali, al fine di aumentare il numero delle forze di sicurezza forma- te, in aggiunta al tradizionale corso di formazione annuale. Il kick-off del progetto è stato realizzato nei 10 Paesi con il più elevato livello di rischio di violazione dei diritti umani, definito dal Risk Based Model 2023 di Eni: Congo, Tunisia, Messico, Costa d’Avorio, Kenya, Iraq, Nige- ria, Libia, Algeria, Egitto; sono stati coinvolte 716 persone tra Forze di Sicurezza Pubbliche e Private. ll numero di Paesi con guardie armate che proteggono i siti sono 9. SECURITY RELATIVA AI DIRITTI UMANI 2024 2023 Forze di sicurezza che hanno ricevuto formazione sui diritti umani (numero) 869 170 Personale di security (famiglia professionale) che ha ricevuto formazione sui diritti umani (%) 92 90 Contratti di security contenenti clausole sui diritti umani (a) 97 100 (a) La variazione percentuale 2024 vs 2023 fa riferimento a 3 contratti in corso di aggiornamento per assicurare l’inclusione di clausole specifiche. Progetti di sviluppo locale dell’anno e coinvolgimento delle comunità Tra i principali progetti realizzati nel 2024, si segnalano iniziative per fa- vorire: (i) l’accesso all’energia in Costa d’Avorio, Mozambico, Congo e Angola attraverso la distribuzione di sistemi di cottura migliorati e in Tu- nisia attraverso l’installazione di pannelli fotovoltaici; (ii) la diversificazio- ne economica attraverso il supporto a pratiche di agricoltura e/o pesca sostenibili in Messico, Egitto, Italia e Mozambico, e l’artigianato locale in Costa d’Avorio; (iii) l’accesso all’educazione primaria e secondaria in Messico, Ghana, Mozambico e Iraq, e la formazione professionale e ter- ziaria in Costa d’Avorio, Egitto e Libia; (iv) l’accesso all’acqua attraverso la realizzazione e la manutenzione di sistemi di approvvigionamento idrico in Egitto, Congo e Mozambico e la costruzione di impianti di trat- tamento delle acque in Iraq; (v) la tutela del territorio attraverso attività di sensibilizzazione ambientale e di piantumazione in Italia, Indonesia, Ghana e Mozambico. Nell’ambito dei progetti di sviluppo sanitario, nel 2024, Eni ha realizzato iniziative in 13 Paesi, come ad esempio Angola, Costa d’Avorio, Egitto e Mozambico, attraverso il rafforzamento delle competenze del personale sanitario, la costruzione e la riabilitazione di strutture sanitarie e il loro equipaggiamento, l’informazione, l’educazione e la sensibilizzazione su temi sanitari delle popolazioni coinvolte. Inoltre, 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 a Gela, Milano e Pavia. Per il prossimo quadriennio Eni ha stanziato investimenti per oltre 362 M€ per lo sviluppo locale. Infine, nel corso del 2024 sono stati ricevuti 61 grievance e 43 sono stati risolti, (di cui 34 ricevuti nel corso dello stesso 2024), che hanno riguardato principalmente la gestione delle relazioni con le comunità (categoria più ricorrente), la gestione degli aspetti ambientali, il land management e la gestione dei fornitori. SVILUPPO LOCALE E GRIEVANCE (a) 2024 2023 Investimenti per lo sviluppo locale per settore (M€) 88,8 95,0 Accesso all’energia 0,7 3,5 Diversificazione economica 46,0 35,2 Educazione e formazione professionale 25,4 26,1 Accesso all’acqua e ai servizi igienico sanitari 0,9 2,2 Tutela del territorio 3,9 6,9 Salute 7,1 10,7 Compensazione e Reinsediamento (b) 4,8 10,4 Numero di grievance (numero) 61 140 (a) Le voci in tabella sono incluse nella Nota 14 “Immobilizzazioni Immateriali” e nella Nota 30 Costi - “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi” del Bilancio Consolidato. (b) Il dato include le spese per attività di resettlement che nel 2024 sono pari a €4,8 mln prevalentemente relative ad attività non operate (€4,6 mln in Mozambico relativamente al progetto Rovuma LNG, €0,2 mln in Kazakistan per il progetto Berezkova) e € 0,01 mln in Ghana. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 210 CLIENTI E CONSUMATORI DI ENI Questo capitolo si concentra sui clienti B2C di Plenitude \- Società Benefit, e in particolare sugli oltre 10 milioni di clienti retail ai qua- li Eni offre energia, soluzioni di efficienza energetica e mobilità sostenibile. Questa società ha integrato nel proprio modello di business la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, la vendita di energia e soluzioni energetiche per famiglie e imprese, oltre a una vasta rete di punti di ricarica proprietari per veicoli elet- trici. Ci si focalizza su questi clienti a fronte della presenza di una relazione contrattuale continuativa, a differenza delle altre linee di business di Eni. POLITICHE 168 L’impegno di Eni verso la gestione trasparente delle relazioni con i clienti e consumatori, è incluso nel Codice Etico, che richiama le best practice ed il principio di lealtà professionale per le proprie poli- tiche commerciali e scelte strategiche. Nel Codice si ribadisce inol- tre che le relazioni commerciali sono incentrate sulle esigenze del cliente, mettendolo sempre nelle condizioni di poter scegliere libe- ramente e consapevolmente. Nella Policy ECG per il rispetto dei Diritti Umani in Eni vengono rappresentate: l’integrazione della te- matica diritti umani in tutte le linee di business e nei rapporti esterni con Terze Parti (Human Rights Due Diligence Model); i meccanismi di reclamo e altri canali di segnalazione; le iniziative di formazione per la funzione responsabile dei processi impattati dai Salient Hu- man Rights Issue; nonché le iniziative di sensibilizzazione dedicate alle Terze Parti. La Policy ECG Privacy e data protection individua le modalità attraverso le quali Plenitude garantisce la tutela dei dati personali dei clienti e di tutti coloro con i quali Eni stabilisce relazio- ni, al fine di garantire la correttezza e la trasparenza del trattamento dei dati personali, e prevedere regole per la conservazione dei dati e la gestione delle segnalazioni privacy da parte dei clienti. Inoltre, la Policy ECG Consumer Protection & Green Claims: (i) ribadi- (168) Per ulteriori riferimenti si veda Il sistema normativo, e Principi e criteri metodologici/Politiche. sce la necessità del rispetto delle regole e dei principi in materia di tutela del consumatore e di corretta comunicazione ambientale e di sostenibilità (Green Claim e Sustainability Claim), rafforzando la consapevolezza dell’impatto che azioni, comportamenti e omissio- ni che violino la Normativa Consumer Protection, possono avere su Eni; (ii) individua gli strumenti volti a prevenire il rischio di violazio- ne, anche “inconsapevole”, della Normativa Consumer Protection; (iii) diffonde la cultura della compliance in materia di tutela del con- sumatore, contribuendo a favorire l’individuazione e segnalazione da parte delle persone di Eni di eventuali azioni/condotte che pos- sano costituirne violazione, in coerenza con gli strumenti normativi aziendali in materia. Infine, il corpo normativo interno definisce le procedure del processo commerciale, sottolineando il rispetto di tutte le norme poste a tutela della leale concorrenza e del rispetto del diritto dei consumatori a ricevere informazioni chiare, veritiere e complete sui prodotti e servizi offerti. TARGET E IMPEGNI I target definiti, in linea con le policy, sono al centro delle scelte strategiche e della volontà di costruire relazioni commerciali in- centrate sulle esigenze del cliente, mettendolo sempre nelle con- dizioni di poter scegliere liberamente e consapevolmente, anche attraverso una comunicazione commerciale corretta. A tal fine, Plenitude è dotata di una funzione organizzativa preposta alla verifica del rispetto della normativa in materia di consumer pro- tection per tutte le proprie iniziative di business e comunicazioni alla clientela, con l’obiettivo di fornire informazioni chiare, com- plete, veritiere e non ingannevoli. Le performance del servizio al cliente vengono monitorate su base mensile nell’ambito di busi- ness review attraverso specifici KPI, tracciandone l’allineamento con il target definito. Vengono inoltre organizzati incontri annuali con i rappresentanti nazionali delle associazioni dei consumatori, per presentare le strategie aziendali ed approfondimenti specifici su tematiche di interesse per i consumatori finali. Target Al Performance al 2024 Anno base e relativo valore di riferimento Note (Scopo, metodologia, evidenze) 33.000 punti di ricarica per veicoli elettrici proprietari installati al 2028 > 21.000 31/01/22: 6.500 punti Target assoluto definito in coerenza con la progressiva espansione del mercato della mobilità elettrica in Italia e in Europa, facendo leva sul business Retail di Plenitude, su partnership, nonché sulle sinergie con Enilive. Scopo: area di business e-mobility 3,5 volte Net Promoter Score (Retail Italia) del 2018 al 2025 2,71 volte 2018: N/A (a) Target relativo definito sulla base delle previsioni di miglioramento della customer experience, grazie all’introduzione di nuove tecnologie e di un modello di remunerazione del customer service sempre più incentrato sulla qualità del servizio erogato al cliente. Scopo: Retail Italia 90% nuovi contratti sottoscritti digitalmente in Europa al 2025 85% 2023: 80% Target assoluto definito sulla base del piano di progressiva digitalizzazione delle sottoscrizioni di contratti presso i canali di vendita fisici e dell’implementazione prevista di nuovi canali di acquisizioni digitali. Scopo: nuovi contratti di fornitura luce e gas sottoscritti dai clienti B2C in Italia, Francia, Penisola Iberica, Grecia, Slovenia contrattualizzati in modalità digitale (a) Il valore di riferimento non è riportato in quanto market sensitive e non confrontabile tra aziende a causa delle diverse metodologie. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 211 IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI IRO materiali e interazione con la strategia Eni estende il proprio raggio d’azione fino ai mercati finali, com- mercializzando gas, energia elettrica e prodotti ai mercati locali e ai clienti retail e business, ai quali offre anche servizi di efficienza energetica e mobilità sostenibile. Tra questi, i principali IRO mate- riali legati agli stakeholder a valle della catena del valore di Eni si riferiscono ai clienti Plenitude, in ragione della presenza di una re- lazione contrattuale che potenzialmente, per il verificarsi di eventi accidentali, può avere impatti materiali negativi legati a campagne pubblicitarie non chiare o pratiche commerciali ingannevoli o ag- gressive, che possono indurre i clienti in errore o ad assumere una decisione di acquisto che non avrebbero altrimenti preso. Conte- stualmente, l’offerta da parte di Eni di prodotti e servizi di qualità e in linea con le esigenze dei clienti può generare impatti positivi in termini di soddisfazione anche grazie ad adeguati canali di ascolto e coinvolgimento. Viene data, quindi, particolare attenzione a: pro- cessi di innovazione e digitalizzazione; integrazione degli aspetti ESG lungo la catena del valore e alla soddisfazione e centralità dei clienti, promuovendo un approccio corretto e trasparente e l’offerta di prodotti e servizi di qualità, in linea con le loro esigenze e a sup- porto della transizione energetica. Quest’ultimo aspetto ricopre un ruolo rilevante, non solo in quanto Eni vuole affermarsi come best practice sul mercato, ma anche per la correlazione tra la soddisfa- zione dei clienti e il tasso di abbandono (churn rate) e con il tasso di acquisizione di nuovi clienti, con evidenti effetti sulle performance dell’azienda. Tra i clienti vengono identificati quelli più esposti a ri- schi, anche al fine di identificare iniziative di mitigazione di qualsiasi impatto che possa derivare da incidenti specifici; ad esempio, viene attivato un sostegno per quelli finanziariamente vulnerabili 169 . Non sono stati identificati rischi materiali (si veda la sezione Mate- rialità) a livello di Gruppo relativamente ai consumatori 170 , al netto del rischio trasversale di Cyber Security approfondito nel capitolo Business Conduct. In coerenza con il target identificato (si veda la sezione Target e impegni di questo capitolo), lo sviluppo di punti di ricarica per veicoli elettrici 171 rappresenta un’opportunità di busi- ness per lo sviluppo di servizi a supporto della mobilità sostenibile. COINVOLGIMENTO DEI CLIENTI All’interno di Plenitude è presente un team dedicato allo studio del mercato e all’ascolto dei clienti 172 , al fine di identificarne bisogni e aree di miglioramento, trend di consumo, andamenti socioecono- mici e principali preoccupazioni. Ogni anno vengono svolte molte- (169) Nella definizione di clienti vulnerabili sono inclusi anche i clienti dell’ energia elettrica e gas naturale così come definiti da ARERA. (170) L’analisi considera tutti i rischi derivanti da impatti e dipendenze. (171) Tale opportunità viene approfondita nel capitolo Cambiamento Climatico. (172) Per approfondimenti su aspettative e coinvolgimento degli stakeholder si veda il Capitolo Attività di stakeholder engagement. (173) Per ulteriori approfondimenti sul processo di valutazione dei potenziali impatti sui I Diritti Umani per Eni e di eventuale identificazione delle opportune misure di remedy, coerente per tutte le categorie di stakeholder, si veda il capitolo I Diritti Umani per Eni. plici indagini di mercato, sia qualitative che quantitative, attraverso diversi canali (online, telefonici o personali), grazie al supporto di istituti di ricerca o società specializzate attive in Italia e all’este- ro, nel rispetto degli standard qualitativi di settore. Nel corso del 2024 sono stati realizzati oltre 70 progetti di ricerca, coinvolgendo oltre 130.000 tra clienti effettivi e potenziali, ed è proseguita anche un’iniziativa di ascolto delle chiamate effettuate al numero verde. In maniera continuativa, viene monitorata la customer satisfaction (ossia la percentuale di clienti che esprimono un giudizio superiore a 7 su un massimo di 10) in termini di soddisfazione complessiva per Plenitude come fornitore energetico. Per valutare l’efficacia dei canali di coinvolgimento, vengono monitorati anche altri specifici KPI, quali il Net Promoter Score, che misura la percentuale di clienti che consiglierebbe Plenitude come operatore e il tasso di reclamo. Viene, inoltre, promosso il dialogo e il confronto continuo con le Associazioni dei Consumatori, per migliorare la soddisfazione dei clienti e la qualità del servizio offerto. Tale dialogo avviene attraver- so canali dedicati, come, ad esempio, il Protocollo di Conciliazione Paritetica, procedura di risoluzione stragiudiziale delle controver- sie tra Società e clienti conforme alla modalità Alternative Dispu- te Resolution. Alle Associazioni dei Consumatori viene garantita la possibilità di segnalare potenziali inadempienze del servizio e malfunzionamenti dei prodotti per conto dei clienti attraverso un servizio telefonico e un’area web ad hoc. Infine, Plenitude partecipa attivamente ad incontri con le Autorità ed Enti competenti, a livello nazionale e locale, in occasione di consultazioni e audizioni, anche in merito alla tutela dei clienti vulnerabili (si veda la sezione Azioni per maggiori dettagli). La responsabilità operativa di assicurare che il coinvolgimento abbia luogo e che i risultati orientino l’approccio dell’impresa è ricoperta dal Direttore del mercato retail Italia, in col- laborazione con le funzioni di supporto. Processi di rimedio e canali di segnalazione Plenitude gestisce i reclami 173 in conformità con le normative dell’Au- torità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA). I reclami sono analizzati qualitativamente e quantitativamente per compren- dere le problematiche dei clienti e avviare azioni correttive. Ogni tre mesi, il Comitato multidisciplinare di Customer Protection, monitora gli indicatori di qualità delle performance commerciali dei partner e definisce i relativi piani d’azione. Per i reclami nei confronti dei part- ner commerciali, sono applicate procedure sanzionatorie specifiche, come penali per attivazioni non richieste e istruttorie preliminari per violazioni contrattuali presenti nel mandato, valutate dal Comitato Pe- nali. Le segnalazioni possono essere inviate dai clienti, sia tramite ca- nali remoti (area riservata/app, chat, call center, servizio postale), sia ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 212 attraverso la Lingua dei Segni Italiana (chat e call center), sia tramite canali fisici diretti e indiretti sul territorio. I canali a disposizione dei clienti sono descritti su eniplenitude.com, sulle bollette e sul mate- riale commerciale e contrattuale. Indipendentemente dal canale uti- lizzato, Plenitude garantisce la ricezione, l’analisi e il trattamento delle segnalazioni, anche anonime, assicurando la massima riservatezza per evitare ritorsioni 174 . Plenitude forma ed informa i propri fornitori di servizi, inclusi gli operatori di customer care e call center, condivi- dendo le procedure aziendali e offrendo sessioni di formazione con survey di monitoraggio della qualità. Inoltre, per assicurare l’aderenza agli standard e aspettative di Plenitude, vengono anche effettuati con- trolli sulla gestione delle chiamate e del cliente, come l’ascolto di chia- mate a campione con punteggio e feedback condiviso con il partner. I reclami e le richieste di informazioni sono monitorati giornalmente tramite un cruscotto dedicato e gestito da un team di risorse interne e fornitori esterni specializzati. Sono previsti sistemi di controllo per verificare la qualità delle pratiche e individuare carenze formative e spunti di miglioramento. Il programma di Customer Feedback utilizza una piattaforma ad hoc per erogare survey, misurare KPI di soddisfa- zione e interagire con clienti critici, integrando i loro suggerimenti nel sistema aziendale. L’efficacia di questi strumenti è monitorata in linea con gli standard di qualità commerciale stabiliti da ARERA. Si analiz- zano i reclami inevasi, i tempi di risposta, le motivazioni, oltre che gli eventuali reiteri, per comprendere le cause alla base delle segnalazioni e del reclamo. Infine, viene presidiato l’indicatore First Call Resolution, ovvero la percentuale di segnalazioni che sono state risolte alla prima chiamata, e Self-Care, la percentuale di operazioni svolte autonoma- mente dai clienti sul totale delle operazioni richieste. Per quanto riguar- da casi di violazioni dei diritti umani, non si segnalano incidenti relativi alla categoria dei clienti (si veda il capitolo I Diritti Umani per Eni). AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI Plenitude ha previsto l’implementazione di diverse azioni per porre rimedio agli impatti negativi che potrebbe avere sui clienti e consu- matori, la cui efficacia viene monitorata attraverso indicatori operati- vi (tasso di attivazioni non richieste, indice di reclamosità, NPS, ecc.) su base mensile o settimanale. Azioni a fronte di disservizi Oltre agli indennizzi già previsti dalla regolazione di settore, Plenitude si è dotata di procedure interne per mitigare gli effetti verso i clienti di eventuali disservizi attribuibili alla Società occorsi in occasione della gestione di singole prestazioni (es. operazioni contrattuali quali swi- tch, attivazioni, cessazioni, cambi prodotto) o del servizio di fornitura (es. regolarità fatturazione, registrazione pagamenti, ecc.). Tali proce- dure prevedono, ad esempio, la definizione di ristori commisurati alla tipologia e durata del disservizio o abbuoni/rimborsi di costi sostenu- ti. Ogni caso è valutato specificatamente e, ove vi siano le condizioni, (174) Per ulteriori informazioni si prega di fare riferimento alla pagina https://eniplenitude.com/info/segnalazioni-illeciti. viene poi affrontato con il cliente per individuare una proposta condi- visa, al fine di evitare il protrarsi della tematica. Tutela dei clienti e gestione delle frodi Plenitude adotta un approccio di tutela del cliente, di fronte a pratiche commerciali scorrette (anche se solo presunte) facendosi carico, ove possibile, di tutti gli oneri che ne derivano. Plenitude ha sottoscritto, con le associazioni aderenti al Consiglio Nazionale dei Consumatori e degli Utenti, il protocollo di attivazioni non richieste, per rafforzare le misure poste a protezione dei consumatori e, più in generale, in relazione alle condotte riconducibili a pratiche commerciali scorrette. Inoltre, è in vigore l’Alternative Dispute Resolution paritetica, una pro- cedura di risoluzione alternativa che ha il vantaggio di offrire una solu- zione rapida, semplice ed extragiudiziale alle controversie tra consu- matori e imprese. Plenitude si impegna inoltre a tutelare i propri clienti verso eventuali pratiche commerciali scorrette da parte di soggetti terzi, quali ad esempio attivazioni non richieste. A seguito di alcuni casi di contestati impatti in materia di privacy nel contesto di attività di teleselling e telemarketing, Plenitude ha predisposto un piano di rimedio per rafforzare i controlli presso la propria rete di vendita e il relativo adeguamento dei sistemi, oltre che misure di protezione dei dati personali dei propri clienti. A livello generale, in ambito data pro- tection, Plenitude organizza i trattamenti di dati personali e la gestione delle informazioni riservate sfruttando un approccio interdisciplinare per individuare le migliori modalità, nel rispetto dei princìpi e dei requi- siti stabiliti dal Regolamento Europeo 2016/679. Inoltre, a seguito di alcuni contestati impatti per modifiche unilaterali delle condizioni di prezzo e lacune informative da parte dell’autorità di regolamentazio- ne del settore energetico portoghese, Eni ha collaborato attivamente con l’autorità medesima, raggiungendo 35 accordi extragiudiziali con persone interessate dalle condotte oggetto di contestazione. Al fine di garantire un presidio costante della qualità del servizio, è previsto il monitoraggio dell’andamento delle attivazioni dei contratti di com- modity e di extracommodity sui sistemi, con particolare focus sulle mancate attivazioni degli stessi. Viene rendicontato l’andamento del- le attivazioni dei contratti dei punti di fornitura e vengono monitorate le criticità che possono sorgere dopo la firma del contratto del cliente, impedendone l’effettiva attivazione. Infine, in relazione ai tentativi di frode, Plenitude ha posto in essere numerose iniziative per suppor- tare i clienti vittime di potenziali truffe, fornendo loro alcuni strumenti specifici di difesa e di verifica sull’identità di chi li contatta tra cui: segnalazioni informative dei tentativi di frode, numero verde dedicato per prendere in carico le segnalazioni di chiamate sospette e servizio per verificare che il numero da cui vengono contattati sia effettiva- mente attribuibile ad un operatore di Plenitude. Quest’ultimo, dall’atti- vazione nel 2020, ha ricevuto più di 1.887 segnalazioni nel corso del 2024, di cui più del 99% relative a numerazioni non iscritte al Registro Unico Operatori Call Center, e pertanto in violazione della legge e po- tenzialmente fraudolente. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 213 Servizio clienti e iniziative per i clienti vulnerabili Per quanto riguarda gli impatti positivi, Eni ha avviato e completato nel 2023 l’introduzione di un nuovo sistema di Customer Relation- ship Management (CRM) per migliorare la customer & user expe- rience, riducendo le informazioni richieste ai clienti, anticipando ed automatizzando i controlli, e semplificando le attività per gli operato- ri. È stato completato l’aggiornamento dell’app Plenitude, per rendere ogni sua funzionalità fruibile alle persone non vedenti e ipovedenti. Per i clienti non udenti, oltre alla chat, dal 2022 è attivo TELLIS, servi- zio clienti che permette di comunicare attraverso la Lingua dei Segni Italiani, con interpreti qualificati collegati da remoto. Da analisi inter- ne e in base all’iniziativa ministeriale, Eni ha identificato i giovani tra i clienti finanziariamente vulnerabili; a tal proposito è tra le prime 50 aziende partner della Carta Giovani Nazionale, un’iniziativa del Dipar- timento per le Politiche Giovanili e il Servizio Civile Universale, rivolta ai giovani europei residenti in Italia tra i 18 e i 35 anni, che offre age- volazioni sulla fornitura di gas ed energia elettrica da fonti rinnovabili coperte da Garanzia d’Origine, uno sconto su una ricarica a consumo tramite l’app Plenitude On the Road, e una promozione su caldaie e climatizzatori. Inoltre, a seguito della fine del mercato tutelato gas a dicembre 2023, Plenitude ha definito una tipologia di offerta con le stesse caratteristiche di quella precedente di tutela anche per i clienti non vulnerabili, per garantire in un primo periodo parità di condizioni a coloro che non hanno deciso di aderire ad un’offerta del mercato libero. Per gestire gli impatti rilevanti relativi ai clienti, in Plenitude sono presenti team con competenze preposte nell’ambito della di- rezione commerciale (es. Customer Operations, Value Stream Cu- stomer Experience Management) e nell’ambito della direzione legale (es. Data Protection, Corporate Liability Compliance and Ethic Code Values, Consumer & Brand Identity Protection). Plenitude alloca bud- get specifici per implementare i piani di azione legati alla gestione del cliente. A tal fine, Plenitude definisce specifici OpEx (non materiali) che includono diverse nature di costo relative all’attività di gestione del cliente (fra queste Customer Contact, Back Office, CRM, Billing e Metering, Gestione del credito). L’entità delle risorse finanziarie futu- re viene definita e allocata sulla base dell’evoluzione della customer base e dei relativi servizi a supporto, e non ne viene fatta disclosure in quanto non finanziariamente rilevante/riservata. Coinvolgimento dei clienti nella transizione Per quanto riguarda le attività relative all’uso efficiente dell’energia, Plenitude è impegnata nell’accompagnare il cliente verso la con- sapevolezza energetica con consigli personalizzati in base al suo comportamento, all’interno dell’area web e app riservata al cliente, per sensibilizzarlo sul proprio profilo energetico. Nel 2024, inoltre, è stato sviluppato uno strumento che consente al cliente di stima- re la produzione di energia elettrica da fotovoltaico residenziale in fase di valutazione dell’offerta, per calcolare il risparmio potenzia- le e fornire una vista sul potenziale autoconsumo. Il programma fedeltà “Plenitude Insieme” (lanciato a dicembre 2022), oltre a co- struire una relazione duratura e di valore per i clienti, propone loro iniziative utili per accrescere la consapevolezza e la conoscenza sull’efficienza energetica. Per il 2025 si intende mantenere alto il tasso di partecipazione degli iscritti (più dell’80%), continuando a coinvolgerli nel percorso di transizione energetica. Nel 2024 infatti l’87% degli iscritti ha interagito con il programma almeno una volta, e più di 200.000 persone hanno approfondito le proprie conoscen- ze sull’efficienza energetica (in crescita del 27% rispetto al 2023). ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 214 POLITICHE 175 Nel Codice Etico, si ribadisce la cultura della responsabilità, della legalità, della trasparenza, l’impegno ad agire in ogni occa- sione con correttezza, integrità ed equità, nel rispetto degli impe- gni contrattuali, e l’adozione da parte di Eni di regole e controlli per prevenire e contrastare il rischio corruzione nello svolgimen- to delle attività. La Management System Guideline Anti-Cor- ruzione, accessibile pubblicamente, sottolinea il divieto, senza alcuna eccezione, di ogni forma di corruzione, attiva, passiva, diretta e indiretta, in favore e da parte di chiunque (persone di Eni, terze parti a rischio e chiunque agisca nell’interesse di Eni), definendo i meccanismi per la prevenzione della corruzione e del riciclaggio applicabili, nonché le regole per accertare l’affidabili- tà etica e reputazionale delle potenziali controparti attraverso lo svolgimento di verifiche preventive/due diligence anti-corruzione e anti-riciclaggio, la previsione di apposite clausole contrattuali e/o dichiarazioni verso terze parti, e la promozione di iniziative di formazione e sensibilizzazione per le persone di Eni e terze parti. Il documento pubblico Gestione delle segnalazioni ricevute da Eni SpA e da Società Controllate prevede l’adozione di un siste- ma volto ad incentivare le segnalazioni di comportamenti illeciti e garantire la riservatezza dell’identità del segnalante e degli altri (175) Per ulteriori riferimenti si vedano i capitoli Il sistema normativo, e Principi e criteri metodologici/Politiche. soggetti tutelati, proteggendo gli stessi da conseguenze ritorsive. Infine, il report Eni’s responsible engagement on climate chan- ge within business associations approfondisce le posizioni sui temi legati al cambiamento climatico che Eni considera essenziali nell’ambito dell’’advocacy sul climate change. Per quanto concer- ne la gestione dei fornitori, si rimanda alla Policy Rispetto dei Diritti Umani in Eni e al Codice di condotta fornitori, descritte nella sezione Lavoratori nella catena del valore di Eni. TARGET E IMPEGNI Eni, in coerenza con la strategia di sustainable supply chain di me- dio-lungo termine, ha definito dei target specifici relativamente al processo di gestione dei fornitori e approvvigionamento. Tali indi- catori vengono monitorati periodicamente e, conseguentemente, vengono definite/implementate eventuali azioni correttive. Oltre ai target elencati in tabella, Eni ha definito degli impegni sugli aspetti di business conduct, condivisi con i propri stakeholder, relativamente al mantenimento delle certificazioni ISO 37001:2016 e 37301:2021, al continuous improvement del proprio Compliance Program Anti-Cor- ruzione e alla formazione sul Compliance Program Anti-Corruzione per il personale a medio e alto rischio. Business conduct Target Al Performance al 2024 Anno base e relativo valore di riferimento Note (Scopo, metodologia, evidenze) Mantenimento delle valutazioni ESG nei procedimenti per oltre il 90% del procurato Italia Al 2025 Procedimenti con valutazione ESG per il 94% del procurato Italia 2023 85% Target relativo (a) Perimetro: procedimenti di acquisto in ambito MSG Procurement Italia Procedimenti con valutazioni ESG per il 90% del procurato estero Al 2026 Procedimenti con valutazioni ESG per il 65% del procurato estero 2023 20% Target relativo (b) Perimetro: procedimenti di acquisto in ambito MSG Procurement consociate estere 100% dei fornitori worldwide strategici valutati sul percorso di sviluppo sostenibile Al 2025 80% dei fornitori worldwide strategici 2024 80% Target relativo (c) Perimetro: fornitori strategici di Eni 90% dei contratti attivi assegnato a fornitori iscritti su Open-es, mantenendo oltre il 65% negli anni intermedi Al 2027 Nuovo target del 2024 (d) 2024 82% Target relativo (e) Perimetro: contratti in ambito MSG Procurement Italia e controllate estere 3.000 fornitori locali esteri coinvolti su Open-es Al 2026 2.600 fornitori locali esteri coinvolti su Open-es 2023 1.600 Target assoluto (f) Perimetro: fornitori controllate estere (a) Rapporto tra il valore totale di procurato Italia soggetto a valutazione ESG rispetto al valore procurato Italia totale. (b) Rapporto tra il valore totale di procurato estero soggetto a valutazione ESG rispetto al valore procurato estero totale. (c) Rapporto tra il totale dei fornitori strategici analizzati sulla base del loro posizionamento ESG e il totale dei fornitori strategici (ossia quei gruppi industriali che detengono l’80% del valore contrattuale in essere con Eni). (d) Tale target è stato aggiornato nel 2024 a fronte del raggiungimento anticipato di un target previsto per il 2025. (e) Rapporto tra il totale del valore dei contratti attivi assegnati ai fornitori iscritti su Open-es e il valore totale dei contratti attivi. (f) Si riferisce al numero totale di fornitori locali esteri gestiti dalle consociate e presenti su Open-es. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 215 CONDOTTA D’IMPRESA IMPATTI, RISCHI E OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI CONDOTTA, CULTURA D’IMPRESA E PREVENZIONE DELLA CORRUZIONE L’attività di Eni, svolgendosi in numerosi Paesi, è soggetta al potenziale rischio di incorrere in fenomeni corruttivi nelle realtà di business in cui Eni opera, a livello nazionale ed internazionale. Il fenomeno corruttivo genera potenzialmente di per sé un ostacolo allo sviluppo sostenibile ed è, al contempo, in grado di distorcere la concorrenza, e compromet- tere la fiducia nel sistema economico e nelle istituzioni. Le ripercussioni economiche si manifestano attraverso perdite finanziarie, riduzione del- la competitività delle imprese e contrazione degli investimenti. Inoltre, la corruzione può minare l’efficienza economica e la distribuzione equa delle risorse, portando a un più lento sviluppo economico. Il verificar- si di tale fenomeno, anche alla luce del forte impatto reputazionale ad esso associato, può portare a ripercussioni non solo sul personale di- pendente, ma anche su varie categorie di stakeholder che intrattengono rapporti economici, contrattuali, ed istituzionali con la Società. Al fine di prevenire tali potenziali impatti, Eni adotta e attua, in Italia e all’estero, il Compliance Program Anti-Corruzione, elaborato in ottica risk-based, in linea con le normative nazionali e internazionali in materia e con le best practice e guidance applicabili, e ha definito e attuato uno strutturato processo di Compliance Risk Assessment e Monitoring, approfondito nelle sezioni successive, volto a identificare, valutare e tracciare i rischi di corruzione nell’ambito delle proprie attività di business e a orientare la definizione e l’aggiornamento dei presidi di controllo. L’impegno in tale ambito conferma l’importanza per Eni di svolgere il proprio business con lealtà, correttezza, trasparenza, onestà e integrità, e nel rispetto delle leggi, regolamenti, analoghe normative obbligatorie, standard in- ternazionali e linee guida, sia nazionali sia straniere, a cui la Società è soggetta. TRASPARENZA E CORRETTO USO DELLE RISORSE La trasparenza per Eni è un valore aziendale e per questo si impegna nella disclosure volontaria dei pagamenti ai governi e nel contrasto a ogni forma di corruzione, promuovendo l’uso responsabile delle ri- sorse finanziarie in linea con l’Obiettivo di sviluppo sostenibile n.16 dell’Agenda 2030 delle Nazioni Unite. Nell’ambito delle proprie attività di business, Eni lavora infatti a stretto contatto con i governi di tutto il mondo, spesso destinatari di importanti transazioni economiche. I pagamenti ai governi, quindi, rappresentano anche un sostegno so- cioeconomico agli Stati e una loro corretta gestione contribuisce alla prevenzione di potenziali fenomeni corruttivi con possibili ricadute negative anche sulle comunità. ATTIVITÀ DI INGAGGIO ISTITUZIONALE Nell’ambito delle proprie partnership e attività di advocacy, Eni dialoga con policymaker, istituzioni nazionali, europee ed internazionali, orga- nizzazioni di advocacy, di categoria e le associazioni confindustriali, valorizzando il proprio impegno nel percorso di transizione energeti- ca sia riguardo alle attività tradizionali che riguardo ai nuovi business. In tale contesto, Eni contribuisce con la propria esperienza di società internazionale dell’energia alla definizione di policy e norme mirate a favorire la transizione verso il Net Zero, tenendo conto degli aspetti sociali, economici ed ambientali delle realtà in cui opera. CYBER SECURITY Le attività di Eni, come per molte altre aziende in un mondo digi- talmente interconnesso e tecnologico, sono esposte lungo tutta la catena del valore al rischio di potenziali incidenti di sicurezza infor- matica, che possono portare alla perdita di riservatezza dei dati a se- guito della diffusione di informazioni di dipendenti, clienti o business partner e a danno della comunità finanziaria, rappresentando una minaccia per la sicurezza e la privacy dei soggetti coinvolti. Allo stes- so modo, anche l’indisponibilità dei sistemi informatici a supporto dell’erogazione di servizi a clienti e business partner potrebbe avere impatti significativi su questi ultimi. Infine, l’eventuale propagazione di un incidente di cyber security ai sistemi informatici di fornitori e partner di Eni potrebbe avere impatti anche gravi su questi ultimi. AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI CONDOTTA, CULTURA D’IMPRESA E PREVENZIONE DELLA CORRUZIONE Il Codice Etico – disponibile sul sito per tutti gli stakeholder – di Eni ribadisce tra i valori che caratterizzano l’impegno delle persone di Eni e di tutte le terze parti che lavorano con l’azienda anche l’integrità e la trasparenza (si veda il capitolo Il Sistema Normativo di Eni). Il Codice si rivolge anche a tutte le terze parti, quali fornitori, partner commerciali ed industriali, da cui ci si aspetta un comportamento egualmente socialmente responsabile, supportato dallo sviluppo di adeguati programmi e presidi etici. In caso di non soddisfazione delle aspettative da parte dei diversi stakeholder, vengono adotta- te misure appropriate. Eni crede fortemente alla diffusione, a tutti i livelli aziendali, di una cultura orientata alla legalità ed al rispetto delle norme, dei valori di integrità e dei principi di comportamento e di controllo adottati dalla Società e definisce iniziative di formazione ed informazione rispetto ai fabbisogni individuati per i diversi target di popolazione, mediante la Intranet aziendale che è utilizzata come canale di formazione (Enicampus) e di diffusione (EticApp) dei con- tenuti etici e di compliance a tutte le persone Eni. Il Compliance Program Anti-Corruzione Dal 2009, Eni ha adottato e attuato il Compliance Program Anti-Cor- ruzione: un sistema organico in continuo aggiornamento di regole, controlli e presidi organizzativi, nel rispetto delle vigenti normative nazionali e internazionali in materia e in linea con le best practice e guidance applicabili, volto alla prevenzione dei reati di corruzione e ri- ciclaggio. A livello normativo, il Compliance Program Anti-Corruzione ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 216 è costituito dalla Management System Guideline Anti-Corruzione e da strumenti normativi di dettaglio per la disciplina delle attività a rischio e la definizione degli strumenti di controllo, che Eni mette a disposizione delle sue persone per prevenire e contrastare il rischio di corruzione e di riciclaggio (c.d. Strumenti Normativi Anti-Corru- zione). Le società controllate, in Italia e all’estero, devono adottare, con delibera del proprio CdA (o organo equivalente), gli Strumenti Normativi Anti-Corruzione emessi da Eni. Inoltre, le società in cui è detenuta una partecipazione non di controllo sono incoraggiate a ri- spettare gli standard definiti da Eni sul tema, adottando e mantenen- do un sistema di controllo interno in coerenza con i requisiti di legge. Eni ha istituito una funzione organizzativa centralizzata che fornisce assistenza specialistica in materia anti-corruzione e anti-riciclaggio a Eni SpA e alle sue società controllate, con particolare riferimento alla valutazione di affidabilità delle potenziali terze parti a rischio (c.d. “due diligence anti-corruzione e anti-riciclaggio”), nella gestione delle eventuali criticità/red flag e nella definizione di relative misure di mi- tigazione, inclusa la formulazione di presidi contrattuali di complian- ce e, per i casi a maggior rischio valutati caso per caso, la richiesta alla controparte dell’adozione di un Compliance Program Anti-Corru- zione. Nel 2024 la Società o esponenti del senior management non sono stati parte di alcun procedimento penale che si sia concluso con una sentenza di condanna definitiva per violazioni delle normati- ve anti-corruzione (per approfondimenti sui contenziosi del Gruppo, si rinvia alla Nota n. 28 “Garanzie, Impegni e Rischi” del Bilancio Consolidato). Eni, inoltre, si è dotata di un processo strutturato di Compliance risk assessment e monitoring volto a: (i) identificare, valutare e tracciare i rischi di corruzione nell’ambito delle proprie at- tività di business e ad orientare la definizione e l’aggiornamento dei presidi di controllo previsti negli strumenti normativi; (ii) analizzare periodicamente l’andamento dei rischi di corruzione identificati, at- traverso lo svolgimento di controlli e l’analisi di indicatori di rischio volti ad assicurare l’aderenza ai requisiti normativi e l’efficacia dei modelli di presidio; (iii) contribuire all’identificazione dei dipendenti Eni esposti a maggior rischio corruzione considerando – in aggiunta ai driver utilizzati nella metodologia per la segmentazione sistema- tica delle persone Eni a fini formativi – anche il grado di esposizione della famiglia professionale di appartenenza alle attività a rischio corruzione 176 . Tra le attività a rischio individuate da Eni, in ragione del proprio contesto operativo e organizzativo di riferimento, rientrano a titolo esemplificativo: (i) contratti con terze parti a rischio corruzione e riciclaggio (es. business associate, inclusi intermediari e consu- lenti, partner di joint venture, broker, controparti nelle operazioni di gestione di beni immobili, operatori della rete commerciale, fornito- ri, etc.); (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, iniziative per il territorio e iniziative (176) La metodologia di segmentazione volta all’individuazione dei destinatari delle diverse iniziative formative, non identifica funzioni a rischio ma tiene conto per ciascuna risorsa della qualifica, della famiglia professionale di appartenenza (es. Procurement, Commerciale, CFO, ecc.) e della relativa esposizione della stessa ad attività a rischio corruzione, nonché del rischio Paese e del rischio specifico della Società. (177) Per dettagli sul ruolo del CDA sullo SCIGR e tematiche di business conduct, si veda la sezione Governance. per la salute delle comunità, sponsorizzazioni; (iv) vendita di beni e servizi, operazioni di trading e/o shipping; (v) selezione, assunzione e gestione delle risorse umane; (vi) omaggi e ospitalità; (vii) rapporti con soggetti rilevanti (inclusi pubbliche amministrazioni e pubblici ufficiali). Sono pianificate annualmente attività di Compliance risk as- sessment e interventi di Compliance Monitoring, su ambiti di attività e funzioni individuate secondo un approccio risk-based, trasversali a più funzioni. Le valutazioni di rischiosità sono effettuate pertanto con riferimento agli ambiti di Compliance ed alle relative attività a rischio (o singole componenti) sulla base dei requisiti normativi di riferimento ed in un’ottica risk-based. Nell’ambito di tale processo di valutazione, finalizzato a determinare l’esposizione al rischio corru- zione, sono considerati diversi indicatori di rischio afferenti anche ai processi aziendali interessati dalle attività a rischio identificate. Nel corso del 2024, le attività di Compliance risk assessment hanno interessato l’ambito anti-corruzione nel suo complesso prevedendo anche esercizi di approfondimento per talune attività a rischio tra cui “acquisto e vendita di beni e fornitura di servizi”, “acquisto e vendi- ta di beni immobili”, “operazioni di compravendita di diritti minerari esplorativi”. Gli interventi di Compliance Monitoring si sono invece focalizzati, nel 2024, sulle attività a rischio “Joint Venture”, “Iniziative per il territorio e iniziative per la salute delle comunità”. Gli esiti di entrambe le attività hanno confermato il livello di rischio atteso, l’ade- guatezza delle misure di mitigazione attuate e l’efficacia del modello di compliance adottato. Le attività di formazione e comunicazione Eni crede fortemente alla diffusione, a tutti i livelli aziendali, di una cultura orientata alla legalità ed al rispetto delle norme, dei valori di integrità e dei principi di comportamento e di controllo adottati dalla Società, e definisce iniziative di formazione ed informazione rispetto ai fabbisogni individuati per i diversi target di personale Eni. Le attività rilevanti nell’ambito del Compliance Program Anti-Corru- zione e la pianificazione di tali attività per i periodi successivi sono oggetto di una relazione annuale, parte integrante della Relazione di Compliance Integrata verso il Management e gli organi di con- trollo di Eni SpA 177 . In particolare, in occasione delle riunioni dei comitati consiliari, sono state svolte una serie di sessioni di appro- fondimento aperte alla partecipazione di tutti gli Amministratori e Sindaci, su tematiche di interesse generale riguardanti il modello e le strategie di business, l’approccio ed il modello di sostenibilità in aree quali la salute delle persone, i diritti umani, la trasparenza e la lotta alla corruzione (anche in occasione della partecipazione a una sessione del Compliance Program Anti-Corruzione), le principali novità riguardanti il sistema normativo aziendale, con un focus de- dicato alle novità introdotte nel framework del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, che è parte integrante della strategia RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 217 aziendale. Anche il personale Eni, in linea con quanto definito negli strumenti normativi, deve essere informato sulle leggi applicabili, sui principi del Codice Etico e sulle altre norme interne in materia, al fine di conoscere i diversi rischi, le conseguenze che possono de- rivare in caso di violazione delle stesse, e le azioni da intraprendere per contrastare la corruzione e il riciclaggio. Al fine di ottimizzare l’individuazione dei destinatari delle diverse iniziative formative, è utilizzata una metodologia per la segmentazione sistematica delle persone Eni sulla base del livello di rischio di corruzione in funzio- ne di specifici driver di rischiosità come ad esempio Paese, ruolo, qualifica, famiglia professionale. Ciascun dipendente è destinatario di un programma di formazione specifico corrispondente al pro- prio livello di rischio di corruzione e calibrato rispetto alle esigenze del proprio ruolo e delle proprie attività svolte (le attività di forma- zione anti-corruzione sono volte a coprire il 100% delle risorse a rischio) 178 . Il programma di formazione è articolato in corsi online ed eventi formativi in aula, quali workshop di carattere generale e “job specific training” destinati ad aree professionali a specifico ri- schio corruzione. In questi corsi viene fornita una panoramica delle leggi anti-corruzione e anti-riciclaggio applicabili in Eni, illustrati gli strumenti per riconoscere le aree di rischio corruzione e riciclaggio e i relativi presidi di controllo di Eni. Inoltre, vengono descritte le modalità di segnalazione, rispetto a qualsiasi violazione sospetta o nota delle leggi anti-corruzione e anti-riciclaggio o del Compliance Program Anti-Corruzione. In linea con il principio del top level com- mitment, anche i membri del Top Management di Eni SpA, i diretto- ri/capi business e gli Amministratori Delegati (o figura equivalente) delle società controllate partecipano alle attività formative; tali sog- getti solitamente introducono il workshop anti-corruzione sottoli- neandone l’importanza e la forte correlazione che deve sussistere tra la Compliance e il business. Inoltre, per Amministratori Delegati (o figura equivalente) delle società controllate in Italia e all’estero e i loro primi riporti viene previsto un evento formativo di tre giorni con l’obiettivo di sostenere lo sviluppo e il consolidamento del loro ruolo apicale. Nel corso di tale evento, vengono approfonditi temi di Compliance e mitigazione del rischio anche attraverso lo svol- gimento di role playing e la discussione di casi complessi, con il coinvolgimento delle funzioni Compliance Integrata, Internal Audit e Affari Societari e Governance. Tra le principali attività formative svolte nel 2024 è proseguita l’erogazione del corso online “Codice Etico, Anti-Corruzione e Responsabilità Amministrativa d’Impresa” rivolto al personale Eni, in Italia e all’estero, e del nuovo corso online sul Compliance Program Anti-Corruzione per il personale a medio e alto rischio. Inoltre, nel corso del 2024 l’unità Anti-Corruzione e Anti-Riciclaggio: (i) ha progettato un seminario competitivo in aula per rendere l’esperienza del workshop più interattiva; (ii) ha tenuto un workshop generale anti-corruzione rivolto alla funzione M&A di Eni a cui hanno partecipato anche alcuni componenti del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale di Eni SpA; (iii) nell’am- (178) In particolare, le risorse ad alto rischio sono coinvolte in una formazione ultra-specialistica in aula. bito della formazione agile finalizzata ad incrementare il coinvol- gimento dei partecipanti, ha avviato l’erogazione del videogioco in materia anti-corruzione. Le iniziative anti-corruzione nei confronti della Value Chain di Eni La MSG Anti-Corruzione è condivisa con le terze parti a rischio, attra- verso la previsione di apposite clausole contrattuali e dichiarazioni di compliance, che prevedono, tra l’altro, l’impegno a prendere visione del Codice Etico, del Modello 231 e della MSG Anti-Corruzione di Eni resi disponibili sul sito internet della Società e a rispettarne i principi; inoltre, sono promosse, secondo le circostanze, relative ini- ziative di formazione e sensibilizzazione. Nel processo di qualifica dei potenziali fornitori, descritto in seguito, ne viene valutato il profilo eti- co-reputazionale nonché, per i casi a maggior rischio corruzione, l’ado- zione da parte degli stessi di un Compliance Program Anti-Corruzione. È prevista in ogni caso la definizione nei relativi contratti di clausole di compliance che includono, oltre agli impegni sopra citati, anche la pre- visione di rimedi contrattuali in caso di violazioni e, nei casi a maggior rischio, diritti di audit da parte di Eni. Inoltre, anche il subappaltatore è sottoposto a controlli preventivi per verificarne l’affidabilità sotto il profilo etico-reputazionale e deve operare esclusivamente sulla base di un contratto scritto, che contenga impegni relativi alla compliance equivalenti a quelli previsti per il fornitore diretto. Nell’ambito delle ini- ziative formative per le terze parti, nel 2024 Eni ha organizzato alcune sessioni per specifiche tipologie di controparti di Enilive (agenti, Con- cessionarie GPL e Rivenditori Lubrificanti Italia) e ha proseguito l’ero- gazione di un corso online per i fornitori ad alto rischio. Il ruolo della funzione Internal Audit e relative azioni La funzione Internal Audit di Eni svolge un compito primario a ga- ranzia del rispetto della condotta di impresa (tra cui, le attività di gestione delle segnalazioni ricevute riguardanti presunte violazio- ni della stessa), nel più generale ruolo di verifica e valutazione del Sistema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi (SCIGR), che si concretizza nella verifica dell’operatività e idoneità nel suo com- plesso. Al fine di fornire supporto specialistico al vertice aziendale e al management in materia di Eni Risk and Internal Control Holistic framework, le verifiche vengono delineate all’interno di un Piano di Audit, definito secondo criteri di rilevanza e di copertura dei prin- cipali rischi ed approvato, con cadenza almeno annuale, dal CdA, previo parere del Comitato Controllo e Rischi (CCR), sentiti il Presi- dente del CdA, l’Amministratore Delegato e il Collegio Sindacale di Eni. Inoltre, il responsabile della funzione attiva anche altri interven- ti non previsti nel Piano, in base anche a richieste che provengono da organi di amministrazione, controllo e vigilanza nonché dal verti- ce aziendale e dal Top Management. Nel corso del 2024 sono stati svolti 26 interventi di audit, in 12 Paesi, nell’ambito dei quali sono state eseguite verifiche anti-corruzione applicabili sul rispetto delle ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 218 previsioni del Compliance Program Anti-Corruzione e 13 interventi di vigilanza sui Modelli 231/di Compliance delle società controllate italiane/estere. Come nel 2023, anche nel 2024 i casi di corruzione accertati relativi ad Eni SpA sono pari a 0 e, conseguentemente, non vi sono stati licenziamenti legati a questa casistica. Per i pro- cedimenti in corso e per il totale dei casi significativi di non con- formità a leggi e regolamenti (ivi inclusi eventuali comportamenti anticoncorrenziali e violazioni delle normative antitrust e pratiche monopolistiche) si veda la sezione Contenziosi. La nomina e la revoca del responsabile della funzione Internal Audit sono normate da regole di governance volte a garantirne la massima indipenden- za. Infatti, migliorando le raccomandazioni previste dal Codice di Corporate Governance, il responsabile è nominato dal CdA, previo parere del CCR e del Comitato per le Nomine e sentito il Collegio Sindacale, su proposta del Presidente del CdA d’intesa con l’Ammi- nistratore Delegato e risponde direttamente al Presidente, riferendo al Collegio Sindacale, anche in quanto “Audit Committee” ai sensi della legislazione statunitense. Meccanismi di segnalazione e verifica per violazioni del Codice Etico, regole anti-corruzione ed altre norme Eni, sin dal 2006, si è dotata di una normativa interna, Gestio- ne delle segnalazioni ricevute da Eni SpA e da Società Control- late, aggiornata nel tempo e da ultimo nel marzo 2024, allineata alle best practice nazionali e internazionali nonché alla Direttiva UE 2019/1937 che disciplina il processo di ricezione, analisi e trat- tamento delle segnalazioni (c.d. “whistleblowing”). La normativa, disponibile sul sito e nella intranet aziendale insieme ad una sin- tetica guida operativa, consente alle persone Eni, nonché a tutti coloro che operano o hanno operato in Italia e all’estero in nome o per conto o nell’interesse della Società, di segnalare informazioni su presunte violazioni acquisite nell’ambito del contesto lavorati- vo. Per essere considerata segnalazione, la comunicazione deve essere circostanziata ed essere effettuata con un grado di detta- glio sufficiente a consentire alle funzioni competenti di verificare la fondatezza o meno dei fatti o circostanze segnalate. Le attività successive alla ricezione delle segnalazioni sono garantite da un “Team Segnalazioni” 179 , che opera nel rispetto dei principi di obietti- vità, competenza e diligenza professionale, assicurando anche il ri- scontro al segnalante; il Team, a valle di un’analisi preliminare, pro- cede con lo svolgimento di approfondimenti, analisi e valutazioni specifiche circa la fondatezza o meno dei fatti segnalati ed al moni- toraggio delle azioni correttive che emergano sulle aree e i processi aziendali interessati. Il Team Segnalazioni, anche incaricando uno dei componenti e/o altre persone di Eni da questi individuate all’in- terno della relativa unità di appartenenza, assicura la predisposizio- ne del Report Trimestrale Segnalazioni, oggetto di esame da parte del Collegio Sindacale di Eni SpA. Ad esito di tale esame, il Report (179) Un servizio dedicato dotato dei requisiti di competenza, indipendenza e assenza di conflitto di interessi, formato da responsabili di unità, delle funzioni compliance integrata, affari legali, risorse umane e organizzazione, Internal Audit ed amministrazione e bilancio di Eni SpA. viene trasmesso agli Organismi di Vigilanza (per le società control- late italiane)/Organismi di Vigilanza Internazionali (per le società controllate estere) e al Collegio Sindacale delle società interessate, ove presente, ciascuno per la propria competenza. Le informazio- ni statistiche relative alle segnalazioni gestite negli ultimi 5 anni sono, inoltre, rese disponibili sul sito di Eni SpA. Le funzioni coinvol- te nel processo di gestione, incluse quelle afferenti alle tematiche anti-corruzione, assicurano il mantenimento delle necessarie con- dizioni di indipendenza e assenza di conflitto di interessi, nonché la dovuta obiettività, competenza e diligenza professionali, statuite negli standard internazionali, nonché nel Codice Etico di Eni e sul sito di Eni. Al fine di agevolare la ricezione delle segnalazioni, sia in forma scritta che in forma orale, con modalità informatiche idonee a garantire la riservatezza dell’identità del segnalante, non- ché del contenuto, ivi inclusa l’identità del soggetto segnalato, è attiva un’apposita piattaforma, fornita da un provider esterno, che i segnalanti sono invitati a utilizzare in via preferenziale. La piatta- forma, pubblicizzata sui siti internet aziendali e accessibile al link https://whistleblowing.eni.com, garantisce, al fine di assicurare la prossimità al segnalante, la gestione di canali autonomi per Eni SpA e per le Società Controllate UE con più di 249 dipendenti o negli altri casi in cui ciò sia necessario ai fini dell’adempimento de- gli obblighi della normativa locale di attuazione della Direttiva UE 2019/1937. A prescindere da quale sia l’oggetto della segnalazione e l’entità di Eni interessata dalla stessa, è sempre garantita a tutti la possibilità di inviare segnalazioni direttamente tramite il canale di Eni SpA, che sono gestite nel rispetto e in applicazione della norma- tiva italiana in materia di whistleblowing. Sono, inoltre, istituiti dalle singole società controllate strumenti alternativi per la raccolta delle segnalazioni, (es. caselle/box di posta cartacea dedicata e casella vocale, gestita attraverso funzionalità dedicate della piattaforma) laddove necessario in relazione alle circostanze del caso concre- to (es. difficoltà di accesso alla rete internet, ecc.). La ricezione di segnalazioni nel corso del 2024 da parte di lavoratori propri e della Value Chain testimonia la conoscenza da parte degli stessi dello strumento dedicato. Tutte le persone di Eni che ricevono una se- gnalazione e/o che siano coinvolte, a qualsivoglia titolo, nell’istru- zione e trattazione della stessa, sono tenute a garantire la massima riservatezza dell’identità del segnalante, delle persone coinvolte e delle persone menzionate, nonché del relativo contenuto e docu- mentazione, nel rispetto del criterio “need to know”, utilizzando, a tal fine, criteri e modalità di comunicazione idonei a tutelare l’identi- tà, l’onorabilità e la confidenzialità dei dati identificativi (c.d. “princi- pio di riservatezza”). L’identità del segnalante e qualsiasi altra infor- mazione da cui possa evincersi, direttamente o indirettamente, non possono essere rivelate, senza il consenso esplicito espresso dello stesso, salvi i casi previsti dalla legge. A tutte le persone di Eni è vie- tato adottare atti di ritorsione o discriminatori diretti o indiretti, nei RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 219 confronti del segnalante per motivi collegati, direttamente o indiret- tamente, alla segnalazione. In particolare, il segnalante è protetto da qualsiasi atto di ritorsione o discriminazione, diretta o indiretta, per ragioni connesse, direttamente o indirettamente, alla segnala- zione. Nessun dipendente Eni può essere licenziato, demansionato, sospeso, minacciato, molestato, discriminato, in qualsiasi modo, o, comunque, oggetto di ritorsione per aver presentato una segnala- zione. Qualsiasi violazione del divieto di porre in essere comporta- menti ritorsivi e discriminatori può comportare l’avvio di procedi- menti disciplinari nei confronti dell’individuo che ha posto in essere tali comportamenti, e l’adozione di adeguate misure disciplinari/di sostegno alle parti eventualmente coinvolte. Resta salvo il diritto del segnalante di comunicare alle competenti autorità, organismi o istituzioni locali le ritorsioni che ritiene di aver subito. LE ATTIVITÀ DI LOBBYING DI ENI Nell’ambito delle proprie partnership e attività di advocacy, Eni dialoga con i policymaker sia direttamente che indirettamente at- traverso le associazioni di categoria. Nel 2024 le principali attività di engagement di Eni con le istituzioni nazionali, internazionali ed europee si sono concentrate su: (i) la partecipazione ad iniziative di promozione economica, incontri e tavole rotonde su temi legati al business e ai nuovi business, agli scenari geopolitici ed energetici, allo sviluppo sostenibile e alle nuove tecnologie; (ii) la rappresen- tazione del posizionamento di Eni sulla transizione energetica e la decarbonizzazione in occasione di eventi pubblici e dei princi- pali forum multilaterali internazionali (es. B7, B20, COP29); (iii) il coinvolgimento e il dialogo con le istituzioni, anche nell’ambito di partnership e membership, con think tank, associazioni e organiz- zazioni internazionali relativamente alla definizione delle politiche e norme pertinenti alle proprie attività di business ed in particolare su energia e transizione ecologica, innovazione e mobilità sostenibile; (iv) le presentazioni di progetti, e l’organizzazione di visite da parte di associazioni, delegazioni istituzionali e politiche a strutture indu- striali, siti operativi e centri di ricerca. In particolare, Eni partecipa alla definizione di strategie e norme mirate ad accelerare la tran- sizione verso il Net Zero, sostenendo e condividendo, in maniera chiara e trasparente, il proprio posizionamento sul cambiamento climatico e i temi di strategia correlati. Eni riconosce il valore del- la partecipazione attiva ai lavori delle associazioni di business per sviluppare e condividere best practice ed elaborare posizionamenti di advocacy indirizzati a promuovere la transizione energetica e a tal proposito, nel 2024, ha pubblicato la terza edizione del report di valutazione dell’allineamento tra il posizionamento di Eni e quello delle associazioni di business a cui la Società partecipa sui temi re- lativi all’advocacy sul clima. In quest’ottica, Eni si impegna, in modo proattivo, ad indirizzare le posizioni di ciascuna associazione, in particolare le associazioni le cui posizioni sono divergenti rispetto ai Principi Eni sull’Advocacy Climatica, verso un approccio coerente (180) Numero REG 99578067285-35. con la necessità di agire efficacemente per far fronte al cambia- mento climatico. I Principi Eni sull’Advocacy Climatica sono: 1\. Accordo di Parigi: Eni supporta gli obiettivi dell’Accordo e le policy che perseguono in maniera congiunta agli obiettivi di sostenibili- tà, sicurezza energetica e tutela della competitività industriale nel percorso verso il Net Zero al 2050. 2\. Ruolo del gas: Eni riconosce il ruolo del gas naturale nella transizio- ne energetica e supporta l’implementazione di normative specifi- che per la riduzione delle emissioni di metano e del routine flaring. 3\. Carbon pricing: Eni supporta l’implementazione di meccanismi di carbon pricing credibili e costo efficienti. 4\. Efficienza energetica e tecnologie low carbon: Eni promuove azio- ni e politiche a supporto di efficienza energetica e tecnologie ne- cessarie alla decarbonizzazione quali rinnovabili (sia in forma di elettroni che di molecole allo stato liquido/gassoso), CCS, Carbon Dioxide Removal, idrogeno. 5\. Mobilità sostenibile: Eni supporta l’implementazione di soluzioni complementari per la decarbonizzazione del trasporto, quali bio- carburanti sostenibili e mobilità elettrica, e policy basate su un approccio technology neutral che promuovano le tecnologie più mature e costo efficienti. 6\. Ruolo dei crediti di carbonio: Eni supporta lo sviluppo di policy abilitanti per investimenti nelle Nature and Technology Based Solutions e l’utilizzo di crediti a compensazione delle emissioni residue hard-to-abate. 7\. Trasparenza e disclosure: Eni supporta lo sviluppo di best practi- ce per una disclosure trasparente sulle azioni in ambito clima e sull’advocacy climatica. Le attività e gli impegni relativi all’interlocuzione di Eni con gli sta- keholder istituzionali, inclusa l’attività di lobbying, sono responsabi- lità del Direttore Public Affairs (alle dirette dipendenze dell’Ammini- stratore delegato di Eni), che partecipa alle riunioni del Comitato di Direzione e del Comitato Rischi, e riferisce regolarmente all’Ammini- stratore Delegato sulle tematiche di competenza. Contributi Politici Eni, come previsto dal Codice Etico, non impiega risorse aziendali per contributi elettorali e attività di advocacy politica o verso orga- nizzazioni non governative, ad eccezione dei costi interni relativi alle attività della Direzione Public Affairs, ed eventuali spese verso terzi per attività di intermediazione con le istituzioni dell’Unione Europea. Inoltre, Eni non effettua donazioni a partiti politici, ma sostiene una serie di iniziative scientifiche, culturali e sociali in tutto il mondo: ogni richiesta proveniente da tali programmi è sottoposta ad una rigorosa due diligence per garantire che il contributo Eni non venga utilizzato e/o interpretato erroneamente. Inoltre, Eni è iscritta all’EU Transpa- rency Register 180 e aderisce al relativo codice di condotta, che regola il suo rapporto con le istituzioni dell’Unione Europea. Attraverso il ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 220 Registro Eni fornisce ampie informazioni sulle proprie attività, in- clusi gli obiettivi dell’organizzazione, l’appartenenza ad associazioni di categoria e imprenditoriali e le spese relative alle attività coperte dal Registro nell’anno precedente. In Italia, Eni è presente nei registri istituiti presso il Ministero delle Imprese e del Made in Italy (in prece- denza Ministero dello Sviluppo Economico) e presso la Camera dei Deputati. Le spese connesse alle attività di lobbying in Italia sono riportate nel registro per la trasparenza del Ministero per le Imprese e il Made in Italy. La Camera dei Deputati pubblica relazioni annuali sull’attività delle imprese registrate. Negli Stati Uniti, tutte le attività e le spese rientranti nell’ambito del Lobbying Disclosure Act sono ren- dicontate su base trimestrale e sono disponibili al pubblico. Inol- tre, ogni posizione pubblica presentata alle parti interessate e agli organismi di regolamentazione dell’USG (ad esempio SEC, BOEM \- Bureau Ocean Energy Management) è pubblicata sui siti Web perti- nenti di tali parti interessate e organismi di regolamentazione. TAX STRATEGY E TRASPARENZA NEI PAGAMENTI La strategia fiscale di Eni, approvata dal CdA e disponibile sul sito internet della Società, si fonda sui principi di trasparenza, onestà, cor- rettezza e buona fede previsti dal proprio Codice Etico e dalle “Linee Guida OCSE per le Imprese Multinazionali” ed ha come primo obiet- tivo l’assolvimento puntuale e corretto delle obbligazioni di imposta nei diversi Paesi dove Eni opera nella consapevolezza di contribuire in modo significativo al gettito fiscale degli Stati, sostenendo lo svi- luppo economico e sociale locale. La Tax Strategy aziendale prevede l’assolvimento delle imposte nei Paesi dove avviene l’operatività se- condo le previsioni e lo spirito delle normative locali, e rifiuta scelte di politica fiscale aggressive, fra le quali anche la localizzazione di legal entities nei cosiddetti paradisi fiscali. Eni ha implementato il Tax Control Framework di cui è responsabile il CFO, strutturato in un pro- cesso aziendale a tre fasi: (i) valutazione del rischio fiscale (Risk As- sessment); (ii) individuazione e istituzione dei controlli a presidio dei rischi; (iii) verifica di efficacia dei controlli e relativi flussi informativi (Reporting). L’ambiente di controllo e i processi/procedure sono dise- gnati in modo da ridurre a un livello relativamente contenuto il rischio di violazioni con impatto finanziario o reputazionale significativo (ri- schio fiscale). Nel 2024 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 consolidato; tali conten- ziosi sono relativi all’interpretazione tecnica delle norme fiscali locali, spesso molto complesse, e sono gestiti in un’ottica di conciliazione. Nell’ambito delle attività di gestione del rischio fiscale e di conten- zioso, Eni adotta la preventiva interlocuzione 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 Compliance) quali il regime di adempimento collaborativo in Italia. A testimonianza dell’impegno verso una migliore governance e trasparenza del settore estrattivo, fondamentale per favorire un uso responsabile delle risorse e preve- nire fenomeni corruttivi, Eni aderisce all’Extractive Industries Transpa- rency Initiative (EITI) dal 2005\. In tale contesto, nel 2023 Eni è stata nominata Alternate Member del Board di EITI, il principale organo de- cisionale dell’iniziativa. Il Board decide le priorità per l’organizzazione e valuta i progressi dei Paesi nel soddisfare lo standard EITI. L’iniziati- va EITI prevede il rispetto di precise aspettative (expectation) da parte delle società aderenti all’iniziativa che, a partire dal 2021, sono diven- tate anche un framework di valutazione di tali società, per identificare buone pratiche e opportunità di miglioramento. Nel 2024, facendo seguito alla valutazione svolta da EITI sul rispetto delle “Expectations for EITI supporting companies” (che ha evidenziato come Eni soddisfi interamente 7 aspettative e, parzialmente, ulteriori 2 su un totale di 9) Eni ha risposto alla richiesta di follow up di EITI comunicando l’ado- zione di misure di rafforzamento dell’attuale disclosure, in particolare rispetto al commodity trading, al fine di essere pienamente conforme a tutte le “expectation”. A livello locale, inoltre, Eni partecipa attiva- mente alle iniziative promosse da EITI in 7 Paesi, sia direttamente attraverso i Multi Stakeholder Group istituiti nei Paesi aderenti a EITI, sia indirettamente mediante associazioni di categoria. In conformi- tà alla Legge italiana n. 208/2015, Eni redige il “Country-by-Country Report” (CbCR) previsto dalla Action 13 del progetto “Base erosion and profit shifting \- BEPS”, promosso dall’OCSE con la sponsorship del G20, il cui obiettivo è la trasparenza sui profitti delle aziende mul- tinazionali a beneficio delle amministrazioni finanziarie e sulla corre- lazione tra la base imponibile dichiarata in ciascuna giurisdizione e la solidità dell’attività economica sottostante, fornendo elementi cono- scitivi sulla proporzionalità tra imposte e valore generato localmente. Nell’ottica di favorire una maggiore trasparenza in materia fiscale a beneficio di una più ampia platea di stakeholder, tale report è oggetto di pubblicazione volontaria da parte di Eni; nel 2024 è stata recepita in Italia la Direttiva EU n. 2021/2101 che prevede la pubblicazione ob- bligatoria di alcuni elementi del CbCR a partire dal periodo d’imposta 2025\. La pubblicazione di questo report è stata riconosciuta come best practice dalla stessa EITI. 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 pubblica- zione dei contratti ed esprime il proprio sostegno ai meccanismi e alle iniziative che saranno avviate dai Paesi per promuovere la trasparen- za in questo ambito. CYBER SECURITY La tematica cyber security è risultata materiale poiché l’operatività del Gruppo dipende in misura significativa dai sistemi informatici, inclusi quelli di terze parti, che supportano in maniera pervasiva tut- ti i processi aziendali. I suddetti sistemi sono esposti al rischio di malfunzionamenti, virus, accessi non autorizzati, sottrazione di infor- mazioni sensibili che possono causare danni operativi, economici e reputazionali (per maggiori informazioni si veda la sezione Fattori di rischio e incertezza: rischi connessi al funzionamento dei sistemi informatici e alla sicurezza informatica). RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 221 LA GESTIONE SOSTENIBILE DELLA CATENA DI FORNITURA IMPATTI, RISCHI e OPPORTUNITÀ (IRO) MATERIALI La strategia di Procurement di Eni si fonda sulla condivisione di va- lori, impegni e obiettivi con la supply chain, adottando un approccio sistemico e inclusivo. Questo approccio mira a coinvolgere tutti i livelli della catena di fornitura in un percorso di miglioramento con- tinuo e sviluppo sostenibile, promuovendo principi di sostenibilità ambientale e sociale per accrescere la consapevolezza e favorire pratiche aziendali più responsabili. L’impatto positivo derivante da questa strategia si riflette sull’intera supply chain, migliorandone la competitività, e sulle attività di Eni stessa. In un contesto industria- le sempre più orientato alla sostenibilità, Eni rafforza il proprio ruolo di leadership attraverso l’iniziativa Open-es, una piattaforma digi- tale e alleanza di sistema, con l’obiettivo di costruire una catena di fornitura più resiliente e sostenere un ecosistema imprenditoriale in linea con gli obiettivi di transizione sostenibile, che rappresenta- no un pilastro centrale della strategia di Eni. AZIONI INTRAPRESE SUGLI IRO MATERIALI La strategia di gestione sostenibile della catena di fornitura di Eni si basa sulla condivisione di valori, impegni ed obiettivi con la pro- pria supply chain e si declina su tre pilastri: approccio sistemico e inclusivo, lo sviluppo e valorizzazione di best practice e la per- vasività della sostenibilità nel processo di approvvigionamento. Il primo punta a coinvolgere ogni livello della catena 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. Per coinvolgere l’intera catena del valore Eni, inoltre, promuove iniziative multi-stakeholder come Open-es, avviata da Eni con Boston Consulting Group e Google Cloud nel 2021, al fine di creare un’iniziativa comune tra il mondo industriale, finanziario e associativo per supportare le imprese nel percorso di misurazione e crescita sulle dimensioni ESG a bene- ficio dell’intero tessuto imprenditoriale. Ad oggi, vi hanno aderito oltre 30 partner tra cui grandi realtà industriali, istituti finanziari e associazioni, e si sono registrate oltre 28.000 (incremento di oltre l’85% rispetto al 2023) imprese, di cui circa 7.000 appartenenti alla filiera Eni (italiana ed estera). Lo sviluppo e la valorizzazione di best practice consistono nel supportare i fornitori nell’adempimento delle diverse richieste in ambito ESG, fornendo strumenti a suppor- to del loro percorso di sviluppo sostenibile e più in generale della competitività. Tali iniziative consistono, in primis, nel fornire alle aziende strumenti di: (i) misurazione e miglioramento del grado di maturità ESG attraverso un percorso basato su metriche standard e allineate al contesto normativo e con il confronto con benchmark (181) Valutazione 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 reputazionale, 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 simile). di settore, accedendo a piani di sviluppo personalizzati e a soluzioni offerte da realtà specializzate in ambito ESG; periodicamente sono realizzati eventi e programmi formativi gratuiti di sostenibilità; (ii) supporto finanziario tramite l’iniziativa “Sustainable Supply Chain Finance”, avviata nel 2023, che consente ai propri fornitori di richie- dere il pagamento anticipato delle fatture senza impatti sulle linee di credito, per incentivare il miglioramento del profilo ESG dell’im- presa grazie alla sinergia con Open-es. Nel 2024 sono stati con- cessi anticipi di fatture per un ammontare complessivo di circa 90 milioni di euro. 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 delle eccellenze, tramite l’“HSE & Sustainability Sup- ply Chain Award”, al fine di condividere best practice in ambito ESG e premiare le imprese più distintive e innovative. Inoltre, nel 2024, Eni ha proseguito il programma di supplier diversity “Inclusion De- velopment Partnership” lanciato nel 2023, per creare un parco for- nitori più inclusivo e diversificato ed aumentare la partecipazione ai procedimenti di acquisto delle imprese di proprietà di individui provenienti da gruppi sottorappresentati. La pervasività ESG nel processo di procurement è rappresentata dall’integrazione dei principi di tutela ambientale, crescita sociale e sviluppo economico in ogni sua fase. Con questo approccio, Eni si è dotata del “Sustai- nable Supply Chain Framework”, un meccanismo di governance che unisce obiettivi aziendali, requisiti legislativi, target e piani d’a- zione specifici che vanno ad incidere sul processo di procurement e più in generale sulla supply chain. Tale framework si concretizza in un presidio trasversale alle varie dimensioni di sostenibilità e con focus su tematiche ESG prioritarie, periodicamente individuate sul- la base del piano strategico aziendale e dell’evoluzione del quadro normativo. In particolare, il presidio trasversale prevede: (i) la sot- toscrizione da parte dei fornitori del Codice di Condotta Fornitori come impegno reciproco nel riconoscere i valori di Eni; tutti i nuovi fornitori sono valutati anche secondo criteri sociali 181 ; (ii) periodici aggiornamenti di qualifica e due diligence al fine di minimizzare i ri- schi lungo la catena di fornitura attraverso la verifica del posiziona- mento ESG dei fornitori, dell’affidabilità etico-reputazionale, econo- mico-finanziaria, tecnico-operativa e dell’applicazione dei presidi in materia di salute, sicurezza, ambiente, governance, cyber security e diritti umani; (iii) logiche di assegnazione dei contratti sulla base anche delle caratteristiche ESG rilevanti per l’oggetto contrattuale; (iv) il monitoraggio periodico del rispetto degli impegni assunti e del comportamento del fornitore attraverso la gestione di feedback di performance; (v) la condivisione di azioni di miglioramento con il fornitore, qualora emergano criticità in qualsiasi fase del rapporto, e limitazione/inibizione alla partecipazione a gare, qualora non ri- sultino soddisfatti dal fornitore gli standard minimi di accettabilità previsti. In aggiunta al presidio trasversale, anche nel 2024 in rela- ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 222 zione ad alcune dimensioni ESG prioritarie per Eni (come cambia- mento climatico, governance di filiera, diritti umani, dignità e ugua- glianza, cyber security e safety) si è continuato a svolgere verifiche e approfondimenti dedicati e a utilizzare specifici criteri minimi per la valutazione delle offerte, oltre a clausole standard dedicate nei contratti. Particolare attenzione è stata dedicata ai temi risultati come materiali nella Value Chain: (i) cambiamento climatico: per i fornitori più emissivi, è stata avviata un’attività di engagement volta a garantire che dichiarassero le proprie emissioni Scope 1 e 2 e a loro supporto e, più in generale, di tutta la supply chain, è stato messo a disposizione, sulla piattaforma Open-es, uno strumento sviluppato con Accenture, gratuito e di facile utilizzo, dedicato alla quantificazione delle emissioni a livello aziendale; (ii) diritti umani dei lavoratori (si veda Lavoratori nella catena del valore di Eni); (iii) gestione responsabile della filiera: è stato condotto un asses- sment sui fornitori caratterizzati da filiere complesse con frequente ricorso al subappalto, per analizzare il livello di presidio della loro catena di fornitura, con l’obiettivo di responsabilizzare i principali player della catena di Eni nell’implementazione di una due diligen- ce ESG nelle loro filiere. Nei casi in cui sono emerse significative carenze, sono stati definiti e condivisi piani di miglioramento e per le situazioni particolarmente critiche, è stata limitata alle aziende non conformi la partecipazione alle gare Eni. Per l’implementazio- ne della strategia di Sustainable Supply Chain di Eni sono previste spese gestionali (non materiali) relative alle funzioni e al personale coinvolto, oltre che ai costi per audit in loco svolti da terze parti. Eni mira a rafforzare ulteriormente la gestione sostenibile della ca- tena di fornitura, a tutti i livelli della filiera, fornendo strumenti che permettano ai fornitori di adottare e replicare il modello Eni, mante- nendo un approccio sistemico e inclusivo. Si intende promuovere una maggiore responsabilizzazione dei partner commerciali diretti, soprattutto i grandi player del mercato, incoraggiandoli a svolgere regolarmente attività di due diligence sulle proprie terze parti e a presidiare attivamente le tematiche di sostenibilità ambientale e sociale lungo l’intera catena di approvvigionamento. Parallelamen- te, Eni si impegna a intensificare le verifiche interne sui subappal- tatori e su tutte le realtà con cui intrattiene rapporti commerciali, con particolare attenzione ai contesti critici o ad alto rischio, adot- tando un approccio più rigoroso. Questo percorso è finalizzato a migliorare la capacità di identificare, prevenire e mitigare i rischi, rafforzando trasparenza e responsabilità condivisa lungo la filiera, nel breve e medio termine. PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE (a) 2024 N° fornitori coinvolti in iniziative di consapevolezza, misurazione e collaborazione su tematiche ESG (numero) 7.512 % di contratti attivi con fornitori coinvolti in iniziative di consapevolezza, misurazione e collaborazione su tematiche ESG (%) 70 % del valore dei contratti attivi con fornitori coinvolti in iniziative di consapevolezza, misurazione e collaborazione su tematiche ESG 82 (a) I dati sono disponibili solo per il 2024, essendo nuovi indicatori monitorati da quest’anno. PRASSI DI PAGAMENTO DEI FORNITORI In generale, la gestione dei pagamenti dei fornitori da parte di Eni avviene secondo criteri uniformi e procedure standardizzate, sen- za distinzione di tipologia, dimensione o ubicazione geografica. Eni 182 prevede nei propri standard 183 un termine di pagamento ai fornitori pari a 60 giorni nei contratti stipulati in regime priva- tistico e 30 giorni per quelli ricadenti nell’ambito del Codice dei contratti pubblici (D.lgs. 36/2023) 184 . Per i tempi medi di paga- (182) In linea con l’approccio basato sulla trasparenza e correttezza nella gestione dei propri fornitori, Eni SpA ha aderito al Codice Italiano Pagamenti Responsabili che Assolombarda ha istituito nel 2014. (183) Validi altresì per le società controllate per le quali Eni SpA svolge attività di approvvigionamento in maniera accentrata. (184) I singoli contratti di Eni SpA e delle società controllate adottano tale termine, salvo eccezioni derivanti da eventuali previsioni normative applicabili al contratto o da specifiche esigenze di business. mento dei fornitori di Eni SpA e delle società controllate italiane nel 2024 si veda Relazione sulla gestione/Altre Informazioni. Per il periodo oggetto di rendicontazione non risultano procedi- menti giudiziari pendenti in Italia a carico di Eni SpA e società controllate italiane aventi ad oggetto ritardati pagamenti ai pro- pri fornitori. Per maggiori informazioni si veda la Principi e cri- teri metodologici. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 223 Principi e criteri metodologici INTRODUZIONE La rendicontazione di sostenibilità è redatta su base consolidata di gruppo, approvata dal CdA e soggetta a revisione limitata. All’interno del Content Index sono dettagliate eventuali: (i) disclosure di infor- mazioni qualitative e quantitative derivanti da altre legislazioni; (ii) indicatori entity specific come previsti dai principi ESRS ispirati all’Oil & Gas Sector standard del GRI e/o alla bozza di standard EFRAG di settore O&G o indicatori legati ad obiettivi strategici; (iii) disclosure di informazioni contenute nella Relazione sulla Gestione; (iv) l’utilizzo di eventuali phase-in. Per quanto riguarda i Minimun Disclosure Re- quirements (MDR), quelli relativi alle policy sono trattati nella sezione Politiche: Codice Etico e sistema normativo; quelli relativi alle azio- ni e target sono approfonditi all’interno dei capitoli specifici, mentre quelli relativi alle metriche all’interno della sezione Metriche: me- todologie di riferimento. Si segnala che all’interno dei capitoli tema- tici ci si riferisce alla parola “target” nel caso siano rispettati i criteri ESRS, altrimenti ci si riferisce ad impegni Entity-Specific. Perimetro di rendicontazione La rendicontazione di sostenibilità è stata redatta in conformità agli European Sustainability Reporting Standards e alla guida im- plementativa EFRAG IG 2 “Value chain” che richiede un perimetro di rendicontazione allineato a quello finanziario 185 e, ove richiesto, tale perimetro è opportunamente esteso alle realtà sotto il con- trollo operativo 186 definito secondo i criteri stabiliti dall’Allegato II dell’atto delegato CSRD e dalla guida implementativa EFRAG sopra menzionata. In particolare, per gli indicatori emissivi, il perimetro comprende, oltre alle società controllate, anche fattispecie di at- tività che ancorché non controllate da Eni sono riflesse nella ren- dicontazione finanziaria ed in particolare: (i) le joint operation sia contrattuali che societarie, le cui attività sono oggetto di rilevazione proporzionale nel bilancio consolidato; (ii) le attività rilevate a fronte delle chiamate fondi di spettanza operate da parte delle società che svolgono il ruolo di operatore unico dei contratti petroliferi (c.d. operating companies); (iii) nonché le attività associate ai contratti di leasing. Per dette realtà non controllate le emissioni sono consi- derate limitatamente alla quota di possesso laddove non operate; al contrario, qualora operate viene riportata anche la componente emissiva riferita alla interessenza di terzi (non consolidata) 187 . Le (185) Per le partecipazioni di Eni si rinvia alla sezione Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2024 degli Allegati alle note del bilancio consolidato di Eni SpA. Inoltre i rifeirmenti alle classificazione societarie (come controllate, consolidate integrali, Joint operation, ecc.) si riferiscono alle definizioni IFRS e IAS come descritte nel paragrafo Principi contabili, stime contabili e giudizi significativi delle note al bilancio consolidato. (186) Tra i criteri più rilevanti per l’identificazione del controllo operativo si citano l’esistenza di un documento contrattuale, la piena autorità di dirigere le attività operative e la piena autorità di gestire le relazioni della società/sito/asset e introdurre e implementare le policy operative. (187) Analogamente sono riportate al 100% anche le emissioni delle società controllate congiuntamente (joint venture) e collegate quando è presente un controllo operativo. (188) I dati riferiti a realtà non operate sono raccolti attraverso appropriati flussi informativi elaborati da terze parti operatori dell’asset specifico. altre società collegate, le joint venture e altre entità rilevanti sulle quali Eni SpA non esercita il controllo operativo, non sono incluse nella rendicontazione, se non per alcuni KPI specifici che richiedo- no le informazioni della catena del valore (come le emissioni Scope 3). A questa vista, al fine di assicurare la comparabilità con il set- tore e presentare i progress rispetto agli obiettivi strategici, ven- gono affiancate anche le viste operate e su base equity (si veda al riguardo il paragrafo Metriche: metodologie di riferimento). Per quanto riguarda le informazioni ambientali, al fine di assicurare comparabilità e qualità dell’informazione richiesta dagli ESRS, per tutti i topic E2, E3, E4 ed E5 i dati quantitativi sono presentati sulla base di un perimetro operato a cui è affiancata separatamente 188 la quota delle informazioni ambientali riferibili a realtà non controllate e operate da terzi (es. joint operation, contrattuali o societarie). Per quanto riguarda gli standard sociali, il perimetro di riferimento per la propria forza lavoro si riferisce alle società consolidate integrali, al netto degli indicatori di salute e sicurezza che si riferiscono ad un perimetro operato in linea con le best practice di riferimento. Per quanto riguarda gli indicatori relativi alle comunità, ci si riferisce a quelle in cui Eni svolge il ruolo di operatore nonché ad alcune joint venture in cui Eni ha un ruolo rilevante nella gestione degli sta- keholder locali. Per approfondimenti sui singoli KPI si veda Metri- che: metodologie di riferimento. In caso di acquisizioni societarie avvenute nel corso dell’anno di rendicontazione, le informazioni riportate riguardano i mesi di competenza e, in caso di cessione/ dismissione di società nel corso dell’anno, le informazioni sono sta- te riportate relativamente ai soli mesi effettivi di competenza. Alla luce dei cambiamenti normativi e degli standard di rendicontazione e dei nuovi perimetri di rendicontazione, i dati di confronto sono stati rideterminati, per quanto ragionevolmente fattibile. Criteri di redazione Le informazioni quantitative sono individuate a valle dell’analisi di materialità, e sono raccolte su base annuale; si riferiscono al periodo 2024 e, ove già raccolto e pubblicato lo scorso anno, è stata affianca- ta anche la vista 2023\. In generale, i trend relativi agli indicatori di per- formance sono calcolati utilizzando anche cifre decimali non riporta- te nel documento. I dati relativi all’anno 2024 costituiscono la migliore valutazione possibile con i dati disponibili al momento della redazione ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 224 del presente prospetto. In caso di ricorso a stime, o di utilizzo di oriz- zonti temporali differenti da quelli degli ESRS, queste sono approfon- dite nelle Metriche: metodologie di riferimento. I dati 2023, relativa- mente agli aspetti ambientali (incluse le emissioni con vista operata) sono stati riesposti per allinearsi al nuovo criterio operato. La maggior parte delle informazioni quantitative sono raccolte e aggregate auto- maticamente tramite software aziendali e inviate a una piattaforma dedicata per il tracciamento e l’approvazione dei dati. Relativamente al periodo oggetto di rendicontazione, non si segnalano informazioni omesse in quanto oggetto di proprietà intellettuali, know-how o clas- sificate come sensibili, a meno del reference value del target relativo al Net Promoter Score. Non si riportano inoltre errori (e relative corre- zioni) da segnalare rispetto alla precedente edizione dell’informativa. Laddove rilevante, alcune informazioni si riferiscono anche alla cate- na del valore a monte e a valle. Ciò include una valutazione di materia- lità degli impatti, rischi e opportunità (IRO) lungo la catena del valore ( Analisi di materialità e della gestione degli impatti, rischi e oppor- tunità). Eventuali IRO con effetto sulla Value chain sono indicati sia nella sezione di materialità sia nella disclosure di riferimento del tema specifico. Quando policy, target, azioni o metriche si riferiscono anche ad attori della VC, questo è indicato nella sezione di riferimento. POLITICHE: CODICE ETICO E SISTEMA NORMATIVO Il Codice Etico, rinnovato nel 2020, esprime i valori aziendali che caratterizzano l’impegno delle persone di Eni e di tutte le terze parti che lavorano con l’azienda: integrità, rispetto e tutela dei diritti uma- ni, trasparenza, promozione dello sviluppo, eccellenza operativa, innovazione, team work e collaborazione. Tali valori supportano la società nella definizione dell’assetto di amministrazione e controllo adeguato, nell’adozione di un sistema efficace di controllo interno e gestione dei rischi e nella comunicazione con gli azionisti e altri stakeholder. Insieme ai valori, il Codice contiene principi generali e norme di comportamento concrete, che forniscono una guida pra- tica nell’operatività aziendale, rivolgendosi ai membri degli organi sociali di amministrazione e controllo e ai dipendenti di Eni e del- le società controllate, e a tutte le terze parti, quali fornitori, partner commerciali ed industriali (è stato redatto tenendo conto delle pro- spettive degli stessi). Il documento sottolinea, anche, l’impegno di Eni nel rispetto dei Diritti Umani nelle proprie attività e in quelle dei (189) In caso di coinvolgimento di stakeholder esterni, questi sono esplicitati, ove rilevante. (190) Il Process Owner è responsabile del disegno e della relativa adeguatezza nel tempo degli strumenti normativi di propria competenza. Il Process Owner ECG approva le modalità applicative delle Policy ECG e relative Global Procedure, Company Procedure di Eni SpA e Operating Instruction Professionali; il Process Owner di Processo approva le MSG di processo e relative Global Procedure, Company Procedure di Eni SpA e Operating Instruction Professionali. Il Process Owner valuta le richieste di deroga avanzate dalle società controllate. Nel caso in cui il ruolo di Process Owner venga attribuito a più soggetti, competenti per processi/tematiche Ethics, Compliance & Governance, viene istituito il Comitato dei Process Owner. Nella tabella riportata nella pagina successiva ci si riferisce ai Process Owner in qualità di responsabili delle funzioni citate. partner commerciali, in linea con i Principi Guida delle Nazioni Unite su Imprese e Diritti umani, le Linee Guida OCSE per le imprese mul- tinazionali nonché nel rispetto dei Voluntary Principles on Security and Human Rights. Altri riferimenti considerati sono gli SDGs ed il Paris Pledge; per assicurare una comprensione capillare, il Codice viene diffuso e promosso attraverso varie azioni, fra cui un’attività di formazione specifica e la traduzione nelle lingue dei Paesi in cui Eni opera. La versione aggiornata del documento è consultabile nei siti internet e intranet di Eni SpA e delle società controllate. Il Codice Etico è stato elaborato con il coinvolgimento del management ed è stato approvato dal CdA di Eni SpA, su proposta dell’AD d’intesa col Presidente, sentito il parere del Collegio Sindacale e del Comita- to Controllo e Rischi. Il Codice Etico costituisce un riferimento per Il Sistema normativo, i cui diversi elementi sono richiamati all’in- terno della sezione Politiche dei capitoli tematici. In particolare, sono citate tre tipologie fondamentali di documenti le cui caratteristiche 189 sono: i. Policy ECG: si tratta di documenti pubblici (ad eccezione del- la Policy Privacy e data protection), applicabili ad Eni SpA e alle sue società controllate, le cui “Linee Fondamentali” sono approvate dal CdA di Eni SpA mentre le “Modalità Applicati- ve” sono approvate dal Process Owner 190 , che è responsabile del disegno e della relativa adeguatezza nel tempo, mentre il management e tutte le persone di Eni sono tenuti ad applicare le normative e a porre in atto iniziative per prevenire e indi- viduare irregolarità e/o atti fraudolenti. Inoltre, gli Assurance Provider (ossia le funzioni aziendali di 2° e 3° livello di controllo così come individuate dalla normativa ENRICH – Eni Risk and Internal Control Holistic framework – quali, ad es. Complian- ce Integrata, Internal Audit, Risk Management Integrato, ecc.) supportano il Process Owner sia nella identificazione e valuta- zione dei principali rischi, sia nella definizione e implementa- zione di adeguati sistemi di gestione degli stessi e monitorano, per competenza, l’adeguatezza e l’operatività dei controlli posti a presidio dei principali rischi. ii. Posizionamenti pubblici: si tratta di posizioni societarie pubbli- che su temi specifici, proposte dai Process Owner di competenza, con approvazione di AD o CdA. iii. Management System guidelines: si tratta di documenti facenti par- te del Sistema Normativo (di cui la MSG “Anti-Corruzione” e l’Alle- RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 225 gato “Gestione delle segnalazioni ricevute da Eni SpA e da Società Controllate” sono pubblici), applicabili ad Eni SpA e alle sue società controllate, la cui approvazione è in capo al Process Owner 191 , e re- (191) Ad eccezione della MSG “Anti-Corruzione” che è approvata dal CdA di Eni SpA e dell’Allegato “Gestione delle segnalazioni ricevute da Eni SpA e da Società Controllate” approvato dal Collegio Sindacale di Eni SpA quale Audit Committee ai sensi della normativa SOA. datti attraverso il coinvolgimento di tutti gli stakeholder interni, in accordo agli aspetti di competenza. Di seguito vengono riportati i ri- ferimenti dei documenti normativi e posizionamenti citati nella RdS. POLICY E CORPO NORMATIVO INTERNO Policy ECG Rispetto dei Diritti Umani in Eni (S1, S2, S3, S4, G1) Riferimenti: UNGPs, Linee guida dell’Organizzazione Internazionale del Lavoro, Dichiarazione Universale dei Diritti Umani, Nazioni Unite (NU) e Linee Guida OCSE; principi del Global Compact dell’ONU e dell’International Finance Corporation (IFC) Performance Standards, Convenzione sui Popoli Tribali e Dichiarazione dell’ONU sui Diritti dei Popoli Indigeni; Voluntary Principles on Security and Human Rights e Basic Principles on the Use of Force and Firearms by Law Enforcement Officials dell’ONU. Policy ECG Privacy e data protection (S4) Riferimenti: Regolamento (UE) 2016/679 relativo alla protezione delle persone fisiche con riguardo al trattamento dei dati personali, nonché alla libera circolazione di tali dati; D.lgs. 196/2003 Codice Privacy; Linee guida 07/2020 sui concetti di titolare del trattamento e di responsabile del trattamento ai sensi del GDPR. Policy ECG Consumer Protection & Green Claims (S4) Riferimenti: Direttiva 2005/29/CE relativa alle pratiche commerciali sleali; Direttiva 2006/114/CE relativa alla pubblicità ingannevole e comparativa; Direttiva (UE) 2019/2161 per una migliore applicazione e una modernizzazione delle norme dell’Unione relative alla protezione dei consumatori; Direttiva 2024/825/UE; Proposta di Direttiva della Commissione Europea del 22 marzo 2023 c.d. “Substantiating Green Claims”. Policy ECG Diversity & Inclusion (S1) Riferimenti: Convenzione ONU sui diritti delle persone con disabilità, art. 27, 2006 Convenzione ONU per l’eliminazione di ogni forma di discriminazione nei confronti delle donne (CEDAW) del 1979; Carta dei Diritti Fondamentali dell’Unione Europea, Women’s Empowerment Principles (and Gender Based Violence and Harassment at Work Policy Template) Prassi di Riferimento UNI/PdR 125/2022. Policy ECG Zero Tolerance (S1) Riferimenti: Convenzione dell'Organizzazione Internazionale del Lavoro n. 190 sull'eliminazione della violenza e delle molestie nel mondo del lavoro, adottata a Ginevra il 21 giugno 2019 nel corso della 108ª sessione della Conferenza generale della medesima Organizzazione; Raccomandazione n. 206 sull’eliminazione della violenza e delle molestie nel mondo del lavoro; Legge n. 4 del 15 gennaio 2021 di ratifica ed esecuzione della Convenzione dell'Organizzazione internazionale del lavoro n. 190 sull'eliminazione della violenza e delle molestie sul luogo di lavoro. POSIZIONAMENTI PUBBLICI Posizionamento di Eni sull’acqua (E3) Applicabile a tutte le società operate da Eni, approvato dal CEO e di competenza per la gestione operativa del Process Owner HSEQ; Riferimenti: Water Mandate, iniziativa del Segretariato ONU, a cui Eni ha aderito nel 2019. Posizionamento Eni sulla Biodiversità e Servizi Ecosistemici (E4) Applicabile a tutti i siti operativi di Eni e fornita ai contrattisti e ove, applicabile, ai fornitori (upstream value chain) in tutti i Paesi e lungo tutto il ciclo di vita dei progetti; Consultati gli stakeholder a livello corporate e a livello di sito per la redazione della policy; Riferimenti: Convenzione sulla Diversità Biologica; approvato dal CEO e di competenza per la supervisione generale al Process Owner biodiversità e per la gestione operativa del Process Owner HSEQ. Eni’s No-Go Commitment (E4) Applicabile alle Oil and gas exploration and development activities approvato dal CEO. Riferimenti: UNESCO World Heritage List. Posizione di Eni sulle biomasse (E4) Applicabile ad Eni SpA e alle sue controllate; approvata da un tavolo tecnico. Eni si impegna a collaborare con gli stakeholder ed esperti in materia per migliorare le proprie conoscenze e assicurare all’interno della compagnia l’implementazione degli standard più avanzati (rispetto alle biomasse utilizzate); Riferimenti: Obiettivi al 2030 del Recast della Direttiva RED (Direttiva 2018/2001). Eni’s responsible engagement on climate change within business associations (G1) Applicabile ad Eni SpA e controllate; approvata dal Top management. Posizione Eni sui conflict minerals (S2) Applicabile ad Eni SpA e controllate Dirigente Preposto; Riferimenti: Normativa degli Securities and Exchange Commission (SEC) degli Stati Uniti. Codice di condotta fornitori (S2, G1) Applicabile a Eni SpA e controllate; la responsabilità di applicazione è esterna ad Eni, che presidia i fornitori ed effettua azioni su quei fornitori che palesano comportamenti difformi rispetto a quelli previsti dal codice condotta fornitori; Riferimenti: Principi Guida delle Nazioni Unite su Imprese e Diritti Umani (UNGP), le Linee Guida OCSE per le Imprese Multinazionali e i Voluntary Principles on Security & Human Rights; coinvolto un cluster di fornitori per la redazione del documento. MANAGEMENT SYSTEM GUIDELINE (MSG) E ALLEGATI HSE e Allegati (E1, E2, E3, E4, E5, S1) Applicabile a Eni SpA e controllate; Process Owner HSEQ; Riferimenti: CEO Water Mandate (iniziativa pubblico-privata lanciata dall’ONU nel 2007); Aqueduct; Norma ISO 14001:2015; ISO 45001:2018; Direttiva 2008/98/CE; D.lgs.152/2006; Direttiva 2008/50/CE; Direttiva 2010/75/CE; Norma UNI EN 13725; 50001:2011. Risorse Umane (S1) Applicabile a Eni SpA e controllate; Process Owner Risorse Umane e Organizzazione; Riferimenti: Dichiarazione Tripartita dell’Organizzazione Internazionale del Lavoro - OIL; Normativa in materia di Privacy e Data Protection. Commerciale (S4) Applicabile a Eni SpA e controllate; Process Owner Gas Portfolio, Commerciale e Marketing Enilive, Business Unit Versalis, Retail Italian Market Plenitude. Anti-Corruzione (G1) Applicabile a Eni SpA e controllate; Process Owner Compliance Integrata; Riferimenti: legge anti-corruzione e leggi anti-riciclaggio italiana e vigenti nei Paesi di attività (incluse la Convenzione delle Nazioni Unite contro la corruzione, la Convenzione dell’Organizzazione per la Cooperazione e lo Sviluppo Economico sulla lotta alla corruzione dei pubblici ufficiali stranieri nelle operazioni economiche internazionali, lo US Foreign Corrupt Practices Act, lo UK Bribery Act e il D.lgs. 8 giugno 2001, n. 231) e le migliori guidance e best practice in materia di sistemi di gestione anti-corruzione. Allegato Gestione delle segnalazioni ricevute da Eni SpA e da Società Controllate (G1) Applicabile a Eni SpA e controllate; Process Owner Internal Audit; Riferimenti: Direttiva (UE) 2019/19371 e dalle relative leggi di recepimento, Sarbanes-Oxley Act del 2002. MSG Salute (S1) Applicabile a Eni SpA e controllate; Process Owner Salute; Riferimenti: Norma ISO 14001:2015. MSG Procurement (S2, G1) Applicabile a Eni SpA e controllate; Process Owner Procurement; Riferimenti: Leggi anti-corruzione e antiriciclaggio vigenti nei Paesi di attività; Normative e strumenti nazionali e internazionali applicabili, linee guida e best practice che hanno lo scopo di prevenire le violazioni in materia di Diritti Umani (es. UNGPs, le Linee guida OCSE e la Dichiarazione OIL sui principi e i diritti fondamentali del lavoro). Impresa Responsabile e Sostenibile (S3) Applicabile a Eni SpA e controllate; Process Owner Sostenibilità; Riferimenti: Carta internazionale dei diritti umani; Dichiarazione sui Principi e i Diritti fondamentali nel Lavoro dell’Organizzazione Internazionale del Lavoro (OIL), Convenzioni specifiche particolarmente inerenti alle attività di Eni, quali: Core Human Rights Treaties, ovvero i seguenti Trattati internazionali ed i relativi Protocolli, come definiti dall’Alto Commissariato ONU per i Diritti Umani; Linee guida OCSE destinate alle imprese multinazionali; IFC Performance Standard 1, 2, 5 e 7; ISO 26000 \- Guida alla Responsabilità Sociale. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 226 METRICHE: METODOLOGIE DI RIFERIMENTO PERIMETRO ENERGIA E CLIMA Per la rendicontazione delle emissioni GHG, si considerano i seguenti perimetri di riferimento: i. un perimetro che include Eni SpA, le società controllate, i contratti di leasing rilevanti, e la propria quota di possesso in Joint Operation (incorporate e non incorporate) e nelle Operating company (che hanno un trattamento contabile assimilabile alle joint operation). A queste, secondo gli standard ESRS, viene aggiunta l’integrazione al 100% delle Joint Operation operate (incorporate e non incorporate) e il 100% dei dati da Joint Venture e Asso- ciate operate. ii. un perimetro operato, in linea con le practise di settore, che include Eni SpA, le società controllate, i contratti di leasing rilevanti e prevede la contabi- lizzazione del 100% delle Joint Operation operate (incorporate e non incorporate) e il 100% dei dati da Joint Venture e Associate operate. iii. un perimetro equity “entity specific”, che include Eni Spa, e tutte le società controllate, a controllo congiunto e collegate (operate e non operate) con- tabilizzate in quota equity. Tale perimetro è utilizzato per le metriche sottese ai target di decarbonizzazione di medio-lungo termine di Eni. Per quanto riguarda i dati relativi all’energia si considera: a. un perimetro operato, che include Eni SpA, le società controllate, il 100% dei dati delle JO operate (incorporate e non incorporate) e il 100% dei dati da JV e Associate operate; b. un’integrazione relativa alla propria quota di possesso in joint operation non operate e la propria quota di partecipazione nelle operating company. Inoltre, ci sono alcuni indicatori entity specific, connessi ai target della strategy, per cui si utilizza un perimetro calcolato in quota equity della produzione upstream, coerentemente con gli standard internazionali e di settore (GHG Protocol e IPIECA). Per tali indicatori vengono anche considerate le joint venture e le associate in quota. Tale perimetro non si applica al KPI della capacità installata da fonti rinnovabili, calcolato in base equity e che si riferisce principalmente a Plenitude. Per quanto riguarda i dati relativi ai crediti di carbonio, il perimetro è rappresentato dai crediti acquistati da Eni SpA e società controllate. Per quanto riguarda la sezione “brevetti e innovazione” i dati sono rendicontati considerando Eni SpA e le società controllate consolidate integralmente. DATAPOINT METODOLOGIA CAMBIAMENTO CLIMATICO Emissioni & processo di raccolta dati CONFINI OPERATIVI E METODOLOGIE DI CONTABILIZZAZIONE: in linea con i riferimenti normativi e coerentemente con i principali standard internazionali (standard WBCSD/WRI GHG Protocol Initiative Standard e best practice di settore), le emis- sioni di GHG sono rendicontate per tutte le fonti emissive rilevanti, considerando i seguenti gas: CO 2 , CH 4 , N 2 O [Gli altri gas serra (HFCs, PFCs, SF6, NF3), sulla base dell’analisi condotta sui dati disponibili, non sono ritenuti significativi (in linea con il settore O&G), in quanto pesano circa lo 0,1% sul totale GHG]. La conversione delle emissioni in CO 2 eq. viene effettuata tramite l’applicazione dei GWP \- 100 anni, riportato nel 6° Rapporto di Valutazione dell’IPCC (AR6 – 29,8 per CH 4 , 273 per N 2 O). Le emissioni sono classificate in dirette (Scope 1), indirette Scope 2 (secondo l’approccio location based e market based) ed indirette Scope 3. Processo di raccolta dati e reporting, QA/QC e Sistema di controllo interno: Eni ha implementato un processo di raccolta, contabilizzazione e rendicontazione delle emissioni di GHG basato sui seguenti elementi: · Sono applicate specifiche procedure per la raccolta dei dati in coerenza con la struttura organizzativa della Società, indivi- duando con chiarezza ruoli, responsabilità e tempistiche di rendicontazione. I dati vengono raccolti con cadenza mensile/ trimestrale secondo un approccio bottom-up: gli operatori GHG di siti e strutture all’interno dei confini operativi inseriscono i dati nel sistema informativo centralizzato di Eni. Successivamente tali dati vengono validati dalle linee di business e conso- lidati a livello centrale, attraverso regole e procedure interne ad Eni finalizzate a garantire l’accuratezza e la coerenza dei dati sulle emissioni. · Sono state implementate procedure tecniche interne per l’identificazione delle fonti materiali di emissione di GHG e per l’identificazione di metodologie comuni per il calcolo delle emissioni di GHG a livello bottom-up. Le metodologie di misura, calcolo e stima sono ampiamente ispirate al protocollo WBCSD GHG, IPIECA O&G Guidance e API Compendium. Per quanto riguarda il livello di incertezza associato ai dati di attività (consumi) ed ai fattori emissivi, sono implementate, ove possibile, adeguate misure che ne consentono la minimizzazione, quali: (i) l’applicazione di standard normati ed il ricorso a laboratori accreditati per le analisi delle caratteristiche dei combustibili al fine della determinazione dei fattori emissivi; (ii) l’utilizzo di strumentazione di misura, tarata e calibrata periodicamente in accordo agli standard internazionali, per la contabilizzazione dei consumi energetici (dati di attività). · Sono stati implementati strumenti centralizzati per garantire un corretto calcolo delle emissioni di gas serra a livello bot- tom-up. Gli strumenti informativi sono gestiti a livello centrale in linea con le procedure ICT di Eni e sono soggetti a verifica periodica da terze parti al fine di garantire omogeneità nel calcolo delle emissioni tra tutte le società incluse nel perimetro di consolidamento (minimizzando il rischio di errore), ed una corretta gestione degli utenti abilitati ai sistemi, coerentemente con le procedure ICT implementate da Eni. · Sono inoltre adottati ulteriori strumenti di QA/QC per garantire la completezza ed accuratezza del dato. In particolare: (i) il perimetro di consolidamento è soggetto a revisione periodica al fine di verificare i criteri di inclusione/esclusione; (ii) sono condotte verifiche periodiche sugli scostamenti significativi dei dati rispetto al periodo di reporting precedente e formalizzate le cause; (iii) sono condotte verifiche relative all’interfacciamento tra i diversi applicativi nei quali sono gestiti i dati che con- corrono alla generazione del dato emissivo di GHG; (iv) sono previsti audit interni periodici su vari livelli, che coprono anche i dati sulle emissioni di GHG. Le azioni a supporto della verifica di qualità dei dati sono formalizzate nell’ambito del sistema di controllo interno che, in linea con quanto già implementato nell’ambito delle informazioni finanziarie, è esteso anche alle informazioni di carattere non finanziario. La robustezza della contabilizzazione è infine garantita dai processi di certificazione di terza parte sui dati emissivi. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 227 DATAPOINT METODOLOGIA Emissioni dirette Scope 1 Le emissioni di GHG Scope 1 provengono da fonti proprie o controllate dal Gruppo Eni, tra cui: le emissioni associate alla generazione di energia elettrica necessaria per le operazioni (incluse quelle connesse all’esportazione di energia elettrica verso siti Eni fuori perimetro), trattamento e compressione del gas, lavorazione dei prodotti petroliferi. Le emissioni di GHG Scope 1 sono classificate nelle seguenti categorie: (i) Combustione e processo: Emissioni GHG da combustione staziona- ria, sorgenti mobili e operazioni di processo industriale; (ii) Flaring: Emissioni GHG derivanti dalla combustione controllata di idrocarburi in torcia. Rientrano in questa tipologia di sorgente le emissioni derivanti da routine flaring, non routine flaring e flaring di emergenza (safety flaring); (iii) Venting: Emissioni GHG da venting nelle operazioni di esplorazione e produzione Olio e Gas, nella generazione di energia elettrica e nel trasporto di gas (ad esempio: quantitativo di CO 2 e CH 4 contenuto all’interno dei gas incombusti scaricati attraverso aperture di sfiato e CO 2 di giacimento associato all’estrazione di idrocar- buri); (iv) Fuggitive (CH 4 ): Perdite involontarie negli impianti, in apparecchiature come pompe, valvole, tenute dei compres- sori, ecc. Il calcolo delle emissioni deriva dalla misurazione/stima dei dati di attività (es: combustibile consumato, energia elettrica, distanza percorsa). In base alla loro origine fisica i dati sono tratti da: (i) registrazioni dei contatori di carburante; (ii) bollette, ad es. per il consumo di energia elettrica; (iii) misura diretta (come i LDAR per le emissioni fuggitive); (iv) altre modalità utilizzate in alcuni siti e strutture di Eni. I fattori di emissione utilizzati vengono calcolati considerando la compo- sizione chimica del gas oppure derivano da fonti di letteratura. In particolare: (i) per le installazioni ricadenti nel campo di applicazione dello schema Emissions Trading, si fa riferimento al Regolamento EU-ETS 2018/2066: tabella dei parametri standard nazionali per l’anno 2024\. Rivisto e pubblicato dal Ministero per la Transizione Ecologica, applicato a: gas naturale, GPL, gas combustibile di raffineria, gas derivato dal petrolio, gas flare; (ii) per tutte le altre installazioni i principali riferimenti di letteratura sono le linee guida IPCC e l’API Compendium of Greenhouse Gas Emissions Methodologies for the Oil and Natural Gas Industry 2009/2021 per CO 2 , CH 4 e N 2 O. Nei siti e nelle strutture Eni in cui è in atto un programma LDAR (Leak Detection and Repair Program), le emissioni fuggitive di CH 4 vengono stimate, riportate e monitorate attraverso misurazioni periodiche. I fattori di emissione derivano principalmente da standard API o EPA (es. Protocollo EPA n. 453) e le emissioni vengono espresse in tCO 2 eq./anno. Nei siti in cui il programma LDAR non è ancora in atto, le emissioni fuggitive sono stima- te a partire dal censimento dei componenti (valvole, flange, ecc) oppure dalla produzione di olio e gas, attraverso fattori di emissione standard (API Compendium). Le emissioni di CO 2 di origine biogenica Scope 1 vengono riportate separatamente; ammontano a 0,22 e 0,27 MtCO 2 eq. rispettivamente nel 2023 e 2024 e fanno riferimento alla combustione di biomasse ed a processi di produzione di biometano nelle installazioni Eni. La percentuale di emissioni Scope 1 coperte da schemi ETS è calcolata considerando le installazioni Eni ricadenti in EU/UK ETS e le emissioni delle installazioni Eni in Kazakhstan e Australia (Paesi dove è in vigore uno schema ETS). Volumi di idrocarburi inviati a flaring L’indicatore misura il volume di idrocarburi inviato in torcia per la combustione (flaring). In particolare, si distingue tra volumi di idrocarburi totali inviati a flaring e volumi inviati a flaring di routine nel settore Upstream, che include attività routinarie sui pozzi, negli impianti di trattamento gas/olio, nelle stazioni di compressione in caso di gas in eccesso. Emissioni indirette Scope 2 Rientrano in questa categoria le emissioni GHG derivanti dalla generazione di energia elettrica, vapore, riscaldamento e raffredda- mento, acquistati da terzi e consumati da Eni. Le emissioni sono rendicontate secondo i seguenti approcci: · Location Based – approccio basato sul mix energetico medio del Paese da cui viene acquistata energia elettrica di terze parti; la fonte di riferimento per i fattori di emissione di Scope 2 da acquisti di energia elettrica è il database Emission Factors pubblicato periodicamente da IEA, che riporta fattori specifici per ogni Paese; · Market Based – approccio basato su dati specifici relativi alla fornitura di energia elettrica tenendo conto della quota di energia elettrica rinnovabile, del mix residuale del Paese e di strumenti contrattuali a sé stanti o in abbinamento a contratti di fornitura. Le emissioni associate alle forniture da fonti non rinnovabili o non coperte da garanzie di origine rinnovabile sono calcolate applicando ove disponibili coefficienti emissivi relativi alla fornitura specifica, al mix residuo o, in assenza di tali informazioni, sul mix energetico del Paese di riferimento. La principale fonte di riferimento per i fattori di emissione del mix residuale è la pubblicazione AIB 2023 (Association of Issuing Bodies – European Residual Mixes). I fattori di emissione utilizzati per calcolare le emissioni indirette da acquisti di vapore sono derivati dall’API Compendium. Le emissioni di CO 2 di origine biogenica Scope 2 non sono stimate in quanto ritenute non significative. Emissioni indirette Scope 3 Rientrano in questa categoria le emissioni GHG connesse alla catena del valore Eni, non contabilizzate come emissioni di Scope 1 o di Scope 2\. Sulla base del Protocollo GHG del WBCSD/WRI, del Corporate Value Chain (Scope 3) accounting and reporting Standard e dello standard IPIECA, le emissioni indirette di GHG di Scope 3 sono classificate in categorie e rendicontate sulla base di un’analisi di significatività, in relazione alle attività di Eni. Per il Settore Oil & Gas, l’unica categoria ritenuta significativa (~93% sul totale) è quella legata all’utilizzo dei prodotti energetici venduti (cat.11). Per questa categoria le emissioni sono stimate in accordo con il criterio del volume netto IPIECA (Net Volume Accounting), utilizzando come dato di attività la produzione di idrocarburi equity Upstream, ed assumendo che l’intera produzione venduta di petrolio e gas naturale sia consumata nel corso del 2024\. Il calcolo delle emissioni (tramite fattori emissivi ISPRA) comprende delle assunzioni in merito alla destinazione finale dei prodotti venduti. Il dato si assume interamente calcolato sulla base di dati di attività primari (nello specifico dati di produzione venduta di idrocarburi). Le altre categorie non sono riportate in quanto ritenute non significative (7% del totale Emissioni Scope 3, pari a 195, MtCO 2 eq. di cui ~1,2% Cat.1, ~1,2% Cat.10 e ~3% Cat.15). Relativamente a Joint Venture, Associate, in value chain e non, sono state considerate solamente le emissioni Scope 1 e 2. Le emissioni di CO 2 biogenica Scope 3 sono stimate pari a circa 2 e 3,1 MtCO 2 eq. e nel 2023 e 2024 e fanno riferimento alla combustione dei biocarburanti venduti ed alla combustione del biometano immesso in rete, calcolate sulla base di fattori DEFRA. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 228 DATAPOINT METODOLOGIA Intensità di metano 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. Altri indicatori emissivi Net Carbon Footprint Eni: l’indicatore considera le emissioni GHG Scope 1 e 2 delle attività operate da Eni o da terzi, conta- bilizzate 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. Nel 2024, i coefficienti Global Warming Potential (GWP) per la conversione in CO 2 equivalente sono stati aggiornati ai valori pubblicati da IPCC AR6. La serie storica è stata coerentemente revisionata. Indicatori Lifecycle 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, conta- bilizzate 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 produzio- ne 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 carbon Intensity: L’indicatore è calcolato come rapporto tra le Net GHG Lifecycle Emissions e il contenuto di energia dei prodotti energetici venduti da Eni, contabilizzate su base equity. 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 connessione alla rete. Bioraffinazione Capacità di Bioraffinazione: Capacità massima autorizzata di lavorazione all’impianto Ecofining di ciascuna bioraffineria. Produzione venduta di biocarburanti: La produzione delle bioraffinerie è espressa in termini di HVO (Hydrotreated Ve- getable Oil) secondo la definizione fornita nelle normative di riferimento e comprende tutte le frazioni di HVO producibili: HVO gasolio, HVO jet, HVO nafta e HVO GPL. Per la classificazione delle produzioni bio si fa riferimento agli articoli/commi dedicati delle direttive rinnovabili EU (Renewable Energy Directive e correlate), e disposizioni nazionali di recepimento (es. per l’Italia i Decreti legislativi di attuazione), per le produzioni vendute in Europa e alle disposizioni EPA (Environmental Pro- tection Agency of the USA, tra cui Renewable Fuel Standard Program) per le produzioni vendute negli Stati Uniti. Produzione di energia da fonti rinnovabili Energia elettrica prodotta dallo sfruttamento di una fonte rinnovabile (eolica, solare, moto ondoso e ogni altra fonte non fossile derivante da risorse naturali, escludendo l’energia nucleare). Crediti Certificati generati su base volontaria mediante un progetto di riduzione o assorbimento/rimozione delle emissioni. Un credito di carbonio equivale a 1 tonnellata metrica di CO 2 equivalente. Eni utilizza crediti di carbonio di alta qualità, certifi- cati secondo i più elevati standard internazionali sia per la componente di mitigazione del cambiamento climatico (come il Verified Carbon Standard \- VCS) sia per il contributo al raggiungimento degli obiettivi di sviluppo sostenibile SDG (quali il Sustainable Development Verified Impact Standard - SD VISta e Climate, Community and Biodiversity- CCB). Per gli obiettivi netti di decarbonizzazione di Eni sono considerati i crediti dai progetti sostenuti da Eni e i crediti dei clienti Plenitude (in quota Eni). Una quota parte dei crediti dei clienti Plenitude relativa al consumo di gas fatturato da ottobre a dicembre dell’anno di rendicontazione è stimata e verrà invece compensata entro ottobre dell’anno successivo. Energia Energia consumata: il bilancio dei consumi energetici Eni viene calcolato come segue: (i) ciascuno dei vettori energetici viene convertito in Tep \- (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 av- viene escludendo gli scambi interni tra siti/società del gruppo); (iii) i consumi di tutti i singoli vettori energetici vengono convertiti in MWh e la loro somma rappresenta il bilancio energetico Eni. In particolare, i parametri considerati sono: (i) Consumo totale di energia (come somma del Consumo di energia fossile e del Consumo di energia rinnovabile); (ii) il Consumo di energia fossile è a sua volta dato dalla somma di Consumo di carburante da petrolio allo stato naturale e prodotti petroliferi, Consumo di carburante proveniente da gas naturali, Consumo di carburante da altre risorse fossili e Consumo di elettricità, calore, vapore e raffreddamento acquisiti o acquistati da fonti fossili; (iii) il Consumo di energia rinnovabile è a sua volta dato dalla somma di Consumo di carburante da fonti rinnovabili, compresa la biomassa, Con- sumo di elettricità, calore, vapore e raffreddamento acquisiti o acquistati da risorse rinnovabili e Consumo di energia rinnovabile non combustibile, autoprodotta. Viene inoltre rappresentata la Produzione di energia non rinnovabile, come produzione totale di fonti primarie. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 229 DATAPOINT METODOLOGIA INQUINAMENTO Emissioni in aria NOx: emissioni dirette totali di ossidi di azoto dovute ai processi di combustione con aria. Incluse emissioni di NOx 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. SOx: 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 temperatura 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 emissione standard. I dati per questi inquinanti corrispondono alle emissioni totali e non a quelli oltre le soglie del regolamento europeo E-PRTR. Altri inquinanti E-PRTR: si riferiscono ai valori di ulteriori inquinanti che hanno superato la soglia di emissione indicata nell’Al- legato II del Reg. 166/06 - EPRTR in almeno 2 siti Eni in Europa, con dati riferiti al solo 2023. La rendicontazione delle emissioni in aria e in acqua segue attualmente una combinazione di misurazioni dirette, calcoli e altri metodi di stima, privilegiando l’uso di dati misurati laddove disponibili, in particolare per le sorgenti soggette a moni- toraggio diretto. Per le emissioni in aria, che includono generalmente le emissioni convogliate, disciplinate da prescrizioni autorizzative che impongono il rispetto di Valori Limite di Emissione e, di conseguenza, il monitoraggio secondo le norma- tive e lo standard EU BREF sul monitoraggio. Alternativamente, le emissioni vengono stimate prevalentemente sulla base dei dati di consumo di combustibile o dei flussi inviati alla combustione, utilizzando fattori di emissione appropriati. Per le emissioni non convogliate, in particolare per i Composti Organici Volatili Non Metanici, le stime derivano dai risultati di campagne di rilevamento e riparazione delle perdite e dall’applicazione di algoritmi riconosciuti, come quelli utilizzati per la stima delle emissioni diffuse. Emissioni in acqua In relazione agli inquinanti negli scarichi idrici, gli scarichi finali sono oggetto di monitoraggi secondo prescrizioni autorizzative e derivano da misurazione effettuate con metodologie di campionamento e analisi certificate. Per quanto attiene i contami- nanti emessi nelle acque, in ogni sito Eni, esiste il piano di campionamento degli scarichi che, dove non indicato diversamente da specifiche autorizzazioni o da esigenze operative e di controllo, prevede per ogni punto di scarico le analisi per i parametri significativi e tipici, effettuata nel rispetto delle normative e delle metodologie esistenti o di linee guida aziendali. Altri inquinanti E-PRTR: si riportano inoltre i valori di ulteriori inquinanti che hanno superato la soglia di emissione applicabile indicata nell’Allegato II del Reg. 166/06 - EPRTR in almeno 2 siti Eni, con dati riferiti al solo 2023. In linea con lo standard ESRS E2-4, di seguito sono riportati i quantitativi annuali di ulteriori inquinanti emessi rispettivamente in aria e in acqua dai siti che hanno superato la soglia di emissione applicabile indicata nell’Allegato II del Reg. 166/06 \- EPRTR. Spill Oil spill: sversamento da contenimento primario o secondario nell’ambiente di petrolio o derivato petrolifero da raffinazione 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. I volumi sversati vengono stimati, dalle diverse realtà operative di Eni, utilizzan- do modelli di calcolo specifici e in funzione dei parametri operativi monitorati. Si segnala che gli eventi riportati nel presente documento sono solo quelli che hanno determinato sversamenti maggiori di 1 barile. Chemical spill: sversamento di un prodotto chimico di processo o di servizio pericoloso per l’uomo o per l’ambiente, inclusi i fluidi di perforazione o NADFs, esclusi i prodotti petroliferi naturali o derivati di raffinazione e rifiuti petroliferi, occorso durante la normale attività operativa. I volumi sversati vengono stimati, dalle diverse realtà operative di Eni, utilizzando modelli di cal- colo specifici e in funzione dei parametri operativi monitorati. GESTIONE DELLE RISORSE IDRICHE Acqua Prelievi idrici totali: somma dell’acqua di mare, dolce (da acque superficiali, da acquedotto e da sottosuolo), salmastra, industria- le da terzi, ivi compreso il vapore e le condense, acque meteoriche utilizzate nel ciclo industriale, da TAF e ogni altro flusso idrico in ingresso al sito e utilizzato nel ciclo industriale. Consumi idrici totali: differenza tra acque in ingresso e acque in uscita, riconducibile a evaporazione, acqua associata ai pro- dotti e ai trattamenti (es. ai fanghi derivanti dagli impianti di trattamento acque) e a perdite incontrollate (es. perdite da rete di distribuzione). Contribuiscono ai flussi in ingresso al sito, oltre alle acque prelevate, le acque meteoriche non utilizzate e ogni altro flusso idrico in ingresso, anche se non utilizzato nel ciclo industriale. In uscita dal sito sono conteggiati sia gli scarichi idrici attraverso fognatura, impianto di trattamento, autobotte o qualsiasi altro metodo il cui recettore finale sia l’ambiente, sia i flussi destinati a utilizzatori terzi, quali le acque demi/industriali o il vapore. I reflui destinati a bacini evaporativi o scaricati in formazioni geologiche profonde vanno a contribuire ai consumi. Scarichi idrici totali: somma di acqua di mare scaricata e di acqua dolce scaricata o ceduta a terzi. Misurazione diretta tramite misuratori di portata; calcolo come somma degli scarichi verso tutte le diverse destinazioni. Acqua dolce riciclata o riutilizzata: acqua già utilizzata una prima volta ad uso industriale reimpiegata una o più volte nel ciclo produttivo/sito industriale prima dello scarico previo eventuale trattamento. Il quantitativo indicato tiene conto sia dei volumi impiegati sia del numero di volte in cui tale quantitativo viene impiegato. Percentuale di acqua dolce riciclata o riutilizzata: percentuale di acqua dolce riciclata o riutilizzata rispetto alla somma delle acque dolci riciclate o riutilizzate e delle acque dolci prelevate. Acqua di produzione reiniettata: acque di formazione o di strato associate all’olio estratto e prodotte con esso (onshore e offshore) reiniettate (EOR) o iniettate a scopo disposal. PERIMETRO DATI AMBIENTALI Per le informazioni relative agli altri standard ambientali (E2, E3, E4, E5) si fa riferimento ai i seguenti perimetri: (i) un perimetro operato, che include Eni SpA, le società controllate, i contratti di leasing rilevanti, il 100% dei dati delle JO operate (incorporate e non incorporate) e il 100% dei dati da JV e Asso- ciate operate; (ii) un’integrazione relativa alla propria quota di possesso in joint operation non operate e la propria quota di partecipazione nelle operating company. Le spese (CapEx e OpEx) riportate per tutti i dati ambientali fanno riferimento al perimetro operato da Eni. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 230 DATAPOINT METODOLOGIA Tipologia acqua Acqua di mare: acqua con contenuto di solidi disciolti totali (TDS) superiore o uguale a 30.000 mg/l. Acqua salmastra: acqua con contenuto massimo di solidi disciolti totali (TDS) compresi tra 2.000 mg/l e 30.000 mg/l. Acqua dolce: acqua con contenuto massimo di solidi disciolti totali (TDS) pari a 2.000 mg/l. Acqua da TAF: rappresenta la quota di acqua di falda inquinata trattata e riutilizzata nel ciclo produttivo. La stima dei volumi è effettuata per misurazione diretta tramite flussimetri; altri approcci prevedono una stima in base della capacità delle pompe e del tempo di funzionamento (ad es. per l’acqua di mare) o ancora, i volumi vengono stimati sulla base del consumo fatturato. Si specifica che tale stream è compreso nel computo dei prelievi di acque dolci, quando presente. BIODIVERSITÀ Sovrapposizioni Numero di siti in sovrapposizione ad aree protette e a Key Biodiversity Areas (KBA): siti operativi in Italia e all’estero, che si trovano dentro (anche parzialmente) i confini di una o più aree protette o KBA a fine anno. Numero di siti “adiacenti” ad aree protette e a Key Biodiversity Areas (KBA): siti operativi in Italia e all’estero che, pur tro- vandosi fuori dai confini di aree protette o KBA, sono ad una distanza inferiore a 1 km a fine anno. Numero di concessioni Upstream in “sovrapposizione” ad aree protette e a Key Biodiversity Areas: concessioni attive nazionali e internazionali, operate, in fase di sviluppo o di produzione, 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 “adiacenza” ad aree protette o Key Biodiversity Areas (KBA): concessioni attive na- zionali e internazionali, operate, in fase di sviluppo o di produzione, 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 geo- database GIS aziendale) si trovano al di fuori della zona di intersezione. Fonti: World Database on Protected Areas WDPA, World Database of Key Biodiversity Areas WDKBA, dati a disposizione con l’adesione a Proteus Partnership di UNEP-WCMC (UN Environment Programme \- World Conservation Monitoring Center). Limitazioni da considerare: (i) a livello globale esiste una sovrapposizione tra i diversi database delle aree protette e delle KBA, con possibili conseguenti duplicazione nell’analisi; (ii) i database delle aree protette o prioritarie pur essendo aggiornate, potrebbero non essere completi per ogni Paese. Area (ettari) del sito/concessione Per il calcolo dell’area di un sito e della sua sovrapposizione con aree protette si procede importando i dati geografici (i limiti del sito e della concessione di interesse) e i layer delle aree protette da fonti ufficiali (WDPA, WDKBA) in formato vettoriale (es. shapefile) e si verifica che tutti i dati siano nello stesso sistema di riferimento spaziale. L’area del sito viene calcolata (in ettari) utilizzando le funzioni di geometria del GIS e, per determinare la sovrapposizione con le aree protette, si esegue un’intersezione tra i layer, misurando l’area in sovrapposizione (in ettari) e, se utile, esprimendola in termini percentuali rispetto alla superficie totale del sito. USO DELLE RISORSE ED ECONOMIA CIRCOLARE Rifiuti totali Somma di Rifiuti da attività produttiva e di Rifiuti da attività di bonifica. In particolare: • Rifiuti da attività produttiva: includono tutti i rifiuti derivanti da attività connesse all’attività produttiva. Sono inclusi i rifiuti provenienti da attività di perforazione e dai cantieri di costruzione. Sono inclusi i rifiuti derivanti dalla manutenzione degli impianti, degli edifici e delle aree utilizzati per lo svolgimento delle attività produttive. Sono esclusi i rifiuti derivanti da attività di bonifica o comunque non connessie all’attività produttiva; • Rifiuti da attività di bonifica: comprendono quelli da attività di messa in sicurezza e bonifica del suolo, demolizioni e ac- que di falda classificate come rifiuto. • Rifiuti non riciclati: somma di quelli avviati a discarica, ad incenerimento o ad altro smaltimento; • Rifiuti pericolosi: classificati in base alla legislazione locale e, ove non disponibile, sulla base dei riferimenti della Conven- zione di Basilea e dalla Decisione della Commissione Europea 2000/532/EC del 3 maggio 2000. Il metodo di smaltimento dei rifiuti è comunicato ad Eni dal soggetto autorizzato per l’attività. 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. La disclosure del recupero, diviso tra preparazione per il riutilizzo, riciclo e altro recupero, non è disponibile poiché sui docu- menti di legge è riportata la prima operazione cui i rifiuti sono sottoposti, che in genere non si ricollega univocamente alle categorie suddette. Un eventuale dettaglio sarebbe quindi frutto di stime e forti approssimazioni di scarsa qualità. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 231 DATAPOINT METODOLOGIA I DIRITTI UMANI PER ENI Severe Human Right Incidents Gli Incidenti gravi in materia di diritti umani, trattati nei vari capitoli sociali,sono stati calcolati sulla base dei casi individuati nel 2024 attraverso grievance mechanism e segnalazioni whistleblowing. Per quanto riguarda i casi concernenti la forza lavoro di Eni e i lavoratori della catena del valore, sono stati considerati i casi attendibili di lavoro forzato, tratta di esseri umani, lavoro minorile e salute e sicurezza. Non sono pervenuti grievance o segnalazioni rilevanti e attendibili in ambito di comunità locali o consumatori finali. Ai fini di un progressivo miglioramento della qualità e della completezza del dato, per i prossimi anni si valuterà l’opportunità di estendere il perimetro di riferimento. FORZA LAVORO DI ENI Dipendenti La metodologia utilizzata è quella dell’head count. I dati relativi all’occupazione differiscono rispetto a quelli pubblicati nella Relazione Finanziaria perché comprendono le sole società consolidate integralmente. Lavoratori a tempo indeterminato/determinato: rapporto di lavoro subordinato a tempo indeterminato/determinato che si svolge con durata ordinaria piena della prestazione secondo quanto previsto dalla legge o dai contratti collettivi di lavoro. Lavoratori full-time: rapporto di lavoro subordinato che si svolge con durata ordinaria piena della prestazione secondo quanto previsto dalla legge o dai contratti collettivi di lavoro. Lavoratori part-time a tempo indeterminato/determinato: rapporto di lavoro subordinato a tempo indeterminato/determinato che si svolge con durata oraria della prestazione ridotta rispetto a quella ordinaria prevista dalla legge o dai contratti collettivi di lavoro; possono essere contratti di part-time verticale, orizzontale o misti. Tasso di turnover: rapporto tra il numero di dipendenti a tempo indeterminato che hanno lasciato l’azienda nell’anno di riferi- mento e il numero totale di dipendenti a ruolo a tempo indeterminato dell’azienda nell’anno -1. Lavoratori non dipendenti: si riferisce al personale somministrato in Italia e all’estero, calcato con il metodo dell’head count. Non vi rientrano i lavoratori autonomi che, avendo alla base un contratto di fornitura di prestazioni professionali, rientrano tra i fornitori. Età media delle persone Eni: somma dell’età dei dipendenti Eni nel mondo rapportato al totale del numero dei dipendenti nel mondo. Ore di formazione Ore fruite dai dipendenti di Eni SpA e società controllate nei percorsi formativi gestiti da Eni Corporate University (aula e distanza) e nelle attività realizzate dalle aree Business/Società di Eni in autonomia, anche in modalità training on the job. Ore medie di formazione: ore di formazione totali diviso il numero medio di dipendenti nell’anno. Formazione sui diritti umani: ore fruite dai dipendenti in corsi dedicati. Dipendenti che hanno ricevuto formazione sui diritti umani: percentuale calcolata come rapporto tra il numero di dipen- denti iscritti che hanno completato un corso di formazione sul numero totale dei dipendenti iscritti. Spese totali formazione: totale dei costi sostenuti per le attività formative progettate e/o acquistate sia da Eni corporate University che dalle aree di Business/Società di Eni a favore dei dipendenti. Spesa media per formazione per dipendenti full-time: spesa totale di formazione divisa il numero medio di dipendenti nell’anno. Sviluppo Dipendenti coperti da strumenti di valutazione delle performance: la percentuale fa riferimento al numero di dipendenti a cui è stata assegnata una scheda obiettivi (con riferimento a dirigenti, quadri e giovani laureati). Dipendenti coperti da review annuale: la percentuale fa riferimento al numero di dipendenti coperti da review annuale (il dato si riferisce esclusivamente a dirigenti quadri e giovani laureati ripartiti tra uomini e donne). Ore lavorate Ore lavorate dal personale dipendente o ore lavorate da personale contrattista, come somma delle ore contrattuali e degli straordinari, al netto delle ferie, delle assenze per malattie e dei permessi non recuperati. Per il personale operante su piat- taforme e su navi si assume convenzionalmente il numero di 12 ore per ogni giorno a bordo, come indicato da indirizzi di settore (IOGP), e per il personale operante su navi metaniere 24 ore. In molte realtà aziendali, il KPI è calcolato da sistemi di rilevazione delle presenze. In assenza di metodi più precisi, le ore lavorate possono essere calcolate per ogni lavoratore sulla base dell’orario contrattuale settimanale. Segnalazioni Fascicoli di segnalazioni (asserzioni) afferenti al rispetto dei diritti umani: relativi ad Eni SpA e società controllate, chiusi nell’anno ed afferenti i diritti umani; viene riportato il numero di asserzioni distinte per esito dell’istruttoria condotta sui fatti segnalati (fondate e non fondate/non accertabili/not applicable). Le segnalazioni anonime, per loro natura, non state con- siderate ai fini del calcolo delle segnalazioni relative ai dipendenti. PERIMETRO DATI SOCIALI Per le informazioni relative alla propria forza lavoro (diverse da quelle relative a sicurezza) si rappresenta un perimetro che include Eni SpA e le società controllate consolidate integralmente. Per le informazioni relative alla Sicurezza si hanno i seguenti perimetri di riferimento: a. un perimetro operato, che include Eni SpA, le società controllate consolidate integralmente, il 100% dei dati delle JO operate (incorporate e non incorporate) e il 100% dei dati da JV e Associate operate; b. un perimetro volontario “Entity Specific” in linea con i dati presentati nei precedenti report di sostenibilità su cui è definito il target. Le spese (CapEx ed OpEx) riportate per dati sicurezza fanno riferimento alla prima vista. Relativamente ai dati riferiti agli investimenti per lo sviluppo locale, il perimetro include Eni SpA, le società controllate, le società operate, nonché alcune joint venture in cui Eni ha un ruolo rilevante nella gestione degli stakeholder locali. Relativamente ai dati riferiti a Security è incluso sia il personale della vigilanza privata che opera contrat- tualmente per Eni, sia il personale delle Forze di Sicurezza pubbliche, militari o civili, che svolgono, anche indirettamente, attività e/o operazioni di security a tutela delle persone e degli asset di Eni. Relativamente alle informazioni quantitative alla formazione anti-corruzione e per i fascicoli di segnalazione, il perimetro include Eni SpA e le società controllate. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 232 DATAPOINT METODOLOGIA Congedo parentale Il tasso di utilizzo del congedo parentale è calcolato attraverso il rapporto tra il numero delle persone che lo hanno utilizzato nell’anno e il numero dei dipendenti che hanno diritto all’utilizzo di congedo parentale (100% dei dipendenti Eni). Relazioni industriali Il periodo minimo di preavviso per modifiche operative è in linea con quanto previsto dalle leggi vigenti e dagli accordi sinda- cali sottoscritti nei singoli Paesi in cui Eni opera. Sia in Italia che all’estero, per 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, con esclusione degli accordi individuali. Per questo indicatore si considerano i dipendenti a ruolo (società con cui il dipendente stipula il contratto di assunzione). Remunerazione e Salari Il Total Remuneration Ratio (rapporto tra la retribuzione dell’AD/DG e la mediana dipendenti) è calcolato come rapporto del dipendente più pagato dell’organizzazione e la mediana degli altri dipendenti, a livello globale, sulla remunerazione fissa e sulla remunerazione complessiva che dal 2024 include benefit in kind e allowance. Il Gender Pay Gap è calcolato come differenza tra la remunerazione media oraria della popolazione maschile e la remu- nerazione media oraria di quella femminile diviso la remunerazione media oraria della popolazione maschile; la paga oraria è ottenuta dividendo le retribuzioni annuali di uomini e donne per un numero di ore annuali convenzionale. Il gender pay gap è calcolato sulla remunerazione fissa e sulla remunerazione complessiva che dal 2024 include benefit in kind e allowance. I salari minimi sono definiti per legge nei vari Paesi o, ove non previsti, dai contratti collettivi nazionali separatamente per ciascun Paese. Vengono calcolati per la categoria retributiva più bassa, ossia con riferimento alla retribuzione fissa e com- plessiva dei dipendenti di livello operaio o, per i Paesi in cui Eni non ha operai, di livello impiegatizio. SALUTE E SICUREZZA Sicurezza Infortuni totali registrabili: somma di infortuni sul lavoro (LTI), Limitazioni al lavoro (RWDC) e Trattamenti medici (MTC). TRIR: indice di frequenza infortuni totali registrabili (numeratore: numero di infortuni totali registrabili; denominatore: ore lavorate nello stesso periodo). Per maggiore leggibilità, il rapporto viene moltiplicato per 1.000.000. Fatality index: indice con al numeratore il numero di infortuni mortali verificatisi ed al denominatore le ore lavorate nello stesso periodo. Per maggiore leggibilità, il rapporto viene moltiplicato per 100.000.000. 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 incidenti. Per la valutazione dei KPI infortunistici, Eni recepisce ed integra, attraverso le proprie procedure interne, le linee guida IOGP in materia di work-relatedness event, tenendo in considerazione anche il rischio Paese. Contrattisti: si considerano tutti gli indicatori relativi a contrattisti/subcontrattisti o Partners Tecnologici operanti esclusiva- mente in modalità contrattuale 1 o 2 come di seguito definite: • Modalità 1: il contrattista/subcontrattista o Partner Tecnologico fornisce personale, processi, mezzi, materiali e attrez- zature per l’esecuzione del contratto di servizi/lavori sotto la supervisione, istruzioni e sistema di gestione HSE di Eni. Il contrattista/subcontrattista ha un suo sistema di gestione HSE per fornire la garanzia che il personale per il quale è re- sponsabile sia qualificato e idoneo per il lavoro, e che i processi, i mezzi, materiali e attrezzature che fornisce siano idonei e adeguatamente sottoposti a manutenzione e adeguati allo scopo del contratto. Questa modalità richiede il reporting delle performance HSE. • Modalità 2: il contrattista/subcontrattista o Partner Tecnologico fornisce personale, processi, mezzi, materiali e attrezza- ture per l’esecuzione del contratto, sotto il proprio sistema di gestione HSE, fornendo le necessarie istruzioni e supervisio- ne e verificando l’adeguato funzionamento del suo sistema. Questa modalità richiede interfaccia o collegamenti (bridging) con il sistema di gestione Eni e il reporting delle performance HSE. Eni è responsabile di verificare la generale efficacia dei controlli gestionali HSE messi in atto dal contrattista, incluse le sue interfacce con i subcontrattista, e assicurando che i sistemi di gestione HSE, sia di Eni che del contrattista, siano compatibili. Salute Numero di casi di malattie professionali registrabili della propria forza lavoro: numero di denunce di malattia professionale. Tipologie principali di malattie: le denunce di sospetta malattia professionale rese note al datore di lavoro riguardano pato- logie che possono avere un nesso causale con il rischio lavorativo, in quanto possono essere state contratte nell’esercizio delle attività lavorative con un’esposizione prolungata ad agenti di rischio presenti negli ambienti di lavoro. Il rischio può essere provocato dalla lavorazione oppure dall’ambiente in cui la lavorazione stessa si svolge. I principali agenti di rischio dalla cui esposizione prolungata può derivare una malattia professionale sono: (i) agenti chimici e cancerogeni (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). Altre tipologie di rischio che possono dar luogo, nell’ambiente di lavoro, a malattie professionali sono: (iv) rischi ergonomici (es. di malattia: patologie muscolo-scheletriche); (v) rischi psicosociali (es. di ma- lattia: disturbo dell’adattamento). Questa lista è in linea con l’ILO List of Occupational Diseases. Numero di denunce di malattia professionale presentate da eredi: indicatore utilizzato come proxy del numero di decessi dovuti a malattie professionali. Eventi di process safety Perdita di contenimento primario (rilascio non pianificato o non controllato di qualsiasi 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 e Tier 3 (meno gravi). RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 233 DATAPOINT METODOLOGIA COMUNITÀ LOCALI Identificazione Comunità Locali Tramite gli studi ESHIA, condotti prima dell’inizio delle attività di business sono definite: l’Area di influenza, ovvero l’area all’interno della quale le attività del progetto possono potenzialmente influenzare le risorse/recettori e all’interno della quale devono essere valutati i potenziali impatti (sia diretti che indiretti) e l’Area di studio che deve essere studiata nel processo, al fine di comprendere e caratterizzare adeguatamente lo scenario di riferimento. In particolare, in questi studi condotti te- nendo conto delle diverse caratteristiche delle attività di business, vengono mappate sia le comunità che vivono o lavorano nei pressi delle operations come anche quelle presenti nelle aree di influenza. 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 lo sviluppo delle comunità nei contesti operativi. Il dato si riferisce a tutte le realtà di Eni, includendo realtà non operate da Eni. Attività di resettlement Per quanto riguarda gli eventuali spostamenti economici e fisici relativi a reinsediamenti involontari temporanei o perma- nenti, Eni adotta pienamente lo standard di performance numero 5 dell’IFC in ogni progetto di sviluppo realizzato. Security Forze di sicurezza che hanno ricevuto formazione sui diritti umani: l’indicatore include sia il personale della vigilanza pri- vata 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. Personale di Security che ha ricevuto formazione sui Diritti Umani: rapporto tra il Numero del Personale di Security (fa- miglia professionale) che ha ricevuto formazione sui Diritti Umani e il Numero totale del Personale di Security (famiglia professionale). Contratti di security contenenti clausole sui diritti umani: percentuale calcolata come 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”. Numero di Paesi con guardie armate: l’indicatore è relativo al numero di Paesi di presenza Eni dotati di guardie armate. Grievance Il numero di grievance totali corrisponde al numero di grievance pervenuti all’azienda da parte di soggetti ricorrenti. Il numero di grievance risolti corrisponde al numero di grievance per cui l’azienda e il soggetto ricorrente hanno concordato una proposta di risoluzione, indipendentemente dall’anno in cui tale grievance è stato espresso. DATAPOINT METODOLOGIA BUSINESS CONDUCT Prassi di pagamento verso i fornitori Il tempo medio di pagamento dei fornitori è calcolato con riferimento ad Eni SpA e le società controllate per le quali le atti- vità di pagamento dei fornitori sono svolte in maniera accentrata da Eni SpA. Il numero di procedimenti giudiziari per ritardi nei pagamenti è rilevato con riferimento ai casi relativi a somme riconosciute e non contestate (nel merito e/o nel loro am- montare) da Eni al fornitore e pendenti in Italia; l’informazione include i contenziosi pendenti nell’anno di rendicontazione, anche se avviati precedentemente o conclusi nel corso dell’anno. Il dato si riferisce ai procedimenti riguardanti contratti di approvvigionamento per l’acquisto di beni, l’esecuzione di lavori e la fornitura di servizi, nell’ambito del quadro normativo e gestionale interno in materia di procurement (Management System Guidelines Procurement) e stipulati da Eni SpA e dalle sue società controllate italiane (vedasi elenco), fatta eccezione per le seguenti società, per cui il dato non risulta attual- mente disponibile: Agenzia Giornalistica Italia SpA, Eni Gas Transport Services Srl, Eni Insurance SpA, Eni West Africa SpA, Enimoov SpA, Finproject SpA, Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA - in liquidazione, Mater-Agro Srl, Mater-Biotech SpA, Matrìca SpA, Novamont SpA, REWAVE S.r.l., SeaPad SpA, Tecnofilm SpA. Il dato include anche contenziosi relativi a contratti non più attivi o scaduti nell’anno di rendicontazione. La Società sta strutturando un processo per fasi che consenta di ampliare il perimetro della propria analisi (e in particolare del dato richiesto da ESRS G1-6 DP 33 a) e c)). Anti-corruzione/ Trasparenza Interventi di audit (con verifiche anti-corruzione): interventi di audit nell’ambito dei quali sono effettuate anche verifiche ad attività a rischio anti-corruzione così come definito dagli strumenti normativi Eni in materia. Casi di corruzione accertati: sentenze di condanna passate in giudicato relative a procedimenti penali per corruzione do- mestica e/o internazionale in cui vi sia stato l’accertamento nel merito di un fatto di corruzione. Paesi con partecipazione di Eni ai multi-stakeholder group EITI: Paesi di presenza in cui Eni partecipa alle iniziative EITI sia direttamente che indirettamente (a livello di associazioni di categoria) ai Multi-stakeholder Group costituiti a livello locale. PERIMETRO BUSINESS CONDUCT Relativamente agli interventi di audit con verifiche anti-corruzione si fa riferimento a Eni SpA, alle società controllate direttamente o indirettamente (esclu- se le società quotate dotate di un proprio presidio di internal audit), alle società partecipate, in virtù di specifici accordi e alle terze parti considerate a maggior rischio, ove previsto nei relativi contratti stipulati con Eni. Relativamente agli indicatori relativi ai fornitori coinvolti in iniziative di consapevolezza, misurazione e collaborazione su tematiche ESG, il perimetro di analisi si riferisce all’ambito coperto dalla MSG Procurement. Per quanto riguarda i dati relativi ai casi di corruzione accertati con licenziamenti o provvedimenti si fa riferimento a Eni SpA e alle società controllate. Il dato relativo ai tempi medi di pagamento dei fornitori è calcolato con riferimento ad Eni SpA e alle società controllate per le quali le attività di pagamento dei fornitori sono svolte in maniera accentrata da Eni SpA. Infine, per quanto riguarda i procedimenti giudiziari dovuti a ritardi di pagamento e pendenti nell’anno di rendicontazione il dato è riferito ad Eni SpA e società controllate italiane. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 234 DATAPOINT METODOLOGIA Fornitori N° fornitori coinvolti in iniziative di consapevolezza, misurazione e collaborazione su tematiche ESG: numero di fornitori iscritti sulla piattaforma Open-es. % di contratti attivi con fornitori coinvolti in iniziative di consapevolezza, misurazione e collaborazione su tematiche ESG: Rapporto tra il totale del numero dei contratti attivi assegnati ai fornitori iscritti su Open-es e il numero totale dei contratti attivi. % del valore dei contratti attivi con fornitori coinvolti in iniziative di consapevolezza, misurazione e collaborazione su tematiche ESG: Rapporto tra il totale del valore dei contratti attivi assegnati ai fornitori iscritti su Open-es e il valore totale dei contratti attivi. Le metriche fanno riferimento alle attività di engagement svolte nei confronti dei fornitori gestiti nell’ambito della MSG Procure- ment da Eni SpA e le sue controllate. Sono escluse dall’ambito di applicazione gli approvvigionamenti extra MSG Procurement 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 coinsediate 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, registra- zione 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 Concessionarie o proprietarie dei dati, limita- tamente 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 emergenza 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 relativi 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’acquisi- zione 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 approvvigionamenti 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 stra- giudiziale, di competenza della funzione Compliance Integrata; incarichi in relazione a tematiche regolatorie. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 235 ALLEGATI ALLA TASSONOMIA EUROPEA 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, International Financial Reporting Standards) adottati con Regolamento (CE) n. 1126/2008. In conformità a tali principi, il fatturato totale del Grup- po Eni e i fatturati attribuiti alle attività economiche ammissibili ed ecosostenibili (allineate) di Eni sono stati rilevati conformemente al principio contabile internazionale (IAS) n. 1, punto 82, lettera a). La quota del 6,1% delle attività ammissibili ed allineate di Eni è cal- colata rapportando la somma del fatturato relativo alle attività am- missibili 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 segui- to la riconciliazione: FATTURATO (mln €) Attività allineate Attività ammissibili Totale Gruppo Ricavi da contratti con la clientela 812 4.601 88.797 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 econo- miche allineate alla Tassonomia (numeratore) ai ricavi consolidati del Gruppo (denominatore). Il fatturato è relativo ai ricavi derivan- ti 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 materie prime energetiche per i quali è stata dimostrata l’efficacia della relazione di copertura tra lo stru- mento e il sottostante “cash flow hedges”, per cui alla consegna del prodotto (energia elettrica o altra materia prima energetica) è conta- bilizzato 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), sottopunti 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 prevedo- no l’applicazione dei principi IAS 40 e IAS 41\. La quota del 10,6% delle attività ammissibili ed allineate di Eni è calcolata rappor- tando la somma delle spese in conto capitale relative alle attività ammissibili e alle attività allineate, descritte 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 combina- tion, di cui è data informativa nelle note n. 12, 13 e 14 al bilancio consolidato. I costi capitalizzati per l’acquisto di impianti e mac- chinari i cui fornitori hanno concesso dilazioni di pagamento che hanno comportato la classificazione del debito come finanziario (operazioni di reverse factoring) sono stati rilevati nell’ambito de- gli incrementi di immobili, impianti e macchinari sia nel denomi- natore sia nel numeratore, ove applicabile, ai fini del calcolo del CapEx KPI. SPESE IN CONTO CAPITALE (mln €) Attività allineate Attività ammissibili Totale Gruppo Incrementi att. Materiali & Immateriali 980 388 8.485 Goodwill acquisito 33 Incrementi Diritto di utilizzo beni in leasing 11 13 2.114 Aquisizioni/Variazione area di consolidamento 116 2.731 Altri incrementi 115 18 2.172 A dedurre Goodwill acquisito (33) Totale Spese c/capitale 1.222 419 15.502 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 236 La quota delle spese in conto capitale di cui all’articolo 8, paragrafo 2, lettera b), del Regolamento (UE) 2020/852 è calcolato come il nu- meratore 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 15,9% delle attività ammissibili ed allineate di Eni è cal- colata rapportando la somma delle spese operative delle attività am- missibili e delle attività allineate, descritte al punto 1.2.2, alle spese operative totali del Gruppo. Di seguito la riconciliazione: OPEX (mln €) Attività allineate Attività ammissibili Totale Gruppo Costi di R&D spesati a conto economico 12 36 178 Spese operative 270 367 4.131 Totale spese operative 282 403 4.309 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 rettifi- cati, ove necessario, per adeguarli ai principi IFRS adottati nella preparazione del bilancio consolidato di Eni e apportando le op- portune elisioni di consolidamento (transazioni intercompany, eli- minazione utili interni, ecc.). Pertanto, i dati utilizzati per il calcolo dei KPI relativi alle attività allineate 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 acqui- sizioni 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 (monobusiness), mentre per le società pluribusiness si è reso necessario attribuire le voci di contabilità generale alle diverse attività economiche, utilizzando la contabilità analitica che disaggrega i dati della contabilità generale e li attribuisce a più og- getti di reporting: centri di profitto di norma corrispondenti a uni- tà di business, linee di prodotto che possono avere costi comuni, stabilimenti, unità produttive, commesse di costo/investimento, in funzione delle esigenze del management di comprensione del- le modalità di formazione dei risultati, di calcolo di convenienza economica e di controllo dei costi. Questa strutturazione 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 sono portate in quadratura con il bilancio civilistico, nonché che i costi 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 Tas- sonomia e alle attività Eni ammissibili alla Tassonomia sono stati determinati sulla base del modello di controllo dei costi fissi adot- tato dal management che, a partire dai dati di contabilità generale relativi ad acquisti, prestazioni, 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 pro- cesso 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 generali (essenzialmente costo lavoro e prestazioni nelle aree le- gali, gestione 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 rap- RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 237 portare le spese operative delle attività allineate alla Tassonomia per la determinazione del KPI OpEx. In linea con le disposizioni del Regolamento, le spese operative per l’acquisto di prodotti abilitanti o relative a singole misure che consentono alle attività obiettivo di ridurre le emissioni di gas a effetto sono state riconosciute dalle at- tività economiche di Eni nel rispetto della limitante prevista dall’art. 16 di non comportare una dipendenza da attività che compromet- tano 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 po- lietilene 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 ondoso 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 (infe- riori a 2 MW di potenza installata) operativi in Italia; • 4.10 attività di sviluppo di impianti di accumulo di energia in Italia e Stati Uniti; • 4.13 produzione di biogas e di biocarburanti per l’utilizzo nei trasporti e di bioliquidi: produzione di biocarburanti mediante idrogenazione di materie prime vegetali o componenti organi- che di scarto; il prodotto risultante è un olio vegetale idrogenato (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: pro- duzione cogenerativa di vapore ed energia elettrica utilizzando biomassa forestale presso lo stabilimento di Crescentino (Ita- lia); 5.3-5.4 costruzione, estensione ed esercizio di reti di raccol- ta e di trattamento di acqua di risulta: attività svolte prevalente- mente per scopi interni; • 5.7/5.8 digestione anaerobica di rifiuti organici: digestione ana- erobica, 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 proveniente dalla raccolta differenziata dei rifiuti urbani, nonché produzione di compost. Tali attività sono ammissibili anche per l’obiettivo dell’economia circolare (2.5 recupero dei rifiuti organici median- te digestione anaerobica o compostaggio); • 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 econo- mico-tecnica della realizzazione di un hub di cattura con l’utilizzo dei giacimenti di gas esauriti operati da Eni nell’offshore raven- nate e la realizzazione dell’hub di stoccaggio di HyNet in UK che sfrutterà i giacimenti esauriti operati da Eni nella Liverpool Bay; • 6.5 trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commercia- li 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 tra- sporto pubblico: attività di installazione e gestione di punti di ricarica per veicoli elettrici nel territorio europeo svolta dalla controllata Plenitude. In esito alla verifica dei TSC di ciascuna attività economica Eni ammissibile, alla data di riferimento della presente Relazione Finanziaria Annuale comprensiva della dichiarazione CSRD le seguenti attività sono state valutate allineate alla Tassonomia poiché contribuiscono in maniera sostanziale al raggiungimento dell’obiettivo di mitigazione del cambiamento climatico e rispet- tano i criteri DNSH. 3.17. PRODUZIONE DI PLASTICHE IN FORMA PRIMARIA L’attività economica comprende: (i) la produzione resine, in partico- lare poliesteri e copoliesteri biodegradabili e compostabili in tutto o in parte derivati da materie prime rinnovabili; (ii) la produzione di materie 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 “fab- bricazione di materie plastiche in forme primarie” 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 238 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’attività 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 emissioni 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 utilizzando 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 verifica- te da una terza parte indipendente. La biomassa agricola utiliz- zata per la fabbricazione 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 deri- vate in tutto o in parte da materie prime rinnovabili. Tali prodotti chimici equivalenti sono stati individuati considerando l’equi- valenza chimica, in termini di composizione, e l’equivalenza di famiglie chimiche di appartenenza. Per entrambe le linee di pro- dotto l’equivalente derivato dagli idrocarburi è il PBAT. Successi- vamente sono state calcolate le emissioni dei prodotti dell’atti- vità Novamont e dell’equivalente da idrocarburi sulla base della metodologia Life Cycle Thinking che include tutte le fasi delle rispettive catene di fornitura (approvvigionamento, lavorazione, trasporto e smaltimento). Questa analisi ha confermato il rispet- to dell’enunciato criterio lettera “c” della Tassonomia. Non arrecare danno significativo (“DNSH”) Adattamento ai cambiamenti climatici Per la valutazione del principio di non arrecare un danno significativo all’obiettivo di adattamento ai cambiamenti climatici e per le anali- si di esposizione al rischio fisico si rinvia al paragrafo “Rischi fisici” della RDS, dove è descritta la metodologia Eni di identificazione, va- lutazione e mitigazione dei rischi fisici degli attivi. Il Gruppo ha ese- guito una valutazione del rischio di esposizione agli eventi climatici acuti e cronici in base alla metodologia descritta e ha concluso che le installazioni Eni di produzione di plastiche in forma primaria non evidenziano, anche considerata la vita utile residua, sostanziali rischi residui di esposizione a eventi meteorologici prospettici avversi, per- tanto l’attività è stata valutata adattata al CC. Altri obiettivi Non sono state riscontrate violazioni del principio DNSH rispetto agli altri obiettivi. 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 climatici acuti e cronici in base alla metodologia descritta al punto 3.17 e ha concluso che le installazioni Eni di produzione di e.e. da impianti fotovoltaici non evidenziano, anche considerata la vita utile residua, sostanziali rischi residui di esposizione a eventi meteorologici prospettici avversi, pertanto l’attività è stata valutata adattata al CC. Altri obiettivi Non sono state riscontrate violazioni del principio DNSH rispetto agli altri obiettivi. 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. Non arrecare danno significativo (“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 3.17 e ha concluso che le installazioni Eni di produzione di e.e. da impianti fotovoltaici non evidenziano, anche considerata la vita utile residua, sostanziali rischi residui di esposizione a eventi meteorologici prospettici avversi, pertanto l’attività è stata valutata adattata al CC. Altri obiettivi Non sono state riscontrate violazioni del principio DNSH rispetto agli altri obiettivi. 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 nominale to- tale inferiore a 2 MW e utilizzano combustibili gassosi da biomassa. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 239 Non arrecare danno significativo (“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 3.17 e ha concluso che le installazioni Eni di produzione di e.e. a partire dalla bioenergia non evidenziano, anche considerata la vita utile residua, sostanziali rischi residui di esposizione a eventi meteorologici prospettici avversi, pertanto l’attività è stata valutata adattata al CC. Altri obiettivi Non sono state riscontrate violazioni del principio DNSH rispetto agli altri obiettivi. 4.10. ACCUMULO DI ENERGIA ELETTRICA Contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici L’attività consiste nella costruzione e gestione dell’accumulo di ener- gia elettrica, compreso l’accumulo di energia idroelettrica mediante pompaggio. Non arrecare danno significativo (“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 3.17 e ha concluso che le installazioni Eni di accumulo di e.e. non evidenziano, anche considerata la vita utile residua, sostanziali rischi residui di esposizione a eventi meteorologici prospettici avver- si, pertanto l’attività è stata valutata adattata al CC. Altri obiettivi Non sono state riscontrate violazioni del principio DNSH rispetto agli altri obiettivi. 4.13. PRODUZIONE DI BIOCARBURANTI DESTINA- TI 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 2024 è stato analizzato sul- la base delle materie prime utilizzate in input e delle emissioni di processo per verificare il contributo sostanziale all’obiettivo di mi- tigazione del cambiamento climatico. I volumi di HVO prodotti uti- lizzando colture alimentari e foraggere sono stati esclusi dal KPI, nonché quelli prodotti a partire da biomassa agricola che non sod- disfa i requisiti di sostenibilità della Direttiva 2001/2018. Il rispar- mio emissivo ottenuto dall’HVO prodotto da feedstock sostenibili 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 investimenti relativi all’attività dichiarati nei KPI sono stati attribuiti in proporzione alla percentuale di HVO rispondente al parametro del contributo sostanziale. Non arrecare danno significativo (“DNSH”) Adattamento ai cambiamenti climatici Il Gruppo ha eseguito la valutazione del rischio di esposizione agli eventi meteorologici acuti e cronici degli impianti di pro- duzione (Gela e Venezia) in base alla metodologia descritta al punto 3.17, 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. Altri obiettivi Non sono state riscontrate violazioni del principio DNSH rispetto agli altri obiettivi. 5.12. STOCCAGGIO GEOLOGICO PERMANENTE SOTTERRANEO DI CO 2 L’attività riguarda la realizzazione dell’hub di stoccaggio geologico permanente di HyNet nel Regno Unito, che utilizzerà i giacimenti di gas naturale Eni esauriti localizzati nella Liverpool Bay. Il ser- vizio di stoccaggio della CO 2 sarà offerto a operatori locali sulla base di una tariffa regolata in corso di negoziazione. È stata ap- provata 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 Italia rispetta, per quanto applicabile, i requisiti della Direttiva 2009/31/C. Non arrecare danno significativo (“DNSH”) Adattamento ai cambiamenti climatici Il Gruppo ha eseguito la valutazione del rischio di esposizione dell’attività agli eventi meteorologici acuti e cronici sulla base della metodologia di cui al punto 3.17 e ha concluso che gli impianti al servizio della realizzazione dell’hub di stoccaggio geologico, sopra ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 240 menzionato, non evidenziano, anche considerata la vita utile resi- dua, sostanziali rischi residui di esposizione a eventi meteorologici 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 amministra- tive dalle autorità UK, sarà in grado di rispettare il criterio DNSH relativo agli obiettivi uso sostenibile e protezione delle acque e del- le risorse marine e protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi. Analogamente per quanto riguarda la realizzazione del- la 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. Non arrecare danno significativo (“DNSH”) Adattamento ai cambiamenti climatici Il Gruppo ha eseguito una valutazione del rischio di esposizione dell’attività agli eventi meteorologici acuti e cronici in base alla metodologia di cui al punto 3.17 e ha concluso che le infrastrut- ture sopra menzionate non evidenziano, anche considerata la vita utile residua, sostanziali rischi residui di esposizione a eventi me- teorologici prospettici avversi, pertanto l’attività è stata valutata adatta al CC. Prevenzione e riduzione dell’inquinamento L’installazione di nuovi punti di ricarica non produce sostanzialmen- te rifiuti di cantiere, ovvero sono adottate tecniche per limitare la produzione di rifiuti nei processi di installazione ed eventuale demo- lizione, 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 ri- duzione del consumo di acqua). Sono adottate misure per ridurre il rumore, le polveri e le emissioni inquinanti durante i lavori di costru- zione o manutenzione, quali ad esempio: 1. utilizzare attrezzature a basso impatto ambientale che producano meno rumore, polvere ed emissioni inquinanti rispetto a quelle tradizionali; 2\. limitare gli orari di lavoro, programmando, quando/dove possibile, le attività di costruzione/manutenzione durante le ore in cui il volume di traffico è ridotto per limitare l’impatto sulle attività circostanti. Altri obiettivi Non sono state riscontrate violazioni del principio DNSH rispetto agli altri obiettivi. 1.2.2.2. CONTRIBUTO AL CONSEGUIMENTO DI PIÙ OBIETTIVI Nel 2024 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’impian- to 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 indicato nella descrizio- ne dell’attività, i dati di ricavo e di costi comuni alle due tipologie di produzioni (spese operative e di investimento) sono stati ripartiti in proporzione ai volumi lavorati di biomassa che consentono il conse- guimento 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 adeguato al processo di produzione impie- gato 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 to- tale del numeratore di €812 milioni è così articolato: • €80 milioni dalla vendita di e.e. prodotta da impianti fotovoltaici con una diminuzione di €112 milioni rispetto al 2023 dovuto essenzial- mente alla diminuzione dei prezzi in parte compensato dall’aumen- to dei volumi prodotti; • €159 milioni dalla vendita di e.e. prodotta da impianti eolici, sostan- zialmente in linea con lo scorso anno; • €40 milioni dalla vendita di e.e. prodotta da impianti alimentati a biomassa, sostanzialmente in linea con lo scorso anno; • €230 milioni dalla vendita di materie plastiche in forme primarie a seguito della presenza del Gruppo Novamont acquisito; • €297 milioni dalla vendita di HVO in riduzione di €363 milioni rispetto al 2023 a seguito di uno scenario sfavorvole per i bio- carburanti. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 241 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 €1.222 milioni sono relativi alle se- guenti attività: • €529 milioni relativi all’attività produzione di energia elettrica da fotovoltaico, che comprendono: (i) €405 milioni di incrementi di as- sets per l’avanzamento nel programma di costruzione di cui €314 milioni relativi alla nuova capacità installata nel 2024 per 408 MW e €91 milioni per impianti ready to build con capacità nell’arco di piano 2025-2028; (ii) €124 milioni di acquisizioni di cui €72 milioni relativi ad impianti da terzi perfezionate nell’esercizio per una capa- cità in operation di 105 MW, e €52 milioni per impianti ready to build con capacità nell’arco di piano 2025-2028; • €48 milioni relativi all’attività produzione di energia elettrica da eoli- co relativi a incrementi di assets per l’avanzamento nel programma di costruzione di cui €7 milioni relativi alla nuova capacità installata nel 2024 per 10 MW, €41 milioni relativi per impianti ready to build nell’arco di piano 25-28; • €300 milioni relativi all’attività di produzione di biocarburanti, inte- ramente imputati a incremento di PP&E, principalmente relativi alle bioraffinerie di Venezia e Gela per €100 milioni e €153 milioni relativi all’avvio del progetto di riconversione in bioraffineria a Livorno. Con riferimento a Venezia sono in corso diversi progetti per l’upgrading della bioraffineria di cui i principali riguardano: il completamento di una nuova sezione (degumming) dell’unità di trattamento della biomassa per potenziare la lavorazione di cariche più complesse; l’Upgrading dell’Ecofining e la realizzazione dell’impianto Steam Re- former che consentiranno la produzione di Biojet e l’incremento di capacità sino ad un totale di 600 kton/anno. 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, il cui completamento in termini di asset sarà finaliz- zato entro il 2025; la realizzazione dell’impianto per la produzione di biojet la cui produzione è partita a gennaio 2025. Tali progetti di bioraffinazione sono parte del piano industriale degli investimenti Eni per il quadriennio 2025-2028 approvato dal Consiglio di Ammi- nistrazione 26 febbraio 2025 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 2028; • €146 milioni relativi all’attività di stoccaggio permanente della CO 2 , interamente imputati a incremento delle immobilizzazioni imma- teriali, nell’ambito dei progetti per la realizzazione dell’hub di stoc- caggio di HyNet e Bacton in Regno Unito e, in misura minore, della prima fase dell’hub di stoccaggio di Ravenna, entrambi inclusi nel piano quadriennale degli investimenti del Gruppo Eni approvato dalla Direzione Aziendale il 26 febbraio 2025. Il progetto HyNet pre- vede un impegno di spesa nel piano di €327 milioni e la prima inie- zione 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 spesa pari a €31 milioni e la prima iniezione di CO 2 entro il 2030\. Il progetto Ravenna hub prevede un impegno di spesa nel piano di €34 milioni e la prima iniezione di CO 2 nei giacimenti esauriti dell’offshore ravennate operati da Eni è programmata entro il 2030 dopo un periodo sperimentale nel corso del 2024; • €82 milioni relativi all’attività di installazione di punti ricarica per EV, imputati ad incrementi di PP&E per €79 milioni e di attività im- materiali per €3 milioni, nell’ambito del piano di espansione della rete di ricarica con l’installazione nel 2024 di circa 2,3 mila nuove colonnine a marchio Plenitude; • €98 milioni relativi all’attività di storage principalmente per il com- pletamento del progetto storage in USA Guajillo (199 MW). 1.2.3.3. INFORMAZIONI CONTESTUALI SUL KPI RELATIVO ALLE SPESE OPERATIVE Le spese operative incluse nel numeratore del relativo KPI pari a €282 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: • €28 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); • €46 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); • €157 milioni sostenuti nell’attività di produzione di biocarburanti, relativi alle manutenzioni e altre spese di funzionamento quotidia- no (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 salva- guardia nella conduzione del business (di cui al comma “c”), rinviando al successivo art. 18 per la loro definizione. La norma 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 multina- zionali e ai Principi Guida delle Nazioni Unite su imprese e diritti uma- ni, inclusi i principi e i diritti stabiliti dalle otto convenzioni fondamen- tali individuate nella dichiarazione dell’Organizzazione Internazionale del Lavoro sui principi e i diritti fondamentali nel lavoro e dalla Carta internazionale dei diritti dell’uomo. Nel dare attuazione a tali procedu- re, le imprese devono rispettare il principio del “non arrecare un dan- no significativo” di cui all’articolo 2, punto 17), del Regolamento (UE) 2019/2088, la Sustainable Finance Disclosure Regulation “SFDR”. La SFDR prevede che le istituzioni finanziarie “financial market partici- pants” valutino i rischi ESG degli investimenti inclusi nei prodotti fi- nanziari che intendono collocare presso i risparmiatori, attraverso la ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 242 misurazione 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”. Cinque di questi indicatori sono di natura sociale: (i) violazioni dei principi del Global Compact delle NU e delle linee guida OCSE per le imprese multinazio- nali; (ii) mancanza di processi e di meccanismi di ottemperanza per monitorare il rispetto dei principi di cui al punto precedente; (iii) divario retributivo di genere; (iv) diversità di genere nella composizione degli organi amministrativi; (v) esposizione ai settori degli armamenti con- troversi. La definizione di investimento sostenibile di cui al punto 17 dell’art. 2 della SFDR stabilisce che un investimento è tale se contri- buisce a obiettivi ambientali o sociali definiti in maniera ampia, a con- dizione che non leda nessuno di tali obiettivi. Pertanto, Eni assume che il rispetto del principio “non arrecare un danno significativo” della SFDR 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 quin- to Eni conferma di non essere presente nei settori degli armamenti controversi. Le linee guida OCSE per le aziende multinazionali sono principi di conduzione responsabile del business relativi ad otto aree di attività: (i) tre riconducibili al tema dei diritti umani (diritti umani, protezione dei consumatori, occupazione e relazioni industriali); (ii) Anti-corruzione; (iii) competizione equa; (iv) tassazione. Infine, l’am- biente è affrontato negli altri criteri di sostenibilità dell’art. 3 del Reg. Tassonomia, mentre scienza/tecnologia sono fuori ambito. Le otto convenzioni ILO sul lavoro sono nel loro complesso riconducibili al tema del rispetto dei diritti umani. L’osservanza dei principi fonda- mentali in materia di diritti umani contenuti 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 Co- stituzione 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’istituzione e mantenimento di adeguati processi e sistemi aziendali di due dili- gence nei seguenti ambiti: (i) diritti umani; (ii) lotta alla corruzione; (iii) rispetto della competition law; (iv) tassazione d’impresa. Si veda inoltre la sezione Meccanismi di segnalazione e grievance per ap- profondimenti; per gli altri sistemi di due diligence di Eni, si vedano le rispettive sezioni: • ANTI-CORRUZIONE. Si veda la sezione Condotta, Cultura d’im- presa e prevenzione della corruzione • TASSAZIONE. Si veda la sezione Tax Strategy • FAIR COMPETITION. Si veda il paragrafo di seguito. • DIRITTI UMANI. Si veda la sezione I Diritti umani per Eni Tutela della concorrenza 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 delle regole poste a tutela della concorrenza nei vari Paesi in cui opera. I principi della concor- renza intesa come contesto di mercato che incentiva le imprese ad eccellere nella qualità ed economicità dei prodotti e/o servizi vendu- ti/forniti e l’osservanza della normativa antitrust sono valori fonda- mentali della Società. Il sistema di controllo Eni è articolato nelle tre fasi della prevenzione, monitoraggio/mitigazione dei rischi e contra- sto alle condotte illecite ed è disegnato in modo da assicurare con ra- gionevole certezza che le unità di business non adottino comporta- menti anticoncorrenziali o diano luogo a pratiche restrittive del libero mercato o collusioni con imprese concorrenti e non commettano abusi di posizione dominante. Le operazioni aziendali di incremento della quota di mercato (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 infor- mazioni nella fase di negoziazione e di due diligence. Nel 2024 le so- cietà del Gruppo non sono state parte di alcun significativo conten- zioso per violazioni della normativa antitrust che si sia concluso con l’irrogazione 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. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 243 Esercizio finanziario 2024 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 o ammissibile alla Tassonomia anno 2023 (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 3.17 230 0,3% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,1% T Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica CCM 4.1 80 0,1% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,2% Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica CCM 4.3 159 0,2% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,2% Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.8 40 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 1 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 4.13 297 0,3% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,7% Digestione anaerobica di rifiuti organici CCM 5.7/CE 2.5 2 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% Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali leggeri CCM 6.5 1 0,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Fatturato delle attività ecosostenibili (allineate alla Tassonomia) (A.1) 812 0,9% % S S S S S S % di cui abilitanti 0,0% 0,0% A di cui di transizione 0,3% 0,1% T A.2. Attività ammissibili alla Tassonomia ma non ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia) Recupero dei rifiuti organici mediante digestione anaerobica o compostaggio CE 2.5 4 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 1.341 1,5% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 1,4% Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 1.421 1,6% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 1,7% Trasmissione e distribuzione di energia elettrica CCM 4.9 4 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 4.13 219 0,2% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,1% Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia elettrica a partire da combustibili gassosi fossili CCM 4.30 1.571 1,8% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 2,2% Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta e trattamento delle acque reflue CCM 5.3 20 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 1 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 24 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) 4.601 5,2% % % % % % % S % Fatturato delle attività ammissibili alla Tassonomia (A.1 + A.2) 5.413 6,1% % B. ATTIVITÀ NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA Fatturato delle attività non ammissibili alla Tassonomia (B) 83.384 93,9% Totale 88.797 100,0% QUOTA DEL FATTURATO KPI ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 244 Esercizio finanziario 2024 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 o ammissibile alla Tassonomia anno 2023 (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 3.17 230 0,3% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,1% T Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica CCM 4.1 80 0,1% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,2% Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica CCM 4.3 159 0,2% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,2% Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.8 40 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 1 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 4.13 297 0,3% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,7% Digestione anaerobica di rifiuti organici CCM 5.7/CE 2.5 2 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% Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali leggeri CCM 6.5 1 0,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Fatturato delle attività ecosostenibili (allineate alla Tassonomia) (A.1) 812 0,9% % S S S S S S % di cui abilitanti 0,0% 0,0% A di cui di transizione 0,3% 0,1% T A.2. Attività ammissibili alla Tassonomia ma non ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia) Recupero dei rifiuti organici mediante digestione anaerobica o compostaggio CE 2.5 4 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 1.341 1,5% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 1,4% Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 1.421 1,6% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 1,7% Trasmissione e distribuzione di energia elettrica CCM 4.9 4 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 4.13 219 0,2% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,1% Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia elettrica a partire da combustibili gassosi fossili CCM 4.30 1.571 1,8% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 2,2% Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta e trattamento delle acque reflue CCM 5.3 20 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 1 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 24 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) 4.601 5,2% % % % % % % S % Fatturato delle attività ammissibili alla Tassonomia (A.1 + A.2) 5.413 6,1% % B. ATTIVITÀ NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA Fatturato delle attività non ammissibili alla Tassonomia (B) 83.384 93,9% Totale 88.797 100,0% RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 245 QUOTA DELLE SPESE IN CONTO CAPITALE KPI Esercizio finanziario 2024 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 2023 (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 4 0,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 5,5% T Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica CCM 4.1 529 3,4% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 4,4% Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica CCM 4.3 48 0,3% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 1,0% Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.8 7 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 98 0,6% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,2% Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti e di bioliquidi CCM 4.13 300 1,9% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 1,6% Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta e trattamento delle acque reflue CCM 5.3 1 0,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO 2 CCM 5.12 146 0,9% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 1,1% Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali leggeri CCM 6.5 5 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 82 0,5% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,9% A Installazione, manutenzione e riparazione di dispositivi per l'efficienza energetica CCM 7.3 2 0,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Spese in conto capitale delle attività ecosostenibili (allineate alla Tassonomia) (A.1) 1.222 7,9% % S S S S S S % di cui abilitanti 0,5% 0,9% A di cui di transizione 0,0% 5,5% T A.2. Attività ammissibili alla Tassonomia ma non ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia) Produzione di idrogeno CCM 3.10 1 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Fabbricazione di prodotti chimici di base organici CCM 3.14 98 0,6% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,5% Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 62 0,4% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,6% Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.8 3 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Trasmissione e distribuzione di energia elettrica CCM 4.9 1 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 69 0,4% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,6% Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia elettrica a partire da combustibili gassosi fossili CCM 4.30 89 0,6% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,7% Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta e trattamento delle acque reflue CCM 5.3 76 0,5% 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 14 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 4 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Installazione, manutenzione e riparazione di dispositivi per l'efficienza energetica CCM 7.3 2 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) 419 2,7% % % % % % % S % Spese in conto capitale delle attività ammissibili alla Tassonomia (A.1 + A.2) 1.641 10,6% % B. ATTIVITÀ NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA Spese in conto capitale delle attività non ammissibili alla Tassonomia (B) 13.861 89,4% Totale 15.502 100,0% ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 246 Esercizio finanziario 2024 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 2023 (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 4 0,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 5,5% T Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica CCM 4.1 529 3,4% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 4,4% Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica CCM 4.3 48 0,3% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 1,0% Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.8 7 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 98 0,6% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,2% Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti e di bioliquidi CCM 4.13 300 1,9% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 1,6% Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta e trattamento delle acque reflue CCM 5.3 1 0,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO 2 CCM 5.12 146 0,9% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 1,1% Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali leggeri CCM 6.5 5 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 82 0,5% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,9% A Installazione, manutenzione e riparazione di dispositivi per l'efficienza energetica CCM 7.3 2 0,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Spese in conto capitale delle attività ecosostenibili (allineate alla Tassonomia) (A.1) 1.222 7,9% % S S S S S S % di cui abilitanti 0,5% 0,9% A di cui di transizione 0,0% 5,5% T A.2. Attività ammissibili alla Tassonomia ma non ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia) Produzione di idrogeno CCM 3.10 1 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Fabbricazione di prodotti chimici di base organici CCM 3.14 98 0,6% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,5% Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 62 0,4% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,6% Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.8 3 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Trasmissione e distribuzione di energia elettrica CCM 4.9 1 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 69 0,4% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,6% Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia elettrica a partire da combustibili gassosi fossili CCM 4.30 89 0,6% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,7% Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta e trattamento delle acque reflue CCM 5.3 76 0,5% 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 14 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 4 0,0% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,0% Installazione, manutenzione e riparazione di dispositivi per l'efficienza energetica CCM 7.3 2 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) 419 2,7% % % % % % % S % Spese in conto capitale delle attività ammissibili alla Tassonomia (A.1 + A.2) 1.641 10,6% % B. ATTIVITÀ NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA Spese in conto capitale delle attività non ammissibili alla Tassonomia (B) 13.861 89,4% Totale 15.502 100,0% RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 247 QUOTA DELLE SPESE OPERATIVE KPI Esercizio finanziario 2024 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 2023 (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 38 0,9% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,1% T Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica CCM 4.1 28 0,7% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 2,2% Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica CCM 4.3 46 1,1% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,6% Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.8 10 0,2% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,2% Accumulo di energia elettrica CCM 4.10 1 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 4.13 157 3,7% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 1,6% Digestione anaerobica di rifiuti organicI CCM 5.7 1 0,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,1% Compostaggio di rifiuti organici CCM 5.8 1 0,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Spese operative delle attività ecosostenibili (allineate alla Tassonomia) (A.1) 282 6,5% % S S S S S S % di cui abilitanti 0,0% 0,0% A di cui di transizione 0,9% 0,1% 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 0,2% Fabbricazione di prodotti chimici di base organici CCM 3.14 55 1,3% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 1,4% Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 94 2,2% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 1,7% Trasmissione e distribuzione di energia elettrica CCM 4.9 3 0,1% 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 19 0,4% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,4% Cogenerazione di calore/freddo ed energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.20 9 0,2% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,3% Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia elettrica a partire da combustibili gassosi fossili CCM 4.30 51 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 5.3 145 3,4% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 3,5% Raccolta e trasporto di rifiuti non pericolosi in frazioni separate alla fonte CCM 5.5 10 0,2% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,2% Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO 2 CCM 5.12 4 0,1% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,1% 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) 403 9,4% % % % % % % S % Spese operative delle attività ammissibili alla Tassonomia (A.1 + A.2) 685 15,9% % B. ATTIVITÀ NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA Spese operative delle attività non ammissibili alla Tassonomia (B) 3.624 84,1% Totale 4.309 100,0% ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 248 Esercizio finanziario 2024 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 2023 (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 38 0,9% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,1% T Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica CCM 4.1 28 0,7% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 2,2% Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica CCM 4.3 46 1,1% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,6% Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.8 10 0,2% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,2% Accumulo di energia elettrica CCM 4.10 1 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 4.13 157 3,7% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 1,6% Digestione anaerobica di rifiuti organicI CCM 5.7 1 0,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,1% Compostaggio di rifiuti organici CCM 5.8 1 0,0% S N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S S S S S S 0,0% Spese operative delle attività ecosostenibili (allineate alla Tassonomia) (A.1) 282 6,5% % S S S S S S % di cui abilitanti 0,0% 0,0% A di cui di transizione 0,9% 0,1% 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 0,2% Fabbricazione di prodotti chimici di base organici CCM 3.14 55 1,3% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 1,4% Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie CCM 3.17 94 2,2% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 1,7% Trasmissione e distribuzione di energia elettrica CCM 4.9 3 0,1% 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 19 0,4% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,4% Cogenerazione di calore/freddo ed energia elettrica a partire dalla bioenergia CCM 4.20 9 0,2% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,3% Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia elettrica a partire da combustibili gassosi fossili CCM 4.30 51 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 5.3 145 3,4% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 3,5% Raccolta e trasporto di rifiuti non pericolosi in frazioni separate alla fonte CCM 5.5 10 0,2% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,2% Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO 2 CCM 5.12 4 0,1% AM N/AM N/AM N/AM N/AM N/AM S 0,1% 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) 403 9,4% % % % % % % S % Spese operative delle attività ammissibili alla Tassonomia (A.1 + A.2) 685 15,9% % B. ATTIVITÀ NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA Spese operative delle attività non ammissibili alla Tassonomia (B) 3.624 84,1% Totale 4.309 100,0% RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 249 Modello 1 – Attività legate al nucleare e ai gas fossili, 2024 Riga Attività legate all’energia nucleare 2024 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. No 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. Si 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), 2024 € 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 812 0,9% 812 0,9% 0 0% 1.222 7,9% 1.222 7,9% 0 0% 282 6,5% 282 6,5% 0 0% 8 KPI applicabile totale 88.797 100% 88.797 100% 0 0% 15.502 100% 15.502 100% 0 0% 4.309 100% 4.309 100% 0 0% ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 250 Modello 3 – Attività economiche allineate alla Tassonomia (numeratore), 2024 € 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 812 100,0% 812 100,0% 0 0% 1.222 100,0% 1.222 100,0% 0 0% 282 100,0% 282 100,0% 0 0% 8 Importo e quota totali delle attività economiche allineate alla Tassonomia al numeratore del KPI applicabile 812 100,0% 812 100,0% 0 0% 1.222 100,0% 1.222 100,0% 0 0% 282 100,0% 282 100,0% 0 0% RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 251 Modello 4 – Attività economiche ammissibili alla Tassonomia ma non allineate alla Tassonomia, 2024 € 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 1.571 34,1% 1.571 34,1% 0 0% 89 21,2% 89 21,2% 0 0% 51 12,7% 51 12,7% 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 3.030 59,1% 3.030 59,1% 0 0% 330 72,8% 330 72,8% 0 0% 352 87,5% 352 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 4.601 100% 4.601 100% 0 0% 419 100% 419 100% 0 0% 403 100% 403 100% 0 0% ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 252 Modello 5 – Attività economiche non ammissibili alla Tassonomia, 2024 € 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 83.384 100% 13.861 100% 3.624 100% 8 Importo e quota totali delle attività economiche non ammissibili alla Tassonomia al denominatore del KPI applicabile 83.384 100% 13.861 100% 3.624 100% RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 253 PRINCIPALI DEFINIZIONI Generali • Rischio inerente: rischio intrinseco in assenza di azioni manageriali per gestirlo. • Rischio residuo: rischio che rimane dopo aver intrapreso delle azioni di riduzione. • Target: In termini generali, un target è un risultato specifico e mi- surabile, generalmente definito nel piano strategico, con scadenze specifiche, un anno di riferimento, indicatori chiave di prestazione utilizzati per valutare i progressi, che supportano il conseguimen- to degli obiettivi in linea con le politiche dell’impresa. Eni individua nelle proprie strategie aziendali (di business, di sostenibilità e di de- carbonizzazione) dei target specifici. Cambiamento Climatico • Clima la descrizione statistica in termini di media e variabilità delle grandezze meteorologiche rilevanti (es. temperatura, precipitazio- ni, venti, ecc.), calcolate su un periodo di almeno 30 anni. • Cambiamenti climatici (Eng: climate change): un cambiamento nello stato del clima che persiste per un periodo esteso, tipicamente decen- ni o più a lungo, e che può essere rilevato (ad esempio usando test statistici) da cambiamenti nella media e/o nella variabilità delle sue proprietà. I cambiamenti climatici possono avere origine da processi naturali interni o da forzanti esterne, quali modulazioni dei cicli sola- ri, eruzioni vulcaniche e cambiamenti antropogenici persistenti della composizione dell’atmosfera o di uso del suolo (fonte IPCC glossary). • Transizione energetica: è il passaggio dall’utilizzo di fonti energe- tiche ad alta impronta carbonica a fonti energetiche a basse emis- sioni, e fa parte della più estesa transizione verso economie so- stenibili attraverso l’uso di energie rinnovabili ed energia nucleare, l’adozione di tecniche di risparmio energetico e di sviluppo sosteni- bile (Carbon neutrality toolkit, UNECE). • Rischi di transizione: i rischi derivanti dal mancato allineamento tra la strategia e la gestione di un’organizzazione o di un investitore e l’evoluzione del panorama normativo, politico o sociale nel quale essi operano. Gli sviluppi volti ad arrestare o invertire i danni inflitti al clima o alla natura quali le misure governative, il progresso tec- nologico, le modifiche del mercato, i contenziosi e il cambiamento delle preferenze dei consumatori possono tutti creare o incidere sui rischi di transizione (fonte ESRS). • Rischi Fisici (Acuti e Cronici): rischio derivante dai cambiamenti climatici che può essere determinato da eventi (rischi acuti) o da mutamenti a più lungo termine nei modelli climatici (rischi croni- ci). I rischi fisici acuti derivano da pericoli specifici, specialmente eventi meteorologici quali tempeste, inondazioni, incendi o ondate di calore. I rischi fisici cronici derivano da cambiamenti climatici più a lungo termine, quali i cambiamenti di temperatura e i loro effetti sull’innalzamento del livello del mare, sulla minore disponibilità di acqua, sulla perdita di biodiversità e sui cambiamenti nella produt- tività dei terreni e dei suoli (fonte ESRS). • Mitigazione dei cambiamenti climatici/decarbonizzazione: azioni o attività che limitano le emissioni GHG (es. dovute alla produzione, all’uso di energia o ai cambiamenti di uso del suolo) e/o ne riduco- no la concentrazione nell’atmosfera (es. assorbimento del carbo- nio attraverso l’uso del suolo o altri meccanismi). • Adattamento ai cambiamenti climatici: è l’aggiustamento dei si- stemi ecologici, sociali o economici in risposta agli impatti climatici effettivi o attesi. Comporta aggiustamenti per ridurre la vulnerabi- lità delle comunità, delle regioni o delle attività ai cambiamenti cli- matici. • Piano di decarbonizzazione (Eni): l’elemento del piano strategico dell’impresa che definisce i suoi obiettivi, le sue azioni e le sue risor- se in un’ottica di transizione verso un’economia a minori emissioni di carbonio, ivi comprese le azioni come la riduzione delle emis- sioni di GHG al fine di limitare il riscaldamento globale a 1,5 °C e raggiungere la neutralità climatica. Il piano di decarbonizzazione di Eni si differenzia dalla definizione di piano di transizione CRSD (ESRS E1-1) perché costruito sul perimetro equity, in continuità con gli anni precedenti. A titolo di confronto, il perimetro entity specific utilizzato da Eni copre il 97% del perimetro CSRD. • Emissioni GHG effettive (Eni): emissioni emesse in passato o nel presente e contabilizzate nell’inventario emissivo. • Emissioni GHG potenziali (Eni): possibili emissioni future quantifi- cate sulla base del proprio Piano Strategico. • Emissioni residue: emissioni GHG che rimangono dopo aver intrapre- so tutte le azioni possibili per ridurle (fonte: ISO Net Zero Guidelines). • Neutralità Carbonica: condizione in cui le emissioni antropogeni- che di anidride carbonica (CO 2 ) associate a un determinato sog- getto sono bilanciate attraverso le rimozioni di CO 2 . La neutralità carbonica viene spesso valutata sull’intero ciclo di vita, includendo le emissioni indirette (Scope 3), ma può essere limitata anche alle emissioni e alle rimozioni, in un periodo di tempo specifico, lun- go un determinato periodo di tempo, per le quali il soggetto ha un controllo diretto, secondo quanto stabilito dal relativo schema di riferimento (fonte IPCC glossary). • Percorso verso la Neutralità Carbonica (Eni): un pilastro del mo- dello di business che si basa su un piano di trasformazione indu- striale che prevede l’utilizzo di soluzioni tecnologiche disponibili ed economicamente sostenibili in grado di contribuire fin da subito alla riduzione delle emissioni generate lungo l’intero ciclo di vita dei prodotti energetici fino al loro azzeramento netto entro il 2050. • Azzeramento netto/net zero: su scala globale i termini neutralità carbonica ed emissioni net zero di CO 2 sono equivalenti. Su scala sub-globale, il termine net zero di CO 2 viene generalmente applicato alle emissioni e rimozioni sotto il controllo diretto o la responsabili- tà territoriale dell’entità che rendiconta, mentre la neutralità carbo- nica include generalmente anche le emissioni e rimozioni che van- no oltre il controllo diretto o la responsabilità territoriale dell’entità stessa (fonte IPCC glossary). ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 254 • Obiettivi net zero (Eni): serie di target finalizzati alla riduzione del- le emissioni. Nel breve-medio termine, Eni dà priorità alla riduzio- ne delle emissioni Scope 1 e Scope 2, focalizzandosi sul settore Upstream, con l’obiettivo di “Net Zero Carbon Footprint Upstream” entro il 2030\. In seguito, Eni prevede di raggiungere “Net Zero Car- bon Footprint Eni” delle emissioni Scope 1 e Scope 2 per l’intero Gruppo entro il 2035. Inoltre, l’azienda sta adottando delle misure per ridurre le emissioni Scope 3 legate all’intensità carbonica dei propri prodotti e servizi, contribuendo così alla decarbonizzazione complessiva del sistema energetico con l’obiettivo “Net zero” (per GHG Lifecycle Emissions e per Carbon Intensity) entro il 2050. • Soft e Hard Law: “Soft law” si riferisce a tutti quei fenomeni di au- toregolamentazione diversi dai tradizionali strumenti normativi che sono frutto di un processo formale di produzione legislativa ad opera di organi investiti della relativa funzione, cd. “hard law”, e la cui caratteristica essenziale è data dal fatto di essere privi di efficacia vincolante diretta. • Soluzioni/prodotti lower carbon (Eni): rappresentano un porta- foglio diversificato che mira a contribuire alla decarbonizzazione del sistema energetico. Questo portafoglio comprende innovazioni nelle fonti di energia rinnovabili, nei biocarburanti sostenibili, nelle tecnologie avanzate di cattura e stoccaggio di CO 2 (CCS), nella pro- duzione di idrogeno e nell’energia nucleare. • Hard to abate: si riferisce a quei settori industriali e del trasporto pesante ad elevate emissioni di CO 2 che risultano particolarmente complessi da decarbonizzare a causa di fattori tecnologici, fisici e di mercato (fonte Irena). • Carbon dioxide Capture, Utilization and Storage (CCUS): preve- de la cattura di CO 2 , in genere da grandi fonti di emissione come centrali elettriche o impianti industriali che utilizzano combusti- bili fossili o biomassa come combustibile. Se non viene utilizzata in loco, l’anidride carbonica catturata viene compressa e traspor- tata tramite condotte, nave, ferrovia o camion per essere utiliz- zata in una serie di applicazioni, oppure iniettata in formazioni geologiche confinate come giacimenti di petrolio e gas esauriti o falde saline. • Natural Climate Solutions (NCS): soluzioni per i cambiamenti cli- matici basate sulla natura. Si basano sulla capacità della natura di rimuovere e immagazzinare il carbonio dall’atmosfera. Tra gli altri benefici aiutano a proteggete gli habitat a rischio e a promuovere la biodiversità, nonché a supportare lo sviluppo sostenibile per le comunità locali. • Scenari climatici (emissivi): una rappresentazione plausibile dell’andamento futuro delle emissioni di sostanze che sono radia- tivamente attive (ad esempio gas serra – GHG – e aerosol) basata su un insieme coerente e internamente consistente di ipotesi sulle forze trainanti (come lo sviluppo demografico e socio-economico, il cambiamento tecnologico, l’energia e l’uso del suolo) e le loro re- lazioni chiave. Gli scenari di concentrazione, derivati dagli scenari di emissione, sono spesso utilizzati come input per un modello cli- matico per calcolare le proiezioni climatiche (fonte IPCC). • Scenari energetici: forniscono un quadro per esplorare le future prospettive energetiche, comprese le varie combinazioni di opzioni tecnologiche e le loro implicazioni. Molti scenari presenti in lette- ratura illustrano come gli sviluppi del sistema energetico influen- zeranno le dinamiche su differenti settori industriali a livello glo- bale. Tra gli scenari energetici più riconosciuti si annoverano quelli della International Energy Agency (IEA), che pubblica annualmente, una serie di scenari nel World Energy Outlook (WEO), sulla base di previsioni di domanda energetica dettagliate per settore, costruiti su specifiche variabili di carattere demografico ed economico dei prossimi decenni, secondo due logiche di riferimento. \- Forecasting, che producono traiettorie di evoluzione dei consumi energetici utilizzando input di carattere demografico/economico e policy esistenti o di probabile futura realizzazione/ambitions di- chiarate (scenario STEPS \- Stated Policies Scenario e scenario APS - Announced Pledges Scenario); \- Backcasting, che identificano a ritroso traiettorie compatibili con uno o più obiettivi imposti attraverso il ricorso a tecnologie anche in fase dimostrativa, l’ipotesi di cambio repentino delle abitudini dei consumatori e un’accelerazione dell’efficientamento dei con- sumi finali (scenario NZE – Net Zero Emissions). Ambiente • Environmental Golden Rules: linee guida che mirano a proteggere e conservare l’ambiente indirizzando il comportamento di persone e imprese verso pratiche sostenibili e rispettose dell’ambiente (ad esempio tramite la riduzione/riutilizzo e il riciclaggio dei rifiuti, il ri- sparmio energetico, la protezione della bio. • Aree a stress idrico: aree connotate da un valore di baseline di “stress idrico” > 40%; lo stress idrico è calcolato come rapporto fra acqua prelevata e capacità di ricarica in un determinato bacino. • HVO: Hydrotreated Vegetable Oil (olio vegetale idrotrattato), biocar- burante diesel prodotto prevalentemente da materie prime di scar- to, residui vegetali e una parte residuale di oli vegetali. • 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). • Gerarchia di mitigazione: la gerarchia di mitigazione è una best practice internazionale, per la gestione dei rischi e dei potenziali impatti sull’ambiente, attraverso una sequenza di azioni: (i) preve- nire ed evitare impatti; (ii) ridurre al minimo l’impatto laddove non evitabile; (iii) ripristinare e (iv) compensare. Sociali • Stop work authority: principio atto a promuovere comportamen- ti virtuosi e consapevoli che garantiscano la salvaguardia di tutti i lavoratori per cui, ogni collaboratore, in qualsiasi sito, ha l’autorità di interrompere un’attività quando rileva un comportamento o una condizione pericolosa. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 255 • Asset integrity: capacità di un asset di funzionare in modo efficace e accurato, salvaguardando al contempo il benessere del perso- nale e le attrezzature lungo l’intero ciclo di vita dell’asset, dalla sua fase di progettazione fino alla sua dismissione. • Human Rights Defender: una persona che, individualmente o con altri, agisce pacificamente per promuovere o proteggere i diritti umani per conto di individui o gruppi. • Environmental Social and Health Impact Assessment (ESHIA): studi di valutazione degli impatti ambientali, sociali e di salute im- plementati prima di avviare qualsiasi tipo di progetto operativo. • Health Impact Assessment (HIA): processo strutturato per valu- tare le potenziali implicazioni per la salute all’interno di proposte politiche, programmi o progetti, identificando gli effetti potenzial- mente negativi. Suggerisce modi per minimizzarli, massimizzando i benefici per la salute e può essere applicato ad una vasta gamma di settori influenzando le decisioni a vari livelli di pianificazione. • Human Rights Impact Assessment” (HRIA) o “Human Rights Risk Analysis” (HRRA): metodologie finalizzate a identificare, analizza- re, valutare e gestire gli effetti negativi che la realizzazione di un progetto industriale o di altre attività aziendali possono avere sul godimento dei diritti umani di alcune tipologie di stakeholder (c.d. rights-holder), quali lavoratori e membri di comunità. • Environmental and Social Management Plan: piani di azioni ine- renti le azioni di mitigazione e controllo previste dagli ESHIA sui temi ambientali e sociali. • Project Affected People: singoli proprietari terrieri o di attività onshore (agricoltori, gestori attività turistiche o imprenditoriali) e offshore (pescatori) che subiscono un displacement economico o fisico in ragione di un progetto di Eni. • Salient Human Right Issue: il set di temi considerati più signifi- cativi, su cui si concentra il modello di gestione e le attività per il presidio dei diritti umani, suddiviso nei seguenti cluster: (i) diritti dei lavoratori (diretti e della value chain); (ii) diritti delle comunità (incluso il tema della security); (iii) diritti dei clienti. • Segnalazioni: qualsiasi Comunicazione avente ad oggetto 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 pongano in violazione di leggi e regolamenti, provvedimenti delle Autorità, Codice Etico, Modelli 231 o Modelli di Compliance per le controllate estere e normative interne, nel rispetto delle specifiche previsioni della normativa di attuazione della Direttiva (UE) 2019/1937 local- mente applicabile. • Grievance: reclamo o lamentela sollevato da un individuo o da un gruppo di individui derivante da impatti reali o percepiti causati dal- le attività operative dell’organizzazione. • B2C: Business to Consumer si riferisce a tutte le relazioni commer- ciali tra azienda e cliente finale che acquistano gas, energia elettri- ca o altri prodotti e servizi forniti da Plenitude per uso personale o domestico, aziendale o commerciale. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 256 Content index Obbligo di informativa e relativo datapoint Altri regolamenti europei Non materiale ( * ) / Phase-in Rimando alla Relazione Finanziaria Annuale 2024 Rendicontazione di Sostenibilità 2024 ESRS 2 - GENERAL DISCLOSURES ESRS 2 BP-1 – Criteri generali per la redazione della dichiarazione sulla sostenibilità Informazioni generali: Criteri per la redazione Principi e criteri metodologici: Introduzione, Perimetro di rendicontazione e Criteri di redazione ESRS 2 BP-2 – Informativa in relazione a circostanze specifiche Informazioni generali: Criteri di redazione Principi e criteri metodologici: Introduzione e Content index ESRS 2 GOV-1 – Ruolo degli organi di amministrazione, direzione e controllo a) Sustainable Finance Disclosure Regulation; Benchmark Regulation b) Benchmark Regulation Governance Risk Management Integrato Condotta d’impresa: Azioni intraprese sugli IRO materiali, Le attività di formazione e comunicazione ESRS 2 GOV-2 – Informazioni fornite agli organi di amministrazione, direzione e controllo dell'impresa e questioni di sostenibilità da questi affrontate Governance: Il Sistema di controllo interno sull’informativa di sostenibilità Informazioni generali: Processo e risultati dell’analisi di doppia materialità ESRS 2 GOV-3 – Integrazione delle prestazioni in termini di sostenibilità nei sistemi di incentivazione Governance: La politica di remunerazione degli organi sociali Cambiamento climatico: Politiche e governance ESRS 2 GOV-4 – Dichiarazione sul dovere di diligenza Par. 30 - Sustainable Finance Disclosure Regulation Governance Informazioni generali: Statement on due diligence ESRS 2 GOV-5 – Gestione del rischio e controlli interni sulla rendicontazione di sostenibilità Governance: Il Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi ESRS 2 SBM-1 – Strategia, modello aziendale e catena del valore Par. 40 (d) i –Sustainable Finance Disclosure Regulation; Pillar 3; Benchmark Regulation Par. 40 (d) ii, iii – Sustainable Finance Disclosure Regulation; Benchmark Regulation Par. 40 (d) iv – Benchmark Regulation Attività Modello di business Andamento operativo Commento ai risultati economico- finanziari: Analisi delle voci del conto economico e Risultati per settore di attività Strategia Informazioni generali: Processo e risultati dell’analisi di doppia materialità, Value Chain e principali impatti Sezioni: Impatti, rischi e opportunità (IRO) materiali, nei capitoli Clienti e consumatori e Condotta d’impresa ESRS 2 SBM-2 – Interessi e opinioni dei portatori di interessi Modello di business Informazioni generali: Attività di stakeholder engagment ESRS 2 SBM-3 – Impatti, rischi e opportunità rilevanti e loro interazione con la strategia e il modello aziendale Modello di business Informazioni generali: Processo e risultati dell’analisi di doppia materialità Sezioni Impatti, rischi e opportunità (IRO) materiali dei diversi capitoli tematici ESRS 2 IRO-1 – Descrizione del processo per individuare e valutare gli impatti, i rischi e le opportunità rilevanti Informazioni generali: Processo e risultati dell’analisi di doppia materialità e La resilienza della strategia agli IRO materiali ESRS 2 IRO-2 – Obblighi di informativa degli ESRS oggetto della dichiarazione sulla sostenibilità dell'impresa Informazioni generali: Criteri per la redazione e Content Index ESRS 2 Politiche MDR-P – Politiche adottate per gestire questioni di sostenibilità rilevanti Sezioni Politiche in tutti i capitoli tematici Principi e criteri metodologici: Politiche (*) L’indicazione “Non materiale” è specificata solo per quei KPI che si riferiscono ad altre normative europee RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 257 Obbligo di informativa e relativo datapoint Altri regolamenti europei Non materiale ( * ) / Phase-in Rimando alla Relazione Finanziaria Annuale 2024 Rendicontazione di Sostenibilità 2024 ESRS 2 Azioni MDR-A – Azioni e risorse relative a questioni di sostenibilità rilevanti Sezioni Azioni intraprese sugli IRO materiali in tutti i capitoli tematici Sezione Piano di decarbonizzazione per il capitolo Cambiamento Climatico ESRS 2 Metriche MDR-M – Metriche relative a questioni di sostenibilità rilevanti Sezioni Metriche di tutti i capitoli tematici Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ESRS 2 Obiettivi MDR-T – Monitoraggio dell'efficacia delle politiche e delle azioni mediante obiettivi Sezioni Target e Impegni in tutti i capitoli tematici Sezione Strategia di Decarbonizzazione e Principali obiettivi per il capitolo Cambiamento climatico ESRS E1 CLIMATE CHANGE ESRS 2 GOV-3 – Integrazione delle prestazioni in termini di sostenibilità nei sistemi di incentivazione Cambiamento climatico: Politiche e governance ESRS E1-1 Transition plan for climate change mitigation Par. 14 – Legge UE sul clima Par. 16 (g) – Pillar 3; Benchmark Regulation Cambiamento climatico: Piano di decarbonizzazione (E1-1,17) Cambiamento climatico: Metriche GHG Tassonomia europea e Tabelle tassonomia europea ESRS 2 SBM-3 – Impatti, rischi e opportunità rilevanti e loro interazione con la strategia e il modello aziendale PHASE-IN solo per paragrafo 48 (e) (effetti finanziari attesi) Cambiamento climatico: Rischi e opportunità climatiche per l’impresa (vista outside-in) ESRS 2 IRO-1 – Descrizione del processo per individuare e valutare gli impatti, i rischi e le opportunità rilevanti Fattori di rischio e incertezza: Rischi connessi al cambiamento climatico Risk Management Integrato Cambiamento climatico: Impatti, rischi e opportunità connessi ai cambiamenti climatici Tassonomia europea Allegati alla Tassonomia europea E1-2 – Politiche relative alla mitigazione dei cambiamenti climatici e all'adattamento agli stessi Cambiamento climatico: Politiche e governance Principi e criteri metodologici: Politiche E1-3 – Azioni e risorse relative alle politiche in materia di cambiamenti climatici Cambiamento climatico: Piano di decarbonizzazione E1-4 – Obiettivi relativi alla mitigazione dei cambiamenti climatici e all'adattamento agli stessi Cambiamento climatico: Strategia di decarbonizzazione, Principali obiettivi di riduzione delle emissioni GHG, Obiettivi per la riduzione delle emissioni di metano e flaring nel business upstream (asset operati e cooperati) ESRS E1-4 Obiettivi di riduzione delle emissioni di GES, paragrafo 34 Par. 34 – Sustainable Finance Disclosure Regulation; Pillar 3; Benchmark Regulation Cambiamento climatico: Strategia di decarbonizzazione, Principali obiettivi di riduzione delle emissioni GHG, Obiettivi per la riduzione delle emissioni di metano e flaring nel business upstream (asset operati e cooperati) E1-5 – Consumo di energia e mix energetico Cambiamento climatico: Metriche, Consumo di energia e mix energetico Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ESRS E1-5 Consumo di energia da combustibili fossili disaggregato per fonte (solo settori ad alto impatto climatico), paragrafo 38 Par. 38 – Sustainable Finance Disclosure Regulation Cambiamento climatico: Metriche, Consumo di energia e mix energetico Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ESRS E1-5 Consumo di energia e mix energetico, paragrafo 37 Par. 37 – Sustainable Finance Disclosure Regulation Cambiamento climatico: Metriche, Consumo di energia e mix energetico Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 258 Obbligo di informativa e relativo datapoint Altri regolamenti europei Non materiale ( * ) / Phase-in Rimando alla Relazione Finanziaria Annuale 2024 Rendicontazione di Sostenibilità 2024 ESRS E1-5 Intensità energetica associata con attività in settori ad alto impatto climatico, paragrafi da 40 a 43 Par. da 40 a 43 – Sustainable Finance Disclosure Regulation NON MATERIALE - Gli indicatori di intensità, e soprattutto i relativi trend, basati sui ricavi non sono rappresentativi per il settore in quanto i ricavi dipendono strettamente dal prezzo delle materie prime E1-6 – Emissioni lorde di GES di ambito 1, 2, 3 ed emissioni totali di GES Cambiamento climatico: Metriche GHG Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ESRS E1-6 Emissioni lorde di ambito 1, 2, 3 ed emissioni totali di GES, paragrafo 44 Par. 44 – Sustainable Finance Disclosure Regulation; Pillar 3; Benchmark Regulation Cambiamento climatico: Metriche GHG Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ESRS E1-6 Intensità delle emissioni lorde di GES, paragrafi da 53 a 55 Par. da 53 a 55 – Sustainable Finance Disclosure Regulation; Pillar 3; Benchmark Regulation NON MATERIALE - Gli indicatori di intensità, e soprattutto i relativi trend, basati sui ricavi non sono rappresentativi per il settore in quanto i ricavi dipendono strettamente dal prezzo delle materie prime E1-7 – Assorbimenti di GES e progetti di mitigazione delle emissioni di GES finanziati con crediti di carbonio Andamento operativo: CCS e Agri Cambiamento climatico: Piano di decarbonizzazione e Compensazioni e rimozioni delle emissioni GHG Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ESRS E1-7 Assorbimenti di GES e crediti di carbonio, paragrafo 56 Par. 56 – Legge UE sul clima Cambiamento climatico: Piano di decarbonizzazione e Compensazioni e rimozioni delle emissioni GHG Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento E1-8 – Fissazione del prezzo interno del carbonio Cambiamento climatico: Rischi e opportunità climatiche per l’impresa (vista outside-in) e Internal carbon pricing Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento E1-9 – Effetti finanziari attesi di rischi fisici e di transizione rilevanti e potenziali opportunità legate al clima PHASE-IN ESRS E1-9 Esposizione del portafoglio dell'indice di riferimento verso rischi fisici legati al clima, paragrafo 66 Par. 66 –Benchmark Regulation PHASE-IN ESRS E1-9 Disaggregazione degli importi monetari per rischio fisico acuto e cronico, paragrafo 66, lettera a) ESRS E1-9 Posizione delle attività significative a rischio fisico rilevante, paragrafo 66, lettera c) Par. 66 (a) – Pillar 3 Par. 66 (c) – Pillar 3 PHASE-IN ESRS E1-9 Ripartizione del valore contabile dei suoi attivi immobiliari per classi di efficienza energetica, paragrafo 67, lettera c) Par. 67 (c) – Pillar 3 PHASE-IN ESRS E1-9 Grado di esposizione del portafoglio a opportunità legate al clima, paragrafo 69 Par. 69 –Benchmark Regulation PHASE-IN RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 259 Obbligo di informativa e relativo datapoint Altri regolamenti europei Non materiale ( * ) / Phase-in Rimando alla Relazione Finanziaria Annuale 2024 Rendicontazione di Sostenibilità 2024 ENTITY SPECIFIC (ES) E1 ES E1-1 Scope 1 GHG emissions di cui: \- CO 2 equivalente da combustione e da processo \- CO 2 equivalente da flaring \- CO 2 equivalente da venting \- CO 2 equivalente da emissioni fuggitive metano Cambiamento climatico: Metriche GHG Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES E1-2 \- Net Carbon Footprint upstream (Scope 1+2) \- Net Carbon Footprint Eni (Scope1+2) Cambiamento climatico: Metriche GHG Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES E1-3 Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3) Cambiamento climatico: Metriche GHG Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES E1-4 Net Carbon Intensity (Scope 1+2+3) Cambiamento climatico: Metriche GHG Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES E1-5 Capacità installata da fonti rinnovabili Cambiamento climatico: Metriche, Consumo di energia e mix energetici Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES E1-6 Capacità di bioraffinazione Cambiamento climatico: Metriche, Consumo di energia e mix energetici Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES E1-7 \- Emissioni dirette di metano Eni (Scope 1) \- di cui: fuggitive upstream Cambiamento climatico: Metriche GHG Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES E1-8 Intensità emissiva di metano upstream Cambiamento climatico: Metriche GHG Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES E1-9 \- Volume di idrocarburi inviati a flaring \- di cui: di routine Upstream Cambiamento climatico: Metriche GHG Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES E1-10 Produzioni vendute di biocarburanti Cambiamento climatico: Metriche, Consumo di energia e mix energetici Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES E1-11 \- Spesa in R&S \- di cui: relative alla decarbonizzazione Cambiamento climatico: Metriche, Consumo di energia e mix energetici Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES E1-12 \- Domande di primo deposito brevettuale \- di cui: depositi sulle fonti rinnovabili Cambiamento climatico: Piano di decarbonizzazione, Valutazione delle emissioni locked-in e Brevetti ed innovazione Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ESRS E2 INQUINAMENTO ESRS 2 IRO-1 – Descrizione del processo per individuare e valutare gli impatti, i rischi e le opportunità rilevanti Fattori di rischio e incertezza: Rischio operation e connessi rischi in materia di HSE Ambiente e sistema di gestione HSE in Eni Inquinamento: Impatti, rischi e opportunità (IRO) materiali E2-1 – Politiche relative all'inquinamento Ambiente e sistema di gestione HSE in Eni Inquinamento: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche E2-2 – Azioni e risorse connesse all'inquinamento Inquinamento: Azioni intraprese sugli IRO materiali E2-3 – Obiettivi connessi all'inquinamento Inquinamento: Target e impegni ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 260 Obbligo di informativa e relativo datapoint Altri regolamenti europei Non materiale ( * ) / Phase-in Rimando alla Relazione Finanziaria Annuale 2024 Rendicontazione di Sostenibilità 2024 E2-4 – Inquinamento di aria, acqua e suolo Inquinamento: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ESRS E2-4 Quantità di ciascun inquinante che figura nell'Allegato II del regolamento E-PRTR (registro europeo delle emissioni e dei trasferimenti di sostanze inquinanti) emesso nell'aria, nell'acqua e nel suolo, paragrafo 28 Par. 28 – Sustainable Finance Disclosure Regulation Inquinamento: Metriche, Altri inquinanti da elenco regolamento 166/2006 Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento E2-6 – Effetti finanziari attesi di impatti, rischi e opportunità legati all'inquinamento PHASE-IN ENTITY SPECIFIC (ES) E2 ES E2-1 \- Oil spill operativi (>1 barile) \- di cui: upstream Inquinamento: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES E2-2 \- Volumi di oil spill operativi (>1 barile) \- di cui: upstream Inquinamento: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES E2-3 \- Oil spill da sabotaggi (compresi furti) (>1 barile) \- di cui: upstream Inquinamento: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES E2-4 \- Volumi di oil spill da sabotaggio (compresi furti) (>1 barile) \- di cui: upstream Inquinamento: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES E2-5 Volumi di oil spill da sabotaggi (compresi furti) in Nigeria (>1 barile) Inquinamento: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES E2-6 Chemical spill Inquinamento: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES E2-7 Volumi di chemical spill Inquinamento: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ESRS E3 ACQUE E RISORSE MARINE ESRS 2 IRO-1 – Descrizione del processo per individuare e valutare gli impatti, i rischi e le opportunità rilevanti Ambiente e sistema di gestione HSE in Eni Gestione delle risorse idriche: Azioni intraprese sugli IRO materiali E3-1 – Politiche connesse alle acque e alle risorse marine Inquinamento: Politiche Gestione delle risorse idriche: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche ESRS E3-1 Acque e risorse marine, paragrafo 9 Par. 9 – Sustainable Finance Disclosure Regulation Inquinamento: Politiche Gestione delle risorse idriche: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche ESRS E3-1 Politica dedicata, paragrafo 13 Par. 13 – Sustainable Finance Disclosure Regulation Non applicabile - Le politiche coprono tutti i siti ESRS E3-1 Sostenibilità degli oceani e dei mari paragrafo 14 Par. 14 – Sustainable Finance Disclosure Regulation NON MATERIALE E3-2 – Azioni e risorse connesse alle acque e alle risorse marine Gestione delle risorse idriche: Azioni intraprese sugli IRO materiali E3-3 – Obiettivi connessi alle acque e alle risorse marine Gestione delle risorse idriche: Target e impegni RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 261 Obbligo di informativa e relativo datapoint Altri regolamenti europei Non materiale ( * ) / Phase-in Rimando alla Relazione Finanziaria Annuale 2024 Rendicontazione di Sostenibilità 2024 E3-4 – Consumo idrico Gestione delle risorse idriche: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ESRS E3-4 Totale dell'acqua riciclata e riutilizzata, paragrafo 28, lettera c) Par. 28 (c) – Sustainable Finance Disclosure Regulation Gestione delle risorse idriche: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ESRS E3-4 Consumo idrico totale in m 3 rispetto ai ricavi netti da operazioni proprie, paragrafo 29 Par. 29 – Sustainable Finance Disclosure Regulation NON MATERIALE - Gli indicatori di intensità, e soprattutto i relativi trend, basati sui ricavi non sono rappresentativi per il settore in quanto i ricavi dipendono strettamente dal prezzo delle materie prime E3-5 – Effetti finanziari attesi derivanti da impatti, rischi e opportunità connessi alle acque e alle risorse marine PHASE-IN ENTITY SPECIFIC (ES) E3 ES E3-1 \- Prelievi idrici \- di cui: acqua di mare \- di cui: acqua dolce Gestione delle risorse idriche: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES E3-2 Scarichi idrici Gestione delle risorse idriche: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES E3-3 Riutilizzo di acqua dolce Gestione delle risorse idriche: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES E3-4 Acqua di produzione reiniettata Gestione delle risorse idriche: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ESRS E4 BIODIVERSITÀ ED ECOSISTEMI E4-1 — Piano di transizione e attenzione alla biodiversità e agli ecosistemi nella strategia e nel modello aziendale Biodiversità: Impatti, rischi e opportunità (IRO) materiali ESRS 2 SBM-3 – Impatti, rischi e opportunità rilevanti e loro interazione con la strategia e il modello aziendale Biodiversità: Impatti, rischi e opportunità (IRO) materiali e Azioni e metriche ESRS 2 SBM-3 – E4 paragrafo 16, lettera a), punto i) Par. 16 (a) i – Sustainable Finance Disclosure Regulation Biodiversità: Azioni e metriche ESRS 2 SBM-3 – E4 paragrafo 16, lettera b) Par. 16 (b) – Sustainable Finance Disclosure Regulation Biodiversità: Azioni e metriche ESRS 2 SBM-3 – E4 paragrafo 16, lettera c) Par. 16 (c) – Sustainable Finance Disclosure Regulation Biodiversità: Azioni e metriche ESRS 2 IRO-1 — Descrizione dei processi per individuare e valutare gli impatti, i rischi e le opportunità rilevanti connessi alla biodiversità e agli ecosistemi Biodiversità: Impatti, rischi e opportunità (IRO) materiali e Azioni e metriche E4-2 — Politiche relative alla biodiversità e agli ecosistemi Biodiversità: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche ESRS E4-2 Politiche o pratiche agricole/di utilizzo del suolo sostenibili, paragrafo 24, lettera b) Par. 24 (b) – Sustainable Finance Disclosure Regulation Biodiversità: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 262 Obbligo di informativa e relativo datapoint Altri regolamenti europei Non materiale ( * ) / Phase-in Rimando alla Relazione Finanziaria Annuale 2024 Rendicontazione di Sostenibilità 2024 ESRS E4-2 Pratiche o politiche di utilizzo del mare/degli oceani sostenibili, paragrafo 24, lettera c) Par. 24 (c) – Sustainable Finance Disclosure Regulation NON MATERIALE ESRS E4-2 Politiche volte ad affrontare la deforestazione, paragrafo 24, lettera d) Par. 24 (d) – Sustainable Finance Disclosure Regulation Biodiversità: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche E4-3 — Azioni e risorse relative alla biodiversità e agli ecosistemi Biodiversità: Azioni e metriche E4-4 — Obiettivi relativi alla biodiversità e agli ecosistemi Biodiversità: Target e impegni E4-5 — Metriche d'impatto relative ai cambiamenti della biodiversità e degli ecosistemi Biodiversità: Azioni e metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento E4-6 – Effetti finanziari attesi derivanti da rischi e opportunità connessi alla biodiversità PHASE-IN ESRS E5 USO DELLE RISORSE ED ECONOMIA CIRCOLARE ESRS 2 IRO-1 — Descrizione dei processi per individuare e valutare gli impatti, i rischi e le opportunità rilevanti connessi all'uso delle risorse e all'economia circolare Ambiente e sistema di gestione Eni Uso delle risorse ed economia circolare: Impatti, rischi e opportunità (IRO) materiali E5-1 — Politiche relative all'uso delle risorse e all'economia circolare Uso delle risorse ed economia circolare: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche E5-2 — Azioni e risorse relative all'uso delle risorse e all'economia circolare Andamento operativo: Refining e Chimica, Attività ambientali; Iniziative di economia circolare e chimica da fonti rinnovabili Uso delle risorse ed economia circolare: Azioni intraprese sugli IRO materiali per Economia circolare e Rifiuti E5-3 – Obiettivi relativi all'uso delle risorse e all'economia circolare Uso delle risorse ed economia circolare: Target e impegni E5-4 – Flussi di risorse in entrata Non materiali le metriche dell’E5-4 Resource inflows (al netto degli idrocarburi in entrata ed uscita), non essendo un settore ad alto utilizzo di materiali Andamento operativo: Refining e Chimica, iniziative di economia circolare e chimica da fonti rinnovabili E5-5 – Flussi di risorse in uscita Andamento operativo: Refining e Chimica, iniziative di economia circolare e chimica da fonti rinnovabili Uso delle risorse ed economia circolare: Impatti, rischi e opportunità (IRO) materiali e Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ESRS E5-5 Rifiuti non riciclati, paragrafo 37, lettera d) Par. 37 (d) – Sustainable Finance Disclosure Regulation Uso delle risorse ed economia circolare: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ESRS E5-5 Rifiuti pericolosi e rifiuti radioattivi, paragrafo 39 Par. 39 – Sustainable Finance Disclosure Regulation Uso delle risorse ed economia circolare, Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: Metodologie di riferimento E5-6 – Effetti finanziari attesi derivanti da impatti, rischi e opportunità connessi all'uso delle risorse e all'economia circolare PHASE-IN RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 263 Obbligo di informativa e relativo datapoint Altri regolamenti europei Non materiale ( * ) / Phase-in Rimando alla Relazione Finanziaria Annuale 2024 Rendicontazione di Sostenibilità 2024 ESRS S1 FORZA LAVORO PROPRIA ESRS 2 SBM-2 – Interessi e opinioni dei portatori d'interessi Informazioni generali: Attività di stakeholder engagement ESRS 2 SBM-3 – Impatti, rischi e opportunità rilevanti e loro interazione con la strategia e il modello aziendale Informazioni generali: Attività di stakeholder engagement Forza lavoro di Eni: Impatti, rischi e opportunità (IRO) materiali ESRS 2 – SBM3 – S1 Rischio di lavoro forzato, paragrafo 14, lettera f) Par. 14 (f) – Sustainable Finance Disclosure Regulation I diritti umani per Eni: Il presidio di Eni sui diritti umani e I Salient Human Rights Issue ESRS 2 – SBM3 – S1 Rischio di lavoro minorile, paragrafo 14, lettera g) Par. 14 (g) – Sustainable Finance Disclosure Regulation I diritti umani per Eni: Il presidio di Eni sui diritti umani e I Salient Human Rights Issue S1-1 – Politiche relative alla forza lavoro propria Forza lavoro di Eni: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche ESRS S1-1 Impegni politici in materia di diritti umani, paragrafo 20 Par. 20 – Sustainable Finance Disclosure Regulation I diritti umani per Eni: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche ESRS S1-1 Politiche in materia di dovuta diligenza sulle questioni oggetto delle convenzioni fondamentali da 1 a 8 dell'Organizzazione Internazionale del Lavoro, paragrafo 21 Par. 21 – Benchmark Regulation I diritti umani per Eni: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche ESRS S1-1 Procedure e misure per prevenire la tratta di esseri umani, paragrafo 22 Par. 22 – Sustainable Finance Disclosure Regulation I diritti umani per Eni: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche ESRS S1-1 Politica di prevenzione o sistema di gestione degli infortuni sul lavoro, paragrafo 23 Par. 23 – Sustainable Finance Disclosure Regulation Salute e Sicurezza: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche S1-2 – Processi di coinvolgimento dei lavoratori propri e dei rappresentanti dei lavoratori in merito agli impatti Forza lavoro di Eni: Coinvolgimento dei lavoratori S1-3 – Processi per porre rimedio agli impatti negativi e canali che consentono ai lavoratori propri di sollevare preoccupazioni Governance: Il Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi I diritti umani per Eni: Il presidio di Eni sui diritti umani, Accesso alle misure di rimedio e Meccanismi di segnalazione e grievance Forza lavoro di Eni: Coinvolgimento dei lavoratori, Meccanismi di segnalazione Condotta dell’impresa: Target e impegni, Azioni intraprese sugli IRO materiali, Meccanismi di segnalazione e verifica per violazioni del Codice Etico, regole anti- corruzione e altre norme ESRS S1-3 Meccanismi di trattamento dei reclami/ delle denunce, paragrafo 32, lettera c) Par. 32 (c) – Sustainable Finance Disclosure Regulation I diritti umani per Eni: Il presidio di Eni sui diritti umani, Accesso alle misure di rimedio e Meccanismi di segnalazione e grievance S1-4 – Interventi su impatti rilevanti per la forza lavoro propria e approcci per la mitigazione dei rischi rilevanti e il perseguimento di opportunità rilevanti in relazione alla forza lavoro propria, nonché efficacia di tali azioni Informazioni generali: Processo e risultati dell’analisi di doppia materialità I diritti umani per Eni: Il presidio di Eni sui diritti umani Forza lavoro di Eni: Politiche, Coinvolgimento dei lavoratori, Meccanismi di segnalazione e rimedio, Azioni intraprese sugli IRO materiali Salute e Sicurezza: Salute delle persone S1-5 – Obiettivi legati alla gestione degli impatti negativi rilevanti, al potenziamento degli impatti positivi e alla gestione dei rischi e delle opportunità rilevanti Forza lavoro di Eni: Target e impegni ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 264 Obbligo di informativa e relativo datapoint Altri regolamenti europei Non materiale ( * ) / Phase-in Rimando alla Relazione Finanziaria Annuale 2024 Rendicontazione di Sostenibilità 2024 S1-6 – Caratteristiche dei dipendenti dell'impresa Forza lavoro di Eni: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento S1-7 – Caratteristiche dei lavoratori non dipendenti nella forza lavoro propria dell'impresa Forza lavoro di Eni: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento S1-8 – Copertura della contrattazione collettiva e dialogo sociale Forza lavoro di Eni: Coinvolgimento del lavoratori, Relazioni industriali, Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento S1-9 – Metriche della diversità Forza lavoro di Eni: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento S1-10 – Salari adeguati Forza lavoro di Eni: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento S1-11 – Protezione sociale PHASE-IN S1-12 – Persone con disabilità PHASE-IN S1-13 – Metriche di formazione e sviluppo delle competenze Forza lavoro di Eni: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento S1-14 – Metriche di salute e sicurezza Salute e sicurezza: Metriche e Principi e criteri metodologici Metriche: metodologie di riferimento ESRS S1-14 Numero di decessi e numero e tasso di infortuni connessi al lavoro, paragrafo 88, lettere b) e c) Par. 88 (b), (c) – Sustainable Finance Disclosure Regulation; Benchmark Regulation PHASE-IN (non-employees) Salute e sicurezza: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ESRS S1-14 Numero di giornate perdute a causa di ferite, infortuni, incidenti mortali o malattie, paragrafo 88, lettera e) Par. 88 (e) – Sustainable Finance Disclosure Regulation PHASE-IN (con riferimento alle malattie professionali. Phase-in adottatto anche per i non employees) Salute e sicurezza: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento S1-15 – Metriche dell'equilibrio tra vita professionale e vita privata Forza lavoro di Eni: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento S1-16 – Metriche di retribuzione (divario retributivo e retribuzione totale) Forza lavoro di Eni: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ESRS S1-16 Divario retributivo di genere non corretto, paragrafo 97, lettera a) Par. 97 (a) – Sustainable Finance Disclosure Regulation; Benchmark Regulation Forza lavoro di Eni: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ESRS S1-16 Eccesso di divario retributivo a favore dell'amministratore delegato, paragrafo 97, lettera b) Par. 97 (b) – Sustainable Finance Disclosure Regulation Forza lavoro di Eni: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento S1-17 – Incidenti, denunce e impatti gravi in materia di diritti umani I diritti umani per Eni: Il presidio di Eni sui diritti umani, Accesso alle misure di rimedio e meccanismi di segnalazione e grievance, Contenziosi e meccanismi di rimedio non giudiziali Forza lavoro di Eni: Coinvolgimento dei lavoratori, Meccanismi di segnalazione e rimedio Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ESRS S1-17 Incidenti legati alla discriminazione, paragrafo 103, lettera a) Par. 103 (a) – Sustainable Finance Disclosure Regulation I diritti umani per Eni: Il presidio di Eni sui diritti umani, Accesso alle misure di rimedio e meccanismi di segnalazione e grievance, Contenziosi e meccanismi di rimedio non giudiziali RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 265 Obbligo di informativa e relativo datapoint Altri regolamenti europei Non materiale ( * ) / Phase-in Rimando alla Relazione Finanziaria Annuale 2024 Rendicontazione di Sostenibilità 2024 ESRS S1-17 Mancato rispetto dei principi guida delle Nazioni Unite su imprese e diritti umani e OCSE, paragrafo 104, lettera a) Par. 104 (a) – Sustainable Finance Disclosure Regulation; Benchmark Regulation I diritti umani per Eni: Il presidio di Eni sui diritti umani, Accesso alle misure di rimedio e meccanismi di segnalazione e grievance, Contenziosi e meccanismi di rimedio non giudiziali Forza lavoro di Eni: Coinvolgimento dei lavoratori, Meccanismi di segnalazione e rimedio Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ENTITY SPECIFIC (ES) ES S1-1 Ore dedicate a formazione sui diritti umani I diritti umani per Eni: Il presidio di Eni sui diritti umani Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES S1-2 Dipendenti che hanno ricevuto formazione sui diritti umani I diritti umani per Eni: Il presidio di Eni sui diritti umani Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES S1-3 Dipendenti all’estero locali Forza lavoro di Eni: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES S1-4 Dipendenti non italiani in posizioni di responsabilità Forza lavoro di Eni: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES S1-5 Assunzioni da contratto a tempo indeterminato Forza lavoro di Eni: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES S1-6 Ore di formazione totale Forza lavoro di Eni: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES S1-7 Near miss Salute e sicurezza: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES S1-8 Fatality index Salute e sicurezza: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES S1-9 Numero di ore lavorate Salute e sicurezza: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES S1-10 Partecipazioni ad iniziative di promozione della salute Salute e sicurezza: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES S1-11 Servizi sanitari sostenuti da Eni Salute e sicurezza: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES S1-12 Numero di denunce di malattie professionali presentate da eredi (Contrattisti) Salute e sicurezza: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES S1-13 Eventi di Process Safety Tier 1 Salute e sicurezza: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES S1-14 Eventi di Process Safety Tier 2 Salute e sicurezza: Metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 266 Obbligo di informativa e relativo datapoint Altri regolamenti europei Non materiale ( * ) / Phase-in Rimando alla Relazione Finanziaria Annuale 2024 Rendicontazione di Sostenibilità 2024 ESRS S2 LAVORATORI NELLA CATENA DEL VALORE ESRS 2 SBM-2 – Interessi e opinioni dei portatori d'interessi Informazioni generali: Attività di stakeholder engagement Lavoratori nella catena del valore di Eni: Azioni intraprese sugli IRO materiali ESRS 2 SBM-3 Impatti, rischi e opportunità rilevanti e loro interazione con la strategia e il modello aziendale Fattori di rischio e incertezza: Rischio operation e connessi rischi in materia di HSE Informazioni generali: Attività di stakeholder engagement Lavoratori nella catena del valore di Eni: Impatti, rischi e opportunità (IRO) materiali, Azioni intraprese sugli IRO materiali Condotta d’impresa: La gestione sostenibile della catena di fornitura, Azioni intraprese sugli IRO materiali ESRS 2 SBM-3 – S2 Grave rischio di lavoro minorile o di lavoro forzato nella catena del lavoro, paragrafo 11, lettera b) Par. 11 (b) – Sustainable Finance Disclosure Regulation Lavoratori nella catena del valore di Eni: Impatti, rischi e opportunità (IRO) materiali S2-1 – Politiche connesse ai lavoratori nella catena del valore Lavoratori nella catena del valore di Eni: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche ESRS S2-1 Impegni politici in materia di diritti umani, paragrafo 17 Par. 17 – Sustainable Finance Disclosure Regulation Principi e criteri metodologici: Politiche ESRS S2-1 Politiche connesse ai lavoratori nella catena del valore, paragrafo 18 Par. 18 – Sustainable Finance Disclosure Regulation Principi e criteri metodologici: Politiche ESRS S2-1 Mancato rispetto dei principi guida delle Nazioni Unite su imprese e diritti umani e delle linee guida dell'OCSE, paragrafo 19 Par. 19 – Sustainable Finance Disclosure Regulation; Benchmark Regulation Lavoratori nella catena del valore di Eni: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche ESRS S2-1 Politiche in materia di dovuta diligenza sulle questioni oggetto delle convenzioni fondamentali da 1 a 8 dell'Organizzazione Internazionale del Lavoro, paragrafo 19 Par. 19 – Benchmark Regulation Lavoratori nella catena del valore di Eni: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche S2-2 – Processi di coinvolgimento dei lavoratori nella catena del valore in merito agli impatti Lavoratori nella catena del valore di Eni: Coinvolgimento dei lavoratori della catena del valore, Azioni intraprese sugli IRO materiali Condotta d’impresa: Azioni intraprese sugli IRO materiali, Le iniziative anti-corruzione nei confronti della Value Chain di Eni S2-3 – Processi per porre rimedio agli impatti negativi e canali che consentono ai lavoratori nella catena del valore di esprimere preoccupazioni Governance: Il Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi I diritti umani per Eni: Il presidio di Eni sui diritti umani, Accesso alle misure di rimedio e Meccanismi di segnalazione e grievance Lavoratori nella catena del valore di Eni: Coinvolgimento dei lavoratori della catena del valore, Meccanismi di segnalazione per i lavoratori della catena del valore e processi di rimedio Condotta d’impresa: Azioni intraprese sugli IRO materiali, Meccanismi di segnalazione e verifica per violazioni del Codice Etico, regole anti-corruzione ed altre norme S2-4 – Interventi su impatti rilevanti per i lavoratori nella catena del valore e approcci per la gestione dei rischi rilevanti e il conseguimento di opportunità rilevanti per i lavoratori nella catena del valore, nonché efficacia di tali azioni Lavoratori nella catena del valore di Eni: Coinvolgimento dei lavoratori della catena del valore e Azioni intraprese sugli IRO materiali Condotta d’impresa: La gestione sostenibile della catena di fornitura, Azioni intraprese sugli IRO materiali RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 267 Obbligo di informativa e relativo datapoint Altri regolamenti europei Non materiale ( * ) / Phase-in Rimando alla Relazione Finanziaria Annuale 2024 Rendicontazione di Sostenibilità 2024 ESRS S2-4 Problemi e incidenti in materia di diritti umani nella sua catena del valore a monte e a valle, paragrafo 36 Par. 36 – Sustainable Finance Disclosure Regulation I diritti umani per Eni: Il presidio di Eni sui diritti umani, Contenziosi e meccanismi di rimedio non giudiziali Lavoratori nella catena del valore di Eni: Impatti, rischi e opportunità (IRO) materiali Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento S2-5 – Obiettivi legati alla gestione degli impatti negativi rilevanti, al potenziamento degli impatti positivi e alla gestione dei rischi e delle opportunità rilevanti Lavoratori nella catena del valore di Eni: Target e impegni Condotta d’impresa: Target e impegni ESRS S3 COMUNITÀ INTERESSATE ESRS 2 SBM-2 – Interessi e opinioni dei portatori d'interessi Informazioni generali: Attività di stakeholder engagement Comunità locali: Impatti, rischi e opportunità (IRO) materiali ESRS 2 SBM-3 Impatti, rischi e opportunità rilevanti e loro interazione con la strategia e il modello aziendale Informazioni generali: Attività di stakeholder engagement Comunità locali: Impatti, rischi e opportunità (IRO) materiali S3-1 – Politiche relative alle comunità interessate Comunità locali: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche ESRS S3-1 Impegni politici in materia di diritti umani, paragrafo 16 Par. 16 – Sustainable Finance Disclosure Regulation Comunità locali: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche ESRS S3-1 Mancato rispetto dei principi guida delle Nazioni Unite su imprese e diritti umani, dei principi dell'OIL o delle linee guida dell'OCSE, paragrafo 17 Par. 17 – Sustainable Finance Disclosure Regulation; Benchmark Regulation Comunità locali: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche S3-2 – Processi di coinvolgimento delle comunità interessate in merito agli impatti Comunità locali: Impatti, rischi e opportunità (IRO) materiali Comunità locali: Coinvolgimento delle comunità S3-3 – Processi per porre rimedio agli impatti negativi e canali che consentono alle comunità interessate di esprimere preoccupazioni I diritti umani per Eni: Il presidio di Eni sui diritti umani, Accesso alle misure di rimedio e Meccanismi di segnalazione e grievance S3-4 – Interventi su impatti rilevanti sulle comunità interessate e approcci per gestire i rischi rilevanti e conseguire opportunità rilevanti per le comunità interessate, nonché efficacia di tali azioni Risk Management Integrato Comunità locali: Impatti, rischi e opportunità (IRO) materiali Comunità locali: Coinvolgimento delle comunità e Azioni e metriche ESRS S3-4 Problemi e incidenti in materia di diritti umani, paragrafo 36 Par. 36 – Sustainable Finance Disclosure Regulation I diritti umani per Eni: Il presidio di Eni sui diritti umani, Contenziosi e meccanismi di rimedio non giudiziali Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento S3-5 – Obiettivi legati alla gestione degli impatti rilevanti negativi, al potenziamento degli impatti positivi e alla gestione dei rischi e delle opportunità rilevanti Comunità locali: Target e impegni ES S3-1 – Forze di sicurezza che hanno ricevuto formazione sui diritti umani Comunità locali: Azioni e metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES S3-2 – Personale di security (famiglia professionale) che ha ricevuto formazione sui diritti umani Comunità locali: Azioni e metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 268 Obbligo di informativa e relativo datapoint Altri regolamenti europei Non materiale ( * ) / Phase-in Rimando alla Relazione Finanziaria Annuale 2024 Rendicontazione di Sostenibilità 2024 ES S3-3 – Contratti di security contenenti clausole sui diritti umani Comunità locali: Azioni e metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES S3-4 – Numero di grievance Comunità locali: Azioni e metriche Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ESRS S4 CONSUMATORI E UTILIZZATORI FINALI ESRS 2 SBM-2 – Interessi e opinioni dei portatori d'interessi Informazioni generali: Attività di stakeholder engagement Clienti e consumatori di Eni: Impatti, rischi e opportunità (IRO) materiali ESRS 2 SBM-3 Impatti, rischi e opportunità rilevanti e loro interazione con la strategia e il modello aziendale Informazioni generali: Attività di stakeholder engagement Clienti e consumatori di Eni: Impatti, rischi e opportunità (IRO) materiali S4-1 – Politiche connesse ai consumatori e agli utilizzatori finali Clienti e consumatori: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche ESRS S4-1 Politiche connesse ai consumatori e agli utilizzatori finali, paragrafo 16 Par. 16 – Sustainable Finance Disclosure Regulation Clienti e consumatori: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche ESRS S4-1 Mancato rispetto dei principi guida delle Nazioni Unite su imprese e diritti umani e delle linee guida dell'OCSE, paragrafo 17 Par. 17 – Sustainable Finance Disclosure Regulation; Benchmark Regulation Clienti e consumatori: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche S4-2 – Processi di coinvolgimento dei consumatori e degli utilizzatori finali in merito agli impatti Clienti e consumatori: Coinvolgimento dei clienti S4-3 – Processi per porre rimedio agli impatti negativi e canali che consentono ai consumatori e agli utilizzatori finali di esprimere preoccupazioni I diritti umani per Eni: Il presidio di Eni sui diritti umani, Accesso alle misure di rimedio e Meccanismi di segnalazione e grievance Clienti e consumatori: Coinvolgimento dei clienti, Processi di rimedio e canali di segnalazione S4-4 – Interventi su impatti rilevanti per i consumatori e gli utilizzatori finali e approcci per la mitigazione dei rischi rilevanti e il conseguimento di opportunità rilevanti in relazione ai consumatori e agli utilizzatori finali, nonché efficacia di tali azioni I diritti umani per Eni: Il presidio di Eni sui diritti umani, La due diligence sui Diritti umani, Contenziosi e meccanismi di rimedio non giudiziali Clienti e consumatori: Coinvolgimento dei clienti, Processi di rimedio e canali di segnalazione e Azioni intraprese sugli IRO materiali ESRS S4-4 Problemi e incidenti in materia di diritti umani, paragrafo 35 Par. 35 – Sustainable Finance Disclosure Regulation Clienti e consumatori: Coinvolgimento dei clienti, Processi di rimedio e canali di segnalazione Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento S4-5 – Obiettivi legati alla gestione degli impatti rilevanti negativi, al potenziamento degli impatti positivi e alla gestione dei rischi e delle opportunità rilevanti Clienti e consumatori: Target e impegni ESRS G1 BUSINESS CONDUCT ESRS 2 GOV-1 – Ruolo degli organi di amministrazione, direzione e controllo Governance Risk Management Integrato Business Conduct: Azioni intraprese sugli IRO materiali ESRS 2 IRO-1 – Descrizione dei processi per individuare e valutare gli impatti, i rischi e le opportunità rilevanti Business Conduct: Impatti, rischi e opportunità (IRO) materiali RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 269 Obbligo di informativa e relativo datapoint Altri regolamenti europei Non materiale ( * ) / Phase-in Rimando alla Relazione Finanziaria Annuale 2024 Rendicontazione di Sostenibilità 2024 G1-1 – Politiche in materia di cultura d'impresa e condotta delle imprese Business Conduct: Politiche, Azioni intraprese sugli IRO materiali, Condotta, cultura d’impresa e prevenzione della corruzione Principi e criteri metodologici: Politiche ESRS G1-1 Convenzione delle Nazioni Unite contro la corruzione, paragrafo 10, lettera b) Par. 10 (b) – Sustainable Finance Disclosure Regulation Principi e criteri metodologici: Politiche ESRS G1-1 Protezione degli informatori, paragrafo 10, lettera d) Par. 10 (d) – Sustainable Finance Disclosure Regulation; Benchmark Regulation NON APPLICABILE – in quanto esistono policy su “whistleblowers” Business Conduct: Politiche Principi e criteri metodologici: Politiche G1-2 – Gestione dei rapporti con i fornitori Business Conduct: La gestione sostenibile della catena di fornitura, Prassi di pagamento dei fornitori ES G1-1 N° fornitori coinvolti in iniziative di consapevolezza, misurazione e collaborazione su tematiche ESG Business Conduct: La gestione sostenibile della catena di fornitura Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES G1-2 % di contratti attivi con fornitori coinvolti in iniziative di consapevolezza, misurazione e collaborazione su tematiche ESG Business Conduct: La gestione sostenibile della catena di fornitura Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ES G1-3 % del valore dei contratti attivi con fornitori coinvolti in iniziative di consapevolezza, misurazione e collaborazione su tematiche ESG Business Conduct: La gestione sostenibile della catena di fornitura Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento G1-3 – Prevenzione e individuazione della corruzione attiva e passiva Business Conduct: Azioni intraprese sugli IRO materiali, Condotta, cultura d’impresa e prevenzione della corruzione Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento G1-4 – Casi accertati di corruzione attiva o passiva Business Conduct: Azioni intraprese sugli IRO materiali, Condotta, cultura d’impresa e prevenzione della corruzione, Il ruolo della funzione Internal Audit e relative azioni Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ESRS G1-4 Ammende inflitte per violazioni delle leggi contro la corruzione attiva e passiva, paragrafo 24, lettera a) Par. 24 (a) – Sustainable Finance Disclosure Regulation; Benchmark Regulation Business Conduct: Azioni intraprese sugli IRO materiali, Condotta, cultura d’impresa e prevenzione della corruzione, Il ruolo della funzione Internal Audit e relative azioni Principi e criteri metodologici: Metriche: Metodologie di riferimento ESRS G1-4 Norme di lotta alla corruzione attiva e passiva, paragrafo 24, lettera b) Par. 24 (b) – Sustainable Finance Disclosure Regulation Business Conduct: Azioni intraprese sugli IRO materiali, Condotta, cultura d’impresa e prevenzione della corruzione, Il ruolo della funzione Internal Audit e relative azioni Principi e criteri metodologici: Metriche: Metodologie di riferimento G1-5 – Influenza politica e attività di lobbying Business Conduct: Le attività di lobbying di Eni, Contributi politici G1-6 – Prassi di pagamento Business Conduct: Azioni intraprese sugli IRO materiali, Prassi di pagamento Principi e criteri metodologici: Metriche: metodologie di riferimento ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 270 Attestazione della rendicontazione di sostenibilità ai sensi dell’art. 81-ter, comma 1, del Regolamento Consob n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modifiche e integrazioni I sottoscritti Claudio Descalzi e Francesco Esposito in qualità, rispettivamente, di Amministratore Delegato e di Dirigente preposto alla reda- zione dei documenti contabili societari di Eni SpA, attestano, ai sensi dell’art. 154-bis, comma 5-ter, del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58, che la rendicontazione di sostenibilità inclusa nella relazione sulla gestione è stata redatta: a) conformemente agli standard di rendicontazione applicati ai sensi della direttiva 2013/34/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2013, e del decreto legislativo 6 settembre 2024, n. 125; b) con le specifiche adottate a norma dell’articolo 8, paragrafo 4, del regolamento (UE) 2020/852 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 giugno 2020. 18 marzo 2025 /firma/ Claudio Descalzi Claudio Descalzi Amministratore Delegato /firma/ Francesco Esposito Francesco Esposito Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 271 Altre informazioni 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 Pagamenti Re- sponsabili che Assolombarda ha istituito nel 2014. Nel 2024 i tempi medi di pagamenti dei fornitori, secondo le previsioni contrattuali, si sono attestati mediamente a 53 giorni. 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 internet della Società e nella Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari 2024. 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. Si rinvia inoltre alla sezione “Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio” nelle note al Bilancio Consolidato. Programma di buy-back L’Assemblea degli Azionisti del 15 maggio 2024, ha autorizzato un programma di buy-back per l’ammontare di €2 miliardi. La prima tranche del program ma di acquisto di azioni proprie 2024 avviato il 27 maggio 2024, si è conclusa a giugno con l’acquisto di 6,4 milioni di azioni pro prie (pari allo 0,19% del capitale sociale) per un costo complessivo di €92 milioni. La seconda tranche del programma di buy-back, avviata a giugno si è conclusa a febbraio con l’acquisto di 138 milioni di azioni proprie (pari al 4,19% del capitale sociale) per un controvalore complessivo di €1,908 miliardi. Il 20 febbraio 2025, si è concluso il programma di buy-back di €2 mi- liardi con l’acquisto complessivo di 144 milioni di azioni. Consideran- do le azioni proprie già in portafoglio e gli acquisti effettuati dall’avvio del programma di buy-back in data 27 maggio 2024, nonché le asse- gnazioni gratuite di azioni ordinarie a dirigenti e a dipendenti, Eni de- tiene n. 229.335.738 azioni proprie pari al 6,98% del capitale sociale. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 272 Glossario 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 diffe- renza delle materie plastiche, se sottoposti a deformazione, una volta cessata la sollecitazione, riacquistano, entro certi limiti, la forma iniziale. 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 con- tiene 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 consumatori, quali industrie, centrali termoelettriche (olio combu- stibile), compagnie aeree (jet fuel), trasportatori, condomini e priva- ti. Sono escluse le vendite effettuate tramite la rete di distribuzione dei carburanti, i bunkeraggi marittimi, le vendite a società petrolife- re e petrolchimiche, 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, traspa- renti alla radiazione solare, che assorbono le radiazioni infrarosse emesse dalla superficie terrestre. I GHG che interessano le attivi- tà di Eni sono: anidride carbonica (CO 2 ), metano (CH 4 ) e protossi- do 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 Re- port 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. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 273 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 Emis- sions e il contenuto energetico dei prodotti venduti. NGL Idrocarburi liquidi o liquefatti recuperati dal gas naturale in ap- parecchiature di separazione o impianti di trattamento del gas. Fan- no parte dei gas liquidi naturali, propano, normal butano e isobutano, isopentano e pentani plus, talvolta definiti come “gasolina naturale” (natural gasoline) o condensati di impianto. Oil spill Sversamento di petrolio o derivato petrolifero da raffinazione 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 chi- mica utilizzati per questo come materie prime nella sintesi di inter- medi 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’eco- nomia circolare. Potenziale minerario (volumi di idrocarburi potenzialmente recu- perabili) Stima di volumi di idrocarburi recuperabili ma non definibili 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 produ- zione per migliorare il recupero degli idrocarburi del giacimento e per mantenere/aumentare i livelli di produzione. Production Sharing Agreement (PSA) Tipologia contrattuale vigen- te nei Paesi produttori dell’area non OCSE caratterizzata dall’intesta- zione del titolo minerario in capo alla società nazionale dello Stato concedente, alla quale viene di norma conferita l’esclusiva dell’atti- vità di ricerca e produzione idrocarburi, con facoltà di istituire rap- porti contrattuali con altre società (estere o locali). Con il contratto, il Committente (la società nazionale) affida al Contrattista (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 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. 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 dispo- nibili, sono stimate con ragionevole certezza, economicamente producibili da giacimenti noti alle condizioni tecniche, contrat- tuali, economiche e operative esistenti al momento della stima. Ragionevole certezza significa che esiste un “alto grado di confi- denza 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 ragio- nevolmente 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 274 Adottati da tutti gli Stati membri delle Nazioni Unite nel 2015, affron- tano le sfide globali che il mondo sta combattendo, comprese quelle legate alla povertà, alla disuguaglianza, al cambiamento climatico, al degrado ambientale, alla pace e alla giustizia. Per ulteriori 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 ri- guarda 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. /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 ABBREVIAZIONI RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 275 Bilancio Consolidato Schemi di bilancio 278 Note al bilancio consolidato 286 Informazioni supplementari sull’attività Oil & Gas previste dalla SEC 398 Attestazione a norma dell’art. 154-bis, comma 5 del D.lgs. 58/1998 419 STATO PATRIMONIALE 31.12.2024 31.12.2023 (€ milioni) Note Totale di cui verso parti correlate Totale di cui verso parti correlate ATTIVITÀ Attività correnti Disponibilità liquide ed equivalenti (6) 8.183 10.193 3 Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (7) 6.797 6.782 Altre attività finanziarie (17) 1.085 48 896 19 Crediti commerciali e altri crediti (8) 16.901 1.601 16.551 1.363 Rimanenze (9) 6.259 6.186 Attività per imposte sul reddito (10) 695 460 Altre attività (11) (24) 3.662 54 5.637 32 43.582 46.705 Attività non correnti Immobili, impianti e macchinari (12) 59.864 56.299 Diritto di utilizzo beni in leasing (13) 5.822 4.834 Attività immateriali (14) 6.434 6.379 Rimanenze immobilizzate-scorte d'obbligo (9) 1.595 1.576 Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (16) (37) 14.150 12.630 Altre partecipazioni (16) 1.395 1.256 Altre attività finanziarie (17) 3.215 2.380 2.301 1.840 Attività per imposte anticipate (23) 6.322 4.482 Attività per imposte sul reddito (10) 129 142 Altre attività (11) (24) 4.011 142 3.393 168 102.937 93.292 Attività destinate alla vendita (25) 420 2.609 TOTALE ATTIVITÀ 146.939 142.606 PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO Passività correnti Passività finanziarie a breve termine (19) 4.238 136 4.092 222 Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine (19) 4.582 21 2.921 21 Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine (13) 1.279 152 1.128 21 Debiti commerciali e altri debiti (18) 22.092 4.017 20.654 4.245 Passività per imposte sul reddito (10) 587 1.685 Altre passività (11) (24) 5.049 34 5.579 62 37.827 36.059 Passività non correnti Passività finanziarie a lungo termine (19) 21.570 79 21.716 65 Passività per beni in leasing a lungo termine (13) 5.174 31 4.208 6 Fondi per rischi e oneri (21) 15.774 15.533 Fondi per benefici ai dipendenti (22) 681 748 Passività per imposte differite (23) 5.581 4.702 Passività per imposte sul reddito (10) 40 38 Altre passività (11) (24) 4.449 520 4.096 511 53.269 51.041 Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita (25) 195 1.862 TOTALE PASSIVITÀ 91.291 88.962 Capitale sociale 4.005 4.005 Utili relativi a esercizi precedenti 32.552 32.988 Riserve per differenze cambio da conversione 8.081 5.238 Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale 8.406 8.515 Azioni proprie (2.883) (2.333) Utile dell'esercizio 2.624 4.771 Totale patrimonio netto di Eni 52.785 53.184 Interessenze di terzi 2.863 460 TOTALE PATRIMONIO NETTO (26) 55.648 53.644 TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO 146.939 142.606 Con riferimento agli effetti delle allocazioni definitive dei prezzi afferenti alle operazioni di business combination del 2023 si rinvia a quanto indicato nella nota n. 27 \- Altre informazioni. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 278 CONTO ECONOMICO 2024 2023 2022 (€ milioni) Note Totale di cui verso parti correlate Totale di cui verso parti correlate Totale di cui verso parti correlate Ricavi della gestione caratteristica 88.797 2.997 93.717 4.322 132.512 10.872 Altri ricavi e proventi 2.417 279 1.099 156 1.175 156 TOTALE RICAVI (29) 91.214 94.816 133.687 Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (30) (71.114) (17.404) (73.836) (15.885) (102.529) (15.327) Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti (8) (168) (2) (249) 5 47 (2) Costo lavoro (30) (3.262) 3 (3.136) (8) (3.015) (18) Altri proventi (oneri) operativi (24) (352) 201 478 17 (1.736) 3.306 Ammortamenti (12) (13) (14) (7.600) (7.479) (7.205) Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing (15) (2.900) (1.802) (1.140) Radiazioni (12) (13) (14) (580) (535) (599) UTILE OPERATIVO 5.238 8.257 17.510 Proventi finanziari (31) 7.715 198 7.417 155 8.450 160 Oneri finanziari (31) (8.980) (57) (8.113) (28) (9.333) (164) Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (31) 388 284 (55) Strumenti finanziari derivati (24) (31) 278 (61) 1 13 2 PROVENTI (ONERI) FINANZIARI (599) (473) (925) Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto 866 1.336 1.841 Altri proventi (oneri) su partecipazioni 984 (12) 1.108 445 3.623 30 PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI (16) (32) 1.850 2.444 5.464 UTILE ANTE IMPOSTE 6.489 10.228 22.049 Imposte sul reddito (33) (3.725) (5.368) (8.088) UTILE DELL'ESERCIZIO 2.764 4.860 13.961 Utile (perdita) dell'esercizio di competenza Eni 2.624 4.771 13.887 Interessenze di terzi (26) 140 89 74 Utile per azione (ammontari in € per azione) (34) \- semplice 0,79 1,41 3,96 \- diluito 0,78 1,40 3,95 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 279 PROSPETTO DELL’UTILE COMPLESSIVO (€ milioni) Note 2024 2023 2022 Utile dell'esercizio 2.764 4.860 13.961 Altre componenti dell'utile complessivo: Componenti non riclassificabili a conto economico Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti (26) 8 (31) 60 Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (26) 1 (2) 3 Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI (26) 62 45 56 Effetto fiscale (26) (4) 10 (5) 67 22 114 Componenti riclassificabili a conto economico Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro (26) 3.066 (2.010) 1.095 Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge (26) (912) 541 794 Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (26) (69) 54 (12) Effetto fiscale (26) 263 (158) (234) 2.348 (1.573) 1.643 Totale altre componenti dell'utile complessivo 2.415 (1.551) 1.757 Totale utile complessivo dell'esercizio 5.179 3.309 15.718 Totale utile complessivo dell'esercizio di competenza Eni 4.962 3.220 15.643 Interessenze di terzi 217 89 75 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 280 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 2023 (26) 4.005 32.988 5.238 8.515 (2.333) 4.771 53.184 460 53.644 Utile dell'esercizio 2.624 2.624 140 2.764 Altre componenti dell'utile complessivo Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale (26) 4 4 4 Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (26) 1 1 1 Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI (26) 62 62 62 Componenti non riclassificabili a conto economico 67 67 67 Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro (26) 2.992 (2) 2.990 76 3.066 Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale (26) (648) (648) (1) (649) Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (26) (71) (71) 2 (69) Componenti riclassificabili a conto economico 2.992 (721) 2.271 77 2.348 Utile complessivo dell'esercizio 2.992 (654) 2.624 4.962 217 5.179 Attribuzione del dividendo di Eni SpA (26) (3.067) (3.067) (3.067) Attribuzione del dividendo di altre società (50) (50) Destinazione utile residuo 2023 4.771 (4.771) Versamenti da azionisti terzi 1 1 Acquisto azioni proprie (26) (2.003) 2.003 (2.003) (2.003) (2.003) Annullamento azioni proprie (26) (1.375) 1.375 Piano Incentivazione a lungo termine e Piano azionariato diffuso (26) (30) 24 (78) 78 24 24 Emissione di obbligazioni subordinate perpetue (26) 1.848 1.848 Cedole obbligazioni subordinate perpetue (26) (138) (138) (138) Variazione interessenze di terzi (26) 196 196 392 588 Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di strumenti rappresentativi di capitale (217) 550 (550) (4.771) (4.988)2.191 (2.797) Altre variazioni (219) (149) (5) (373) (5) (378) Altri movimenti di patrimonio netto (219) (149) (5) (373) (5) (378) Saldi al 31 dicembre 2024 (26) 4.005 32.552 8.081 8.406 (2.883) 2.624 52.7852.863 55.648 (segue) RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 281 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 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) (segue) ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 282 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 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 55 55 55 Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 3 3 3 Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI 56 56 56 Componenti non riclassificabili a conto economico 114 114 114 Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro 1.093 1 1.094 1 1.095 Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale 560 560 560 Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (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 (1.522) (1.522) (1.522) Acconto sul dividendo (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 (2.400) 2.400 (2.400) (2.400) (2.400) Annullamento azioni proprie (400) 400 Piano Incentivazione a lungo termine 18 (21) 21 18 18 Cedole obbligazioni subordinate perpetue (138) (138) (138) Variazione interessenze di terzi 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 4.005 23.455 7.564 8.785 (2.937) 13.887 54.759 471 55.230 (segue) RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 283 RENDICONTO FINANZIARIO (€ milioni) Note 2024 2023 2022 Utile dell'esercizio 2.764 4.860 13.961 Rettifiche per ricondurre l'utile dell'esercizio al flusso di cassa netto da attività operativa: Ammortamenti (12) (13) (14) 7.600 7.479 7.205 Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing (15) 2.900 1.802 1.140 Radiazioni (12) (13) (14) 580 535 599 Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (16) (32) (866) (1.336) (1.841) Plusvalenze nette su cessioni di attività (601) (441) (524) Dividendi (32) (227) (255) (351) Interessi attivi (497) (517) (159) Interessi passivi 1.245 1.000 1.033 Imposte sul reddito (33) 3.725 5.368 8.088 Altre variazioni (158) (700) (2.773) Flusso di cassa del capitale di esercizio 1.286 1.811 (1.279) \- rimanenze 68 1.792 (2.528) \- crediti commerciali 1.145 3.322 (1.036) \- debiti commerciali 110 (4.823) 2.284 \- fondi per rischi e oneri (87) 97 2.028 \- altre attività e passività 50 1.423 (2.027) Variazione fondo per benefici ai dipendenti (105) 1 39 Dividendi incassati 1.946 2.255 1.545 Interessi incassati 456 459 116 Interessi pagati (1.130) (919) (851) Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati (5.826) (6.283) (8.488) Flusso di cassa netto da attività operativa 13.092 15.119 17.460 \- di cui verso parti correlate (36) (11.508) (7.011) 223 Flusso di cassa degli investimenti (11.782) (12.404) (10.793) \- attività materiali (12) (7.999) (8.739) (7.700) \- diritto di utilizzo prepagato beni in leasing (13) (5) (3) \- attività immateriali (14) (486) (476) (356) \- imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite (5) (27) (1.795) (1.277) (1.636) \- partecipazioni (16) (798) (1.315) (1.675) \- titoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa (185) (388) (350) \- variazione debiti relativi all’attività di investimento (514) (209) 927 Flusso di cassa dei disinvestimenti 2.496 845 2.989 \- attività materiali 1.354 122 149 \- attività immateriali 21 32 17 \- imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute (5) (27) 887 395 (60) \- partecipazioni 526 47 1.096 \- titoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa 69 32 483 \- variazione crediti relativi all’attività di disinvestimento (361) 217 1.304 Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa (531) 2.194 786 Flusso di cassa netto da attività di investimento (9.817) (9.365) (7.018) \- di cui verso parti correlate (36) (3.140) (1.695) (32) (segue) ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 284 RENDICONTO FINANZIARIO(segue) (€ milioni) Note 2024 2023 2022 Assunzione di debiti finanziari a lungo termine (19) 3.516 4.971 130 Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine (19) (4.748) (3.161) (4.074) Rimborso di passività per beni in leasing (13) (1.205) (963) (994) Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine (19) (61) (1.495) 1.375 Dividendi pagati ad azionisti Eni (3.068) (3.046) (3.009) Dividendi pagati ad altri azionisti (45) (36) (60) Apporti (rimborsi) di capitale da azionisti terzi 589 (16) 92 Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate (60) 536 Altri apporti 14 Acquisto di azioni proprie (26) (2.012) (1.803) (2.400) Effetto emissione di obbligazioni convertibili (26) 79 Emissione di obbligazioni subordinate perpetue (26) 1.778 Pagamento cedole obbligazioni subordinate perpetue (26) (138) (138) (138) Flusso di cassa netto da attività di finanziamento (5.380) (5.668) (8.542) \- di cui verso parti correlate (36) (20) (162) (88) Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti 83 (62) 16 Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti (2.022) 24 1.916 Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio esercizio (6) 10.205 10.181 8.265 Disponibilità liquide ed equivalenti a fine esercizio (a) (6) 8.183 10.205 10.181 (a) Le disponibilità liquide ed equivalenti al 31 dicembre 2023 comprendono €12 milioni di disponibilità liquide ed equivalenti di società consolidate destinate alla vendita che nello schema di stato patrimoniale sono riportate nella voce “Attività destinate alla vendita” . RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 285 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”) 1 emanati dall’International Accounting Stan- dards Board (IASB) e adottati dalla Commissione europea secondo la procedura di cui all’art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002 e ai sensi dell’art. 9 del D.Lgs. 38/05 2 . Il bilancio consolidato è redatto applican- do il metodo del costo storico, tenuto conto ove appropriato delle ret- tifiche 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 2024, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 18 marzo 2025, 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 diversamente indicato. STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI L’applicazione dei principi contabili generalmente accettati per la re- dazione del bilancio e delle relazioni contabili infrannuali comporta che la Direzione Aziendale effettui stime contabili basate su giudizi complessi e/o soggettivi, su esperienze passate e su ipotesi con- siderate ragionevoli e realistiche tenendo conto delle informazioni conosciute al momento della stima. L’utilizzo di queste stime con- tabili 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’in- certezza 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 tematiche per loro natura incerte, sono illustrate nella descrizione della relativa accounting policy. Le modifiche delle condizioni alla base di giudizi e assunzioni adottati possono determi- nare 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 2024. 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 quan- to previsto dagli scenari compatibili con il mantenimento del riscal- damento 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 emissioni GHG Sco- pe 1, 2 e 3 associate al portafoglio dei prodotti venduti. Gli scenari adottati dalla Direzione Aziendale sono costruiti tenendo conto di po- litiche, 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 tecnolo- gie, individuando, tra queste, quelle che ragionevolmente potranno raggiungere maturità tecnologica nell’orizzonte considerato. Le va- riabili di prezzo riflettono, pertanto, la migliore stima da parte del ma- nagement dei fondamentali dei diversi mercati energetici che incor- pora i trend di decarbonizzazione in atto e quelli che prevedibilmente potranno delinearsi e sono oggetto di costante benchmark con le view degli analisti di mercato e dei peer dell’industria energetica. 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- (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) Gli IFRS utilizzati ai fini della redazione del bilancio consolidato sono coincidenti con quelli emanati dallo IASB in vigore per l’esercizio 2024. NOTE AL BILANCIO CONSOLIDATO ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 286 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 rilevati integralmente, nel bi- lancio consolidato (c.d. metodo dell’integrazione globale), 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, ap- portando le appropriate elisioni dei rapporti intercompany (v. punto “Operazioni infragruppo”). Le quote del patrimonio netto e del risulta- to economico di competenza delle interessenze di terzi sono iscritte in apposite voci degli schemi di bilancio. Tra le interessenze di terzi figurano anche le obbligazioni perpetue subordinate emesse da so- cietà controllate per le quali il Gruppo detiene il diritto incondizionato a differire il rimborso del capitale e il pagamento delle cedole. 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’even- tuale differenza tra il costo di acquisto e il valore di iscrizione della corrispondente frazione di patrimonio netto acquisita è rilevata nel pa- trimonio netto di competenza del Gruppo (tra gli “Utili (perdite) portate a nuovo”); analogamente, sono rilevati a patrimonio netto di compe- tenza del Gruppo (tra gli “Utili (perdite) portate a nuovo”) gli effetti deri- vanti dalla cessione di quote di minoranza senza perdita del controllo. Inoltre, nell’ambito della cessione di quote di minoranza senza perdita del controllo, l’eventuale presenza di opzioni put sulle interessenze di terzi, esercitabili al verificarsi di eventi non sotto il controllo del Gruppo, determina la rilevazione di una passività, pari al valore attuale del c.d. redemption amount, in contropartita al patrimonio netto di Gruppo. La cessione di quote che comporta la perdita del controllo determi- na la rilevazione a conto economico: (i) dell’eventuale differenza tra il corrispettivo ricevuto e le corrispondenti attività nette consolidate cedute; (ii) dell’effetto dell’allineamento al relativo fair value dell’e- ventuale 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’utile com- plessivo 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 attivi- tà e obbligazioni per le passività (c.d. enforceable right and obliga- tion) 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 da- gli accordi contrattuali. Successivamente alla rilevazione iniziale, le attività/passività e i ricavi/costi afferenti alla joint operation sono va- lutati in conformità ai criteri di valutazione applicabili. 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 2024”. (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. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 287 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 me- todo del patrimonio netto come indicato nel punto “Metodo del patrimonio 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 2024”, 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, allocando, analo- gamente a quanto previsto per le business combination, il costo sostenuto sulle attività/passività identificabili della partecipata; l’e- ventuale eccedenza non allocabile rappresenta il goodwill, non og- getto di rilevazione separata ma incluso nel valore di iscrizione del- la partecipazione. L’allocazione, operata in via provvisoria alla data di rilevazione iniziale, è rettificabile, con effetto retroattivo, entro i successivi dodici mesi per tener conto di nuove informazioni su fatti e circostanze esistenti alla data di rilevazione iniziale. Succes- sivamente, il valore di iscrizione è adeguato per tener conto: (i) della quota di pertinenza della partecipante dei risultati economici della partecipata realizzati dopo la data di acquisizione, rettificati per te- ner conto degli effetti dell’ammortamento e dell’eventuale svaluta- zione dei maggiori valori attribuiti alle attività della partecipata; e (ii) della quota di pertinenza della partecipante delle altre componen- ti dell’utile complessivo della partecipata. Diversamente, il valore di iscrizione non è adeguato a seguito di variazioni di patrimonio netto della partecipata derivanti, a titolo di esempio, dall’emissio- ne, da parte della partecipata, di obbligazioni subordinate perpetue o obbligazioni convertibili non sottoscritte dal Gruppo. 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 pro- cesso di consolidamento (v. anche punto “Imprese controllate”). Le perdite derivanti 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 (c.d. long-term interest), ridotti delle relative expected cre- dit loss (v. oltre) e che rappresentano nella sostanza un ulteriore investimento nella società partecipata. La quota di pertinenza del- la partecipante di eventuali perdite della partecipata, eccedente il valore di iscrizione della partecipazione e di eventuali long-term interest (c.d. investimento 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 co- prirne 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 partecipata deter- mina 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 mantenuta 7 ; (iii) degli eventua- li valori rilevati nelle altre componenti dell’utile complessivo relativi alla partecipata per i quali sia previsto il rigiro a conto economico 8 . 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 valu- tazione secondo i criteri di valutazione applicabili. BUSINESS COMBINATION Le operazioni di business combination sono rilevate secondo l’acqui- sition method. Il corrispettivo trasferito in una business combination è determinato alla data di assunzione del controllo ed è pari al fair value delle attività trasferite, delle passività sostenute, nonché degli eventuali strumenti di capitale emessi dall’acquirente. Il corrispettivo trasferito include anche il fair value delle eventuali attività o passività (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) 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. (8) 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 288 per corrispettivi potenziali previsti contrattualmente e subordinati al realizzarsi di eventi futuri. 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 9 , fatti salvi i casi in cui le disposizioni IFRS stabiliscano un differente crite- rio di valutazione. L’eventuale differenza tra il corrispettivo trasferito e il fair value delle attività nette acquisite, se positiva, è iscritta nell’at- tivo come “avviamento” (di seguito anche goodwill); se negativa, è rilevata a conto economico. Nel caso di assunzione non totalitaria del controllo, la quota di patri- monio 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 attribuibile (c.d. partial goodwill method). Nel caso di assunzio- ne del controllo in fasi successive, il costo di acquisto è determinato sommando il fair value della partecipazione precedentemente de- tenuta nell’acquisita e l’ammontare corrisposto per l’ulteriore quota partecipativa. La differenza tra il fair value della partecipazione pre- cedentemente detenuta e il relativo valore di iscrizione è imputata a conto economico. Inoltre, in sede di assunzione del controllo, even- tuali ammontari precedentemente 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. 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 obliga- tion sulle relative attività e passività richiede l’esercizio di un giu- dizio 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 bu- siness 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 general- mente utilizzate dagli operatori di mercato considerando le infor- mazioni 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 ancora 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 10 . 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 trattamento contabile indicato è applicato anche nel caso di trasferimento di business alle partecipate (c.d. downstre- am 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 par- tecipate operanti in valuta diversa dall’euro, derivanti dall’applica- zione di cambi diversi per le attività e le passività, per il patrimonio netto e per il conto economico, sono rilevate nella voce di patrimo- nio netto “Riserva per differenze cambio da conversione” per la par- te di competenza del Gruppo 11 . La riserva per differenze di cambio è rilevata a conto economico all’atto della dismissione integrale ov- vero al momento della perdita del controllo, del controllo congiunto o dell’influenza notevole sulla partecipata. All’atto della dismissio- ne 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 perdita del controllo congiunto o dell’influenza notevole, la quota delle differenze cambio afferente alla frazione di partecipazione ceduta è imputata a conto economi- co. Il rimborso del capitale effettuato da una controllata operante in valuta diversa dall’euro, senza modifica dell’interessenza parteci- (9) I criteri per la determinazione del fair value sono illustrati al punto “Valutazioni al fair value”. (10) 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. (11) 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”. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 289 pativa 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 2024 | 31 dicembre 2024 | dell’esercizio 2023 | 31 dicembre 2023 | dell’esercizio 2022 | 31 dicembre 2022 Dollaro USA | 1,08 | 1,04 | 1,08 | 1,11 | 1,05 | 1,07 Sterlina inglese | 0,85 | 0,83 | 0,87 | 0,87 | 0,85 | 0,89 Dollaro australiano | 1,64 | 1,68 | 1,63 | 1,63 | 1,52 | 1,57 CRITERI DI VALUTAZIONE I criteri di valutazione più significativi adottati per la redazione del bilancio 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 im- materiali come “diritti esplorativi - unproved” in attesa di valutare l’esito delle attività di esplorazione e valutazione. Tali diritti esplorativi unpro- ved non sono ammortizzati ma sottoposti a verifica della recuperabi- lità 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 evidenziare la presen- za di incertezze in merito alla recuperabilità del valore iscritto. Se non sono pianificate ulteriori attività, il valore di iscrizione dei relativi diritti esplorativi è imputato a conto economico come radiazione (di seguito anche write-off). I diritti esplorativi di valore non significativo sono rag- gruppati e ammortizzati a quote costanti lungo il periodo di esplora- zione 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 riclassifi- cato, sempre all’interno della voce “Attività immateriali”, come “diritti esplorativi proved”. Al momento della riclassifica e, in ogni caso, quan- do 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 (c.d. 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 riser- ve probabili e delle riserve possibili (c.d. unproved mineral interest) sono sospesi in attesa dell’esito delle attività di appraisal e di identifi- cazione delle modalità di sviluppo funzionali alla promozione a riser- ve 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 a conto economico al momento del sostenimento. I costi direttamente associati ad un pozzo esplorativo sono ini- zialmente rilevati all’interno delle attività materiali in corso, come “costi di esplorazione e valutazione - unproved” (pozzi esplorativi in progress), fino al momento in cui la perforazione del pozzo è completata e possono continuare ad essere capitalizzati nei 12 mesi successivi (o un periodo di tempo maggiore in funzione della complessità del progetto e del volume di investimenti associati) in attesa della valutazione dei risultati della perforazione (pozzi esplo- rativi 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 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 fatti- bilità economica ed operativa del progetto; differentemente, i costi capitalizzati sono imputati a conto economico come write-off. Me- desimi 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 riclas- sificati, sempre all’interno delle attività materiali in corso, come “costi ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 290 di esplorazione e valutazione \- proved”. Al momento della riclassifi- ca 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 esplo- razione e valutazione classificati come “proved” sono ammortizzati secondo il metodo UOP (v. punto “Ammortamento UOP”). SVILUPPO I costi di sviluppo, ivi inclusi i costi relativi ai pozzi di sviluppo unsuc- cessful 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 produzio- ne, 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 12 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. 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 AGREEMENTS 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 E 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. 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 incertezza. 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. (12) Il periodo è inteso come il trimestre. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 291 Nonostante esistano autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici che devono essere rispettati affinché le riserve possano essere classificate come certe, la stima delle riserve dipende da un insieme di fattori, assunzioni e variabili, che includono: (i) la qualità dei dati geologici e tecnico-ingegneristici disponibili e la loro interpretazio- ne 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) modifiche della normativa fiscale vigente, del- le regolamentazioni amministrative e delle condizioni contrattuali; (iv) l’esito di perforazioni e di test di produzione e l’effettiva performance produttiva dei giacimenti successivamente alla data della stima inizia- le che può determinare sostanziali revisioni al rialzo o al ribasso nel periodo corrente; (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 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 sia ai fini della determinazione degli ammortamenti (v. punto “Ammortamento UOP”) che ai fini della de- finizione dei flussi di cassa futuri delle attività petrolifere nell’ambito del processo di impairment. ATTIVITÀ MATERIALI Le attività materiali sono rilevate secondo il criterio del costo e iscrit- te al prezzo di acquisto o al costo di produzione comprensivo dei costi accessori di diretta imputazione necessari a rendere le attività pronte all’uso. 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 pron- to all’uso, qualora l’investimento 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 (at- tualizzati) da sostenere al momento dell’abbandono delle strutture, rilevati in contropartita a uno specifico fondo (v. punto “Fondi per lo smantellamento e il ripristino dei siti”). Analoga impostazione è adottata con riferimento alle obbligazioni attuali per la realizzazione di progetti sociali in aree di sviluppo petrolifero (c.d. 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. 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 deter- minabile. Eventuali modifiche al piano di ammortamento, derivanti da revisione della vita utile dell’asset, del valore residuo ovvero delle modalità di ottenimento dei benefici economici dell’attività, sono rile- vate prospetticamente. 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 292 LEASING 13 Un contratto contiene o rappresenta un leasing se conferisce al con- traente il diritto di controllare l’utilizzo di un asset identificato per un periodo di tempo stabilito in cambio di un corrispettivo; tale diritto sussiste se il contratto attribuisce al locatario il diritto di dirigere l’as- set e ottenere sostanzialmente tutti i benefici economici 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”) 14 . 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 15 , 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 16 ; (iii) stima del pagamento che il locatario dovrà effettuare a titolo di garanzia del valore residuo del bene locato; (iv) pagamento del prezzo di esercizio 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 adottando un tasso di sconto pari al tasso di interesse implicito del leasing ovvero, qualora questo non fosse agevolmen- te determinabile, utilizzando il tasso di finanziamento incrementa- le del locatario. Quest’ultimo è definito tenendo conto della dura- ta dei contratti di leasing, della periodicità dei pagamenti previsti contrattualmente, della valuta nella quale essi sono denominati e delle caratteristiche dell’ambiente economico del locatario (sinte- tizzate dal country risk premium attribuito 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 come sommatoria delle seguenti componenti: (i) l’importo iniziale della le- ase liability; (ii) i costi diretti iniziali sostenuti dal locatario 17 ; (iii) even- tuali 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 sostenere per lo smantellamento, la rimozione dell’asset sottostante e la bonifica del sito ovvero per riportare l’asset nelle condizioni stabilite dal contratto. Successiva- mente alla rilevazione iniziale, il right-of-use asset è rettificato per tener conto delle quote di ammortamento cumulate 18 , delle eventuali perdite di valore cumulate (v. punto “Impairment 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 (c.d. 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. (13) 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. (14) Eni si avvale della possibilità 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. (15) 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). (16) 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. (17) 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. (18) 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 SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 293 Differentemente, quando il contratto di leasing è sottoscritto da tutti i partecipanti all’iniziativa mineraria, è rilevata la quota di spettanza del right-of-use asset e della lease liability sulla base del working in- terest detenuto. Nessuna rilevazione di attività e passività per leasing è effettua- ta nei casi in cui Eni non sia considerata “primary responsible” dell’adempimento 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 (c.d. 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 riferimento 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 risoluzione pre- viste nel contratto; (ii) la determinazione del tasso di finanziamento 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 ope- ratore dell’iniziativa mineraria intrapresa nell’ambito di una joint ope- ration non incorporata avuto riguardo alle valutazioni sulla natura di “primary responsible” dell’operatore e alla verifica dei rapporti con gli altri partecipanti all’iniziativa mineraria; (v) l’identificazione dei paga- menti variabili e delle loro caratteristiche ai fini della stima per l’inclu- sione, 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 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 gene- rating unit (di seguito anche “CGU”) rappresentata dal più piccolo insieme identificabile di attività che genera flussi di cassa in entrata ampiamente indipendenti da quelli generati da altre attività. 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 am- pio 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’inve- stimento che include il goodwill stesso. I right-of-use asset, che ge- neralmente non producono flussi di cassa autonomi, sono allocati alla CGU a cui si riferiscono; i right-of-use asset che non sono speci- ficatamente allocabili alle CGU sono considerati corporate asset. La recuperabilità del valore di iscrizione delle common facility del setto- re 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’ul- timo è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 294 dall’uso della CGU e, se significativi e ragionevolmente determina- bili, dalla sua cessione al termine della relativa vita utile al netto dei costi di dismissione. 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. Ai fini dell’impairment test, si considerano anche gli esborsi che si prevede di sostenere per assicurare la compliance con la normati- va in materia di emissioni di CO 2 (ad es. Emission Trading Scheme) ovvero 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 19 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 valutazioni correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi spe- cifici dell’attività non riflesse nelle stime dei flussi di cassa. In par- ticolare, il tasso di sconto utilizzato è il Weighted Average Cost of Capital (WACC) rettificato del rischio Paese specifico in cui si trova la CGU oggetto di valutazione. La valorizzazione del rischio Paese specifico da includere nel tasso di sconto è definita sulla base delle informazioni fornite da provider esterni. I WACC sono differenzia- ti in funzione della rischiosità espressa dai settori/business in cui opera l’attività. In particolare, per le attività appartenenti al settore Global Gas & LNG Portfolio (GGP), al business Chimica, al business Biochemistry, al business Power, ai business E-Mobility, Retail Do- mestic e Renewables, ai business Fuel Sales, Biomethane e Green Refinery, al business Agri-Feedstock, al business CCUS e al business Eni Rewind, la rischiosità è stata definita 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 ma- niera residuale, come differenza tra quella complessiva Eni e quel- la degli altri settori/business. Il valore d’uso è determinato al netto dell’effetto fiscale in quanto questo metodo produce valori sostan- zialmente equivalenti a quelli ottenibili 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 20 . 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 re- alizzare la vendita, ovvero, relativamente ai volumi di rimanenze 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 impiegati nel processo produttivo non sono oggetto di svalutazione qualora ci si attenda che i prodotti finiti nei quali verranno incorporati 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 (19) Per i criteri di rilevazione dei certificati forestali v. il punto “Costi”. (20) 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 SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 295 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”, valorizzati 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 econo- mico: (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, secondo le tempistiche contrat- tualmente previste. Inoltre, i deferred cost stanziati sono oggetto di valutazione, al fine di verificarne la recuperabilità economica, confron- tando 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 verifica della recuperabilità delle attività non finanziarie dipende dalle valutazioni della Direzione Aziendale su fattori complessi e al- tamente incerti, tra i quali, l’evoluzione dei prezzi delle commodity, l’evoluzione dei tassi di attualizzazione, le previsioni 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 rela- zione al processo di decarbonizzazione, gli impatti delle modifiche normative e regolamentari, ecc. La definizione delle CGU e l’indivi- duazione dell’appropriato livello di raggruppamento delle stesse ai fini della verifica della recuperabilità del valore di iscrizione del goo- dwill, di corporate asset nonché di common facility nel settore E&P, richiedono l’espressione di un giudizio da parte della Direzione Azien- dale. In particolare, le CGU sono definite considerando, tra l’altro, le modalità con cui il management controlla l’attività operativa (ad es. per linee di business) o assume decisioni in merito a mantenere ope- rativi o dismettere i beni e le attività della società. Analoghe conside- razioni rilevano anche ai fini della verifica della recuperabilità fisica dei deferred cost (v. anche punto “Rimanenze”) afferenti ai volumi di gas naturale non ritirati a fronte di contratti di approvvigionamento a lungo termine che prevedono clausole di “take-or-pay”. I flussi di cassa attesi utilizzati per la definizione del valore recuperabi- le 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 domanda, i profili produttivi. Relativamente ai prezzi delle commodity, il management assume lo scenario prezzi adottato per le proiezioni economico-finan- ziarie e per la valutazione a vita intera degli investimenti, lo scenario prezzi è oggetto di approvazione da parte del Consiglio di Ammini- strazione (v. punto “Stime contabili e giudizi significativi formulati per tener conto degli impatti dei rischi climatici”). Inoltre, la stima dei flussi di cassa futuri, che incorpora i trend di decarbonizzazione in atto e quelli che prevedibilmente potranno delinearsi, è effettuata tenendo conto: (i) del percorso evolutivo del sistema energetico futuro, (ii) dei fondamentali dei diversi mercati energetici; nonché (iii) del costante benchmark con le view di banche d’affari e altri istituti specializzati. 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 e altri fattori. Maggiori dettagli in merito alle principali assunzioni sottostanti la determina- zione del valore recuperabile delle attività non finanziarie 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 bu- siness adottato per la relativa gestione, le attività finanziarie detenute dal Gruppo sono classificate nelle seguenti categorie: (i) attività finan- ziarie valutate al costo ammortizzato; e (ii) 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 (c.d. business model hold to collect). Per le attività finanzia- rie valutate al costo ammortizzato sono rilevati a conto economico gli interessi attivi determinati sulla base del tasso di interesse effet- tivo, le differenze di cambio e le svalutazioni 21 (v. punto “Svalutazioni di attività finanziarie”). (21) I crediti e le altre attività finanziarie valutati al costo ammortizzato sono esposti al netto del relativo fondo svalutazione. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 296 Le attività finanziarie rappresentative di strumenti di debito non va- lutate al costo ammortizzato sono valutate al fair value con imputa- zione 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 finanziarie 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’interno 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. 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 c.d. expected credit loss model 22 . 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 (c.d. Exposure At Default o EAD); (ii) la probabilità che la controparte non ottemperi alla propria obbliga- zione di pagamento (c.d. 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 (c.d. 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 back-testing; 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 23 . 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 concessi a società collegate e joint venture, il cui rimborso non è pianificato o non è probabile nel prevedibile futuro, e che nella sostanza rappresentano un ul- teriore investimento nelle stesse, è valutata, in primo luogo, sulla base dell’expected credit loss model e, in secondo luogo, unita- mente alla partecipazione nella società collegata/joint venture, ap- plicando i criteri indicati nel punto “Metodo del patrimonio netto”. In applicazione dell’expected credit loss model non si considerano le eventuali rettifiche del valore di iscrizione dei long-term interest derivanti dall’applicazione dei criteri indicati nel punto “Metodo 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 va- lue con imputazione degli effetti nella riserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell’utile complessivo, senza previsione del loro rigiro a conto economico in caso di realizzo; differentemente, (22) 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. (23) 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 SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 297 i dividendi provenienti da tali partecipazioni sono rilevati a conto eco- nomico alla voce “Proventi (oneri) su partecipazioni” a meno che non rappresentino chiaramente un recupero di parte del costo dell’inve- stimento. La valutazione al costo di una partecipazione 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 ammortizzato. 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 (c.d. metrica ESG), sono valutate al co- sto ammortizzato. La variazione del tasso di interesse comporta generalmente 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 azione 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 accordi di supplier finance arrangement (supply chain finance, payable finance, reverse factoring e accordi similari) funzionali all’ottenimento di dilazioni di pagamento rispetto ai termini origi- nari, senza prevedere il necessario ed automatico coinvolgimen- to di un intermediario finanziario. In tali fattispecie, la Direzione Aziendale esprime un giudizio in merito alla possibilità di conti- nuare 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 Direzio- ne 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 va- lutazione. La classificazione del debito come di natura finanziaria determina: (i) al momento della riclassifica/rilevazione inziale del debito, una variazione non monetaria, senza impatti sul rendicon- to finanziario; (ii) all’atto del regolamento, la presentazione del re- lativo 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 sono attività e passività rilevate e va- lutate 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 (c.d. basis adjustment). 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 va- lue 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 valutate ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 298 al costo ammortizzato e/o attività non finanziarie, sono scorporati se le caratteristiche economiche e i rischi del derivato implicito non sono strettamente legati alle caratteristiche economiche e ai rischi del contratto principale. La verifica dell’esistenza di derivati impliciti da scorporare e valutare separatamente è effettuata al momento in cui l’impresa entra a far parte del contratto 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 svolgimento dell’attività e per le quali è previsto il regolamento attra- verso la consegna fisica dei beni stessi, sono rilevati per competenza economica (c.d. own use exemption). COMPENSAZIONE DI ATTIVITÀ E PASSIVITÀ FINANZIARIE Le attività e passività finanziarie sono compensate nello stato pa- trimoniale quando si ha il diritto legale alla compensazione, cor- rentemente esercitabile, e si ha l’intenzione di regolare il rapporto su base netta (ovvero di realizzare l’attività e contemporaneamente estinguere la passività). ELIMINAZIONE CONTABILE DI ATTIVITÀ E PASSIVITÀ FINANZIARIE Le attività finanziarie cedute sono eliminate quando i diritti contrat- tuali connessi all’ottenimento dei flussi di cassa associati allo stru- mento finanziario scadono ovvero sono trasferiti a terzi. Le passività finanziarie sono eliminate quando sono estinte, ovvero quando l’obbli- gazione specificata nel contratto è adempiuta, cancellata o scaduta. FONDI, PASSIVITÀ E ATTIVITÀ POTENZIALI Gli accantonamenti per fondi per rischi e oneri sono rilevati quando: (i) esiste un’obbligazione attuale, legale o implicita, derivante da un evento passato; (ii) è probabile che l’adempimento dell’obbligazione sia oneroso; (iii) l’ammontare 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 dei rischi associati all’obbligazione; 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 del- le stime dei costi, dei tempi di realizzazione e del tasso di attualizza- zione; le revisioni di stima sono imputate alla medesima voce che ha precedentemente accolto l’accantonamento. Nelle note al bilancio sono oggetto di illustrazione le passività potenziali rappresentate da: (i) obbligazioni possibili derivanti da eventi passati, la cui esistenza sarà confermata solo al verificarsi 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 deri- vano 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’impresa, non sono rilevate in bilancio salvo che l’ottenimento dei relativi benefici sia virtualmente certo. Nel caso in cui l’ottenimento dei benefici sia probabile, le attività potenziali sono illustrate nelle note al bilancio. Le attività potenziali sono periodica- mente 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. L’adeguamento del fondo connesso al trascorrere del tempo è rilevato 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 legislative 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. 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 alla situazione esistente alla data di bilancio, tenendo con- to degli sviluppi tecnici e legislativi futuri, virtualmente certi, di cui si è a conoscenza. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 299 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 dell’ammontare e del timing 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 risentono del costante aggiornamento delle tecniche e dei costi di smantellamento e di ripristino, nonché della continua evoluzione della sensibilità politica e pubblica in materia di salute e di tutela ambientale. 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. Peraltro, considerato il significativo arco temporale coperto dai fondi bonifica ambientale, ulteriori elementi di incertezza legati alla stima sono connessi alla definizione: (i) dell’orizzonte temporale necessa- rio alla riduzione dei contaminanti; (ii) dei costi futuri da sostenersi per le attività di bonifica; (iii) dei tassi di attualizzazione e inflazione. 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. 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 (c.d. 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 (c.d. 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”. Per i piani a benefici definiti sono rilevate nel prospetto dell’utile com- plessivo le variazioni di valore della passività netta (c.d. 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 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 300 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 anti- cipata del rapporto di lavoro (c.d. 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 dei piani di incentivazione con pa- gamento basato su azioni (Piani di Incentivazione dei dirigenti con azioni Eni e Piano di Azionariato Diffuso). Con riferimento ai Piani di Incentivazione dei dirigenti con azioni Eni, 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’eser- cizio è determinata pro rata temporis lungo il vesting period, ossia il periodo intercorrente tra la data dell’attribuzione (c.d. 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 performan- ce associati a condizioni di mercato (ad es. Total Shareholder Re- turn) 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 condizioni è riflessa ade- guando, lungo il vesting period, il numero di azioni che si prevede saranno effettivamente assegnate. Al termine del vesting 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. Analogo trattamento è adottato con riferimento al Piano di Azionariato Diffuso il cui costo, determinato sulla base del fair va- lue delle azioni alla data di assegnazione, è ripartito lungo il periodo temporale (triennio) previsto affinché il dipendente possa acquisire la piena totalità e disponibilità delle azioni assegnate. 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 c.d. 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 considerato 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 dei piani di incentivazione azionaria e del Piano di Azionariato Diffuso, sono ri- levate 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 SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 301 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 24 . 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 I ricavi da contratti con la clientela sono rilevati al soddisfacimento della relativa performance obligation, 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 ricavi coincide generalmente: • per i greggi, con la spedizione; • per il gas naturale, il GNL 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. 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 ter- mine dell’esercizio. Tali stanziamenti tengono conto delle informa- zioni ricevute dai trasportatori e dai distributori in riferimento sia alle quantità allocate tra i vari utenti delle reti secondarie sia ai consumi effettivi e stimati della clientela, nonché di stime interne sui consumi della clientela. Lo stanziamento dei ricavi è pertanto l’esito di una sti- ma complessa basata sia sui volumi distribuiti ed allocati, comunica- ti da terzi e suscettibili di essere conguagliati, così come prevede la normativa di riferimento, fino al quinto anno successivo, 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’e- nergia 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 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 sostenuti per 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’esercizio 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- (24) 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 302 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 sti- ma del reddito imponibile. I debiti e i crediti per imposte sul reddito correnti sono rilevati al valore che si prevede di pagare/recupera- re alle/dalle autorità fiscali applicando le aliquote e le normative fiscali vigenti 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 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. 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. Le attività per imposte anticipate e le passività per imposte differi- te sono classificate tra le attività e le passività non correnti e sono compensate a livello di singola impresa se riferite a imposte com- pensabili. Il saldo della compensazione, se attivo, è iscritto alla voce “Attività 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 anch’esse rilevate nel prospetto dell’utile complessivo o direttamente 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. 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. Inoltre, la necessità di effettuare valutazioni complesse ed esercitare un giudizio manageriale riguarda, in particolar modo, le attività con- nesse con la verifica della recuperabilità delle imposte anticipate, af- ferenti a differenze temporanee deducibili e perdite fiscali, che richie- de di operare stime e valutazioni in merito all’ammontare di redditi imponibili 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 grup- pi in dismissione sono classificate come destinate alla vendita se il relativo valore di iscrizione sarà recuperato principalmente at- traverso 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 immediata nelle sue attuali condizioni. In presenza di un programma di vendita di una controllata che comporta la perdita RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 303 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 partecipa- zione non di controllo. 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 metodo del patrimonio netto, o di una quota di tale partecipazione, come atti- vità destinata alla vendita, implica la sospensione dell’applicazione di tale criterio di valutazione all’intera partecipazione o alla sola quota classificata come attività destinata alla vendita. L’eventuale differenza tra il valore di iscrizione delle attività non cor- renti 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 precedenza, ivi incluse quelle riconosciute anteriormente alla quali- ficazione 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 significativo o un’area geografica di attività significativa; (ii) fan- no 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 risultati 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 di- scontinued 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 (c.d. exit price). 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 at- tivi 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 indi- rettamente; 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 effettiva mente a realizzare. 2 Schemi di bilancio Gli schemi di bilancio sono analoghi a quelli adottati nell’esercizio precedente. 3 Modifiche dei criteri contabili Le modifiche agli IFRS, efficaci a partire dal 1° gennaio 2024 non hanno prodotto effetti significativi. 4 Principi contabili di recente emanazione PRINCIPI CONTABILI E INTERPRETAZIONI EMESSI DALLO IASB E OMOLOGATI DALLA COMMISSIONE EUROPEA Con il Regolamento n. 2024/2862 emesso dalla Commissione Eu- ropea in data 12 novembre 2024, sono state omologate le modifi- che allo IAS 21 “Impossibilità di cambio” volte, sostanzialmente, a richiedere la stima di un tasso di cambio corrente nel caso in cui una valuta non sia convertibile in un’altra. Le modifiche sono effi- caci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2025. PRINCIPI CONTABILI E INTERPRETAZIONI EMESSI DALLO IASB E NON ANCORA OMOLOGATI DALLA COMMISSIONE EUROPEA In data 9 aprile 2024, lo IASB ha emesso l’IFRS 18 “Presentation and Disclosure in Financial Statements” che sostituisce lo IAS 1. In particolare, al fine di aumentare la comparabilità e la trasparenza delle informazioni, l’IFRS 18: (i) richiede la presentazione di specifici ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 304 risultati parziali nello schema di conto economico e apporta limita- te modifiche, essenzialmente, agli schemi di rendiconto finanziario e stato patrimoniale; (ii) introduce specifiche disclosure, da fornirsi nelle note al bilancio, sulle management-defined performance me- asure; e (iii) introduce nuovi principi di aggregazione e disaggre- gazione delle informazioni presentate in bilancio. Le disposizioni dell’IFRS 18 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2027. In data 9 maggio 2024, lo IASB ha emesso l’IFRS 19 “Subsidiaries without Public Accountability: Disclosures”, volto a ridurre i disclo- sure requirement ai fini della redazione del bilancio di esercizio (e, eventualmente, consolidato) delle società (che non siano né quo- tate né istituzioni finanziarie) controllate, direttamente o indiret- tamente, da una società che redige il proprio bilancio consolidato IFRS, disponibile per il pubblico utilizzo. Le disposizioni dell’IFRS 19 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2027. In data 30 maggio 2024, lo IASB ha emesso le modifiche all’IFRS 9 e all’IFRS 7 “Classification and Measurement of Financial Instru- ments” volte sostanzialmente a chiarire il timing dell’eliminazione contabile di passività finanziarie regolate tramite sistemi di paga- mento elettronici e a fornire chiarimenti in merito alla classificazio- ne delle attività finanziarie con caratteristiche ambientali, sociali e di governance (ad es. sustainability bond). Le modifiche sono effi- caci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1°gennaio 2026\. In data 18 luglio 2024, lo IASB ha emesso il documento “Annual Improvements to IFRS Standards – Volume 11”, contenente modi- fiche, essenzialmente di natura tecnica e redazionale, dei principi contabili internazionali. Le modifiche ai principi contabili sono effi- caci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2026. In data 18 dicembre 2024, lo IASB ha emesso le modifiche all’IFRS 9 e all’IFRS 7 “Contracts Referencing Nature-dependent Electricity” volte sostanzialmente a: (i) chiarire l’utilizzo della “own-use exemp- tion” per i contratti di acquisto di energia elettrica da fonti rinnova- bili; e (ii) consentire, al soddisfacimento di determinate condizioni, la designazione di una copertura cash flow hedge in presenza di contratti di acquisto o vendita di energia elettrica da fonti rinnova- bili (regolabili su base netta). Le modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1°gennaio 2026. Allo stato Eni sta analizzando i principi contabili di recente emana- zione di cui sopra e valutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 305 5 Business combination e altre transazioni significative Acquisizioni Nel 2024 Eni ha finalizzato operazioni di aggregazione aziendale con acquisizione del controllo di società terze per un investimento com- plessivo di €2.060 milioni, assumendo passività finanziarie nette di €468 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €265 milioni. EXPLORATION & PRODUCTION 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 attività prevalentemente a gas naturale, localizzate in Indonesia, Algeria, Regno Unito e Paesi Bassi per il corrispettivo di €1.959 milioni con l’acquisizione di: (i) attività correnti per €476 milioni; (ii) attività non correnti per €3.698 milioni; (iii) indebi- tamento finanziario netto per €405 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti per €257 milioni; (iv) passività correnti e non correnti per €1.810 milioni. Il prezzo è stato allocato in via definitiva principalmente a riserve certe e a riserve probabili/possibili, senza rilevazione di goodwill. PLENITUDE Nel 2024 Plenitude ha finalizzato acquisizioni principalmente in Spa- gna singolarmente non significative per il corrispettivo complessivo di €51 milioni, assumendo indebitamento finanziario netto di €53 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €8 milioni. Le acquisizioni hanno riguardato società operanti nel settore delle energie rinnovabili con capacità complessiva di circa 305 MW e, nel settore retail, l’ac- quisizione del controllo attraverso l’acquisto della quota residua del 49% di Enera Conseil SAS. L’allocazione del prezzo delle attività nette acquisite di Enera Conseil SAS è stata effettuata su basi provvisorie con la rilevazione di goodwill per €5 milioni. ENILIVE Il 31 maggio 2024 è stata finalizzata l’acquisizione del 100% delle so- cietà Atenoil, con sede in Spagna, che operano nel settore della distribu- zione al dettaglio di carburanti attraverso una rete di stazioni di servizio con 21 punti vendita nelle regioni di Madrid, Andalusia e Castiglia-La Mancia per il corrispettivo di €50 milioni con l’acquisizione di: (i) atti- vità correnti per €5 milioni; (ii) attività non correnti per €37 milioni; (iii) indebitamento finanziario netto per €10 milioni; (iv) passività correnti e non correnti per €10 milioni. L’allocazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata effettuata su basi provvisorie con la rilevazione di go- odwill per €28 milioni. Con riferimento agli effetti delle allocazioni definitive dei prezzi afferenti alle operazioni di business combination del 2023 si rinvia a quanto indicato nella nota n. 27 ‐ Altre informazioni. I valori patrimoniali, alla data di acquisizione, delle business combi- nation e altre transazioni significative del 2024, riepilogate per setto- re-linea di business, sono riportati nella seguente tabella. | Exploration & Production - | Plenitude - Energie | | ---|---|---|---|--- (€ milioni) | Gruppo Neptune Energy | rinnovabili e retail | Enilive - Atenoil | Totale Disponibilità liquide ed equivalenti | 257 | 8 | | 265 Attività finanziarie correnti | 233 | | | 233 Altre attività | 476 | 5 | 5 | 486 Totale attività correnti | 966 | 13 | 5 | 984 Immobili, impianti e macchinari | 2.501 | 71 | 14 | 2.586 Attività per imposte anticipate | 407 | | | 407 Altre attività | 790 | 57 | 23 | 870 Totale attività non correnti | 3.698 | 128 | 37 | 3.863 TOTALE ATTIVITÀ | 4.664 | 141 | 42 | 4.847 Passività finanziarie | 45 | | 8 | 53 Altre passività | 310 | 3 | 6 | 319 Totale passività correnti | 355 | 3 | 14 | 372 Passività finanziarie | 850 | 61 | 2 | 913 Fondi per rischi e oneri | 829 | | 1 | 830 Passività per imposte differite | 586 | | 3 | 589 Altre passività | 85 | 2 | | 87 Totale passività non correnti | 2.350 | 63 | 6 | 2.419 TOTALE PASSIVITÀ | 2.705 | 66 | 20 | 2.791 ATTIVITÀ NETTE ACQUISITE | 1.959 | 75 | 22 | 2.056 Goodwill | | 5 | 28 | 33 Valore corrente della quota della partecipazione posseduta prima dell'acquisizione del controllo | (28) | | (28) Interessenze di terzi | | (1) | | (1) Totale prezzo di acquisto | 1.959 | 51 | 50 | 2.060 Le società acquisite nel 2024 contribuiscono ai ricavi del gruppo per €758 milioni e all’utile complessivo per €319 milioni, di cui il gruppo Neptune rispettivamente per €689 milioni e €325 milioni. I costi delle acquisizioni non sono significativi. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 306 Disinvestimenti Nel 2024 Eni ha eseguito un piano di dismissioni di attività petroli- fere nell’ambito di un’analisi del portafoglio con revisione delle pri- orità di spesa diminuendo l’impegno nelle future fasi di sviluppo di asset marginali e maggiore focus sui progetti “core” in coerenza con la politica finanziaria di selettività nello spending, nonché della strategia di creazione di entità finanziariamente indipendenti, foca- lizzate geograficamente, aggregando le proprie attività con quelle di altri operatori per massimizzare le sinergie e le opportunità di generazione di cassa. Le operazioni di dismissione/conferimento realizzate hanno comportato un incasso complessivo di €1.040 mi- lioni e l’acquisizione di partecipazioni in società collegate di €788 milioni, cedendo disponibilità finanziarie nette di €101 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €153 milioni. EXPLORATION & PRODUCTION Il 22 agosto 2024 è stata finalizzata la cessione delle attività petro- lifere onshore in Nigeria classificate come destinate alla vendita nel bilancio 2023. L’operazione ha comportato la cessione del controllo della Nigerian Agip Oil Co Ltd e la conseguente esclusione dall’area di consolidamento di attività e passività nette di €608 milioni, di cui attività finanziarie nette di €22 milioni e il realizzo di una plusvalen- za di €371 milioni. Il 3 ottobre 2024 è stata finalizzata la business combination con Ithaca Energy Plc con l’aggregazione della quasi totalità delle at- tività Eni di produzione di petrolio e gas localizzate nella piatta- forma continentale del Regno Unito con il portafoglio di attività complementari dell’operatore britannico indipendente. A fronte di tale aggregazione la società Eni conferente Eni UK ha ricevuto azioni ordinarie Ithaca Energy di nuova emissione rappresentati- ve di una partecipazione pari a circa il 38,7% del capitale sociale dell’entità risultante dall’aggregazione. L’operazione ha comporta- to la perdita del controllo di Eni Elgin/Franklin Ltd, Eni UKCS Ltd, Eni Energy E&P UK Ltd (ex Neptune E&P UK Ltd) e Eni Energy E&P UKCS Ltd (ex Neptune E&P UKCS Ltd) che sono state conferite in Ithaca Energy Plc con la cessione di attività e passività nette di €670 milioni, di cui attività finanziarie nette di €67 milioni com- prensive di disponibilità liquide ed equivalenti per €103 milioni e, in cambio, la rilevazione della partecipazione in Ithaca Energy Plc per €788 milioni con una plusvalenza da conferimento di €118 milioni quale differenza tra il valore della partecipazione ricevuta e il valore netto contabile delle attività cedute nei limiti della quota realizzata con il terzo pari al 61,3%, c.d. metodo della “downstre- am transaction”. REFINING Il 3 settembre 2024 è stata finalizzata la cessione del 100% della società Eni Ecuador SA e della sua controllata Esain SA attive nel business del trasporto, stoccaggio, confezionamento e commer- cializzazione del GPL. L’operazione ha comportato la conseguente esclusione dall’area di consolidamento di attività e passività nette di €53 milioni, di cui €12 milioni di disponibilità liquide ed equivalen- ti e il realizzo di una plusvalenza di €7 milioni. I valori patrimoniali, alla data delle singole cessioni e/o business combination effettuate nel 2024 sono riportati nella seguente tabella. | | Exploration & Production | | ---|---|---|---|--- | Exploration & Production - | \- Business combination | Refining - Eni | (€ milioni) | Nigerian Agip Oil Co Ltd | Ithaca Energy Plc | Ecuador SA | Totale Disponibilità liquide ed equivalenti | 38 | 103 | 12 | 153 Altre attività | 675 | 89 | 38 | 802 Totale attività correnti | 713 | 192 | 50 | 955 Immobili, impianti e macchinari | 806 | 1.333 | 18 | 2.157 Attività per imposte anticipate | 86 | 327 | | 413 Altre attività | 76 | 44 | 5 | 125 Totale attività non correnti | 968 | 1.704 | 23 | 2.695 TOTALE ATTIVITÀ | 1.681 | 1.896 | 73 | 3.650 Passività finanziarie | 10 | | | 10 Altre passività | 509 | 292 | 15 | 816 Totale passività correnti | 519 | 292 | 15 | 826 Passività finanziarie | 6 | 36 | | 42 Altre passività | 548 | 898 | 5 | 1.451 Totale passività non correnti | 554 | 934 | 5 | 1.493 TOTALE PASSIVITÀ | 1.073 | 1.226 | 20 | 2.319 Totale patrimonio netto di Eni | 608 | 670 | 53 | 1.331 TOTALE PATRIMONIO NETTO | 608 | 670 | 53 | 1.331 TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO | 1.681 | 1.896 | 73 | 3.650 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 307 7 Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (€ milioni) | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- Attività finanziarie destinate al trading | | Titoli emessi da Stati Sovrani | 965 | 1.250 Altri titoli | 5.474 | 5.196 | 6.439 | 6.446 Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | | Altri titoli | 358 | 336 | 6.797 | 6.782 Le attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto econo- po. L’attività di gestione di tale liquidità punta all’ottimizzazione del mico costituiscono una riserva di liquidità strategica avente l’obiet- rendimento, nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, con il tivo di assicurare al Gruppo la necessaria flessibilità finanziaria in vincolo di tutela del capitale e disponibilità immediata dei fondi. particolari situazioni di mercato (strette creditizie, crisi finanziarie e Le attività finanziarie destinate al trading comprendono operazioni di altri shock macroeconomici o settoriali), per far fronte a fabbisogni prestito titoli per €738 milioni (€1.288 milioni al 31 dicembre 2023). imprevisti e per garantire adeguata elasticità ai programmi di svilup- L’analisi per valuta è la seguente: (€ milioni) | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- Attività finanziarie destinate al trading | | Euro | 4.230 | 3.766 Dollaro USA | 2.209 | 2.680 | 6.439 | 6.446 Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | | Euro | 162 | 200 Dollaro USA | 196 | 136 | 358 | 336 | 6.797 | 6.782 6 Disponibilità liquide ed equivalenti Le disponibilità liquide ed equivalenti di €8.183 milioni (€10.193 milioni al 31 dicembre 2023) comprendono attività finanziarie esigibili all’origine entro 3 mesi per €4.816 milioni (€6.462 milioni al 31 dicembre 2023) riguardanti essenzialmente depositi presso istituti finanziari con vincolo di preavviso superiore alle 48 ore. Le expected credit loss su depositi presso banche e istituti finanzia- ri valutati al costo ammortizzato non sono significative. Le disponibilità liquide ed equivalenti sono costituite essenzial- mente da depositi in dollari USA per €5.269 milioni e in euro per €2.402 milioni (rispettivamente, €7.328 milioni e €1.945 milio- ni al 31 dicembre 2023) e rappresentano l’impiego sul mercato della liquidità posseduta a vista per le esigenze finanziarie del Gruppo. L’ammontare di restricted cash è di €54 milioni (€205 milioni al 31 dicembre 2023) in relazione a misure di pignoramento da parte di terzi e di vincoli relativi al pagamento di debiti. Nel mese di febbraio 2025 €42 milioni sono stati svincolati. La scadenza media delle attività finanziarie esigibili all’origine en- tro 3 mesi è di 11 giorni con un tasso di interesse effettivo del 4,88% per i depositi in dollari USA (€3.396 milioni) e di 8 giorni con un tasso di interesse effettivo del 3,12% per i depositi in euro (€1.240 milioni). ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 308 8 Crediti commerciali e altri crediti (€ milioni) | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- Crediti commerciali | 12.562 | 13.184 Crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione | 1.754 | 1.365 Crediti per attività di disinvestimento | 527 | 200 Crediti verso altri | 2.058 | 1.802 Totale al netto del fondo svalutazione | 16.901 | 16.551 I crediti commerciali sono generalmente infruttiferi e prevedono termini di pagamento entro 180 giorni. Il decremento dei crediti commerciali di €622 milioni è riferito al settore Global Gas & LNG Portfolio e Power per €263 milioni, alla linea di business Enilive per €334 milioni e alla linea di business Ple- nitude per €106 milioni. Il decremento relativo al settore Global Gas & LNG Portfolio & Power e alla linea di business Plenitude risente della diminuzione dei prezzi delle commodity energetiche che han- no fatto diminuire il valore nominale dei crediti. Nell’ordinaria gestione del capitale circolante, Eni esegue operazio- Di seguito l’analisi per emittente e la relativa classe di merito creditizio: (€ milioni) | Valore Nominale | Fair Value | Classe di rating Moody's | Classe di rating S&P ---|---|---|---|--- Titoli emessi da Stati Sovrani | | | | Tasso fisso | | | | Italia | 57 | 58 | Baa3 | BBB Stati Uniti d'America | 703 | 693 | Aaa | AA+ Cile | 61 | 60 | A2 | A Francia | 60 | 61 | Aa3 | AA- Altri(a) | 67 | 66 | da Aaa a Baa2 | da AAA a BBB- | 948 | 938 | | Tasso variabile | | | | Italia | 27 | 27 | Baa3 | BBB | 27 | 27 | | Totale titoli emessi da Stati Sovrani | 975 | 965 | | Altri titoli | | | | Tasso fisso | | | | Titoli quotati emessi da imprese industriali | 3.083 | 3.087 | da Aaa a Ba2 | da AAA a BB Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi | 986 | 982 | da Aa1 a Baa3 | da AA+ a BBB- Altri titoli | 74 | 72 | da Aaa a Baa2 | da AAA a BBB | 4.143 | 4.141 | | Tasso variabile | | | | Titoli quotati emessi da imprese industriali | 369 | 371 | da Aa2 a Baa2 | da AA a BBB Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi | 709 | 714 | da Aaa a Baa2 | da AAA a BBB- Altri titoli | 247 | 248 | da Aaa a Baa1 | da AAA a BBB+ | 1.325 | 1.333 | | Totale Altri titoli | 5.468 | 5.474 | | Totale Attività finanziarie destinate al trading | 6.443 | 6.439 | | Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | 358 | 358 | da Aaa a Baa1 | da AAA a BBB+ | 6.801 | 6.797 | | (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 €6.169 milioni e di livello 2 per €270 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 2024 non vi sono stati trasferimenti significativi tra i diversi livelli della gerarchia del fair value. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 309 ni di cessione pro soluto di crediti prevalentemente commerciali con scadenza 2025\. L’ammontare delle operazioni poste in essere nel 2024 è in linea con l’esercizio precedente. La maggiore esposizione per crediti commerciali relativi a forniture di idrocarburi da produzioni equity riguarda le controparti società petrolifere di Stato dell’Egitto verso le quali sono in essere credi- ti commerciali netti pari a €1.256 milioni (€1.156 milioni al 31 di- cembre 2023) in parte scaduti. Sulla base degli impegni presi dalle autorità del Paese per regolarizzare l’esposizione debitoria verso Eni è stata stimata una perdita attesa che considera le previsioni temporali d’incasso. Gli incassi dell’esercizio hanno rispettato la tempistica degli accordi definiti a inizio anno; pertanto, il valore del fondo svalutazione è confermato pari al time value. L’incremento dei crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione di €389 milioni riguarda i crediti per chiamate fondi ai partner di Eni nei progetti operati. I crediti verso altre controparti sono relativi: (i) per €690 milioni (€600 milioni al 31 dicembre 2023) al valore recuperabile di crediti scaduti nei confronti della società di Stato del Venezuela PDVSA per le forniture di gas prodotto dalla joint venture Cardón IV SA, partecipata pariteticamente da Eni e Repsol, ceduti dalla venture ai soci. I crediti sono esposti al netto di un fondo svalutazione calcola- to 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 Vene- zuela, anche nel 2024 sono state effettuate operazioni di compen- sazione del credito mediante ritiri di olio di PDVSA per 4,2 milioni di barili, per effetto dei quali è stato limitato l’incremento dello scadu- to. Sono in corso interlocuzioni con le competenti autorità USA al fine di ottenere una licenza specifica per nuove compensazioni; (ii) per €362 milioni (€358 milioni al 31 dicembre 2023) gli acconti per servizi e verso fornitori; (iii) per €243 milioni (€231 milioni al 31 di- cembre 2023) gli importi da ricevere da clienti a seguito dell’attiva- zione della clausola take-or-pay dei contratti di somministrazione long-term di gas naturale. I crediti commerciali e altri crediti sono denominati in euro per €9.173 milioni e in dollari USA per €7.270 milioni (rispettivamente €9.915 mi- lioni e €6.041milioni al 31 dicembre 2023). 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 31.12.2024 | | | | | | Clienti business | 3.545 | 5.138 | 253 | 700 | | 9.636 National Oil Company e Pubbliche Amministrazioni | 369 | 733 | 214 | 3.503 | | 4.819 Altre controparti | 1.505 | 610 | 1 | 255 | 2.860 | 5.231 Valore lordo | 5.419 | 6.481 | 468 | 4.458 | 2.860 | 19.686 Fondo svalutazione | (10) | (27) | (12) | (2.162) | (574) | (2.785) Valore netto | 5.409 | 6.454 | 456 | 2.296 | 2.286 | 16.901 Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte) | 0,2 | 0,4 | 2,6 | 48,5 | 20,1 | 14,1 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 Maggiori informazioni sulla classificazione delle esposizioni credi- tizie sono indicate nella nota n. 1 \- Principi contabili, stime contabili e giudizi significativi. Le valutazioni di recuperabilità dei crediti commerciali per la fornitura di idrocarburi, prodotti ed energia elettrica alla clientela retail, business e national oil companies e per chiamate fondi nei confronti dei partner in joint venture della Exploration & Production (national oil companies, operatori locali privati o international oil companies) sono riviste perio- dicamente per riflettere l’andamento dello scenario e i trend correnti di business, nonché eventuali maggiori rischi controparte. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 310 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 31.12.2024 | | | | | | Clienti Plenitude: | | | | | | \- Retail | 1.573 | 114 | 60 | 127 | 219 | 2.093 \- Middle | 470 | 16 | 4 | 17 | 132 | 639 \- Altri | 123 | 2 | 1 | 1 | 1 | 128 Valore lordo | 2.166 | 132 | 65 | 145 | 352 | 2.860 Fondo svalutazione | (74) | (38) | (45) | (99) | (318) | (574) Valore netto | 2.092 | 94 | 20 | 46 | 34 | 2.286 Expected loss (%) | 3,4 | 28,8 | 69,2 | 68,3 | 90,3 | 20,1 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 Il fondo svalutazione crediti commerciali e altri crediti si analizza come segue: (€ milioni) | 2024 | 2023 ---|---|--- Fondo svalutazione iniziale | 2.338 | 2.954 Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in bonis | 136 | 160 Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in default | 243 | 342 Rilasci su crediti commerciali e altri crediti in bonis | (85) | (140) Rilasci su crediti commerciali e altri crediti in default | (324) | (485) Altre variazioni | 477 | (493) Fondo svalutazione finale | 2.785 | 2.338 Il fondo svalutazione è stato stanziato tenendo conto di fattori di mitigazione del rischio controparte di €3.292 milioni (€3.493 milioni al 31 dicembre 2023), 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 alla linea di business Ple- nitude per €92 milioni (€78 milioni nel 2023) e riguardano principal- mente la clientela retail. 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 €150 milioni (€238 milioni nel 2023) e riguardano principalmente i crediti per le forniture d’idrocarburi a Società di stato e chiamate fondi nei confronti dei partner in progetti petroliferi ope- rati da Eni; (ii) alla linea di business Plenitude per €64 milioni (€90 milioni nel 2023). I rilasci del fondo svalutazione crediti commerciali e altri crediti in bo- nis e in default per complessivi €409 milioni sono riferiti: (i) al settore Exploration & Production per €170 milioni, di cui per €112 milioni rila- sci per esubero del fondo svalutazione crediti verso la società di Sta- to del Venezuela PDVSA a fronte delle operazioni di compensazione del credito effettuate nel corso dell’esercizio; (ii) alla linea di business Global Gas & LNG Portfolio per €49 milioni sostanzialmente a segui- to della riduzione delle esposizioni creditizie per le migliorate condi- zioni di mercato; (iii) alla linea di business Plenitude per €136 milioni. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 311 Le riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue: (€ milioni) | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|--- Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti: | | | Accantonamenti al fondo svalutazione | (379) | (502) | (419) Perdite nette su crediti | (57) | (98) | (81) Rilasci per esubero | 268 | 351 | 547 | (168) | (249) | 47 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) | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- Materie prime, sussidiarie e di consumo | 1.436 | 1.292 Materiali per attività di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture | 1.721 | 1.628 Prodotti semilavorati, finiti e merci | 3.092 | 3.260 Altre | 10 | 6 Totale rimanenze correnti | 6.259 | 6.186 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 €1.685 milioni (€1.490 milioni al 31 dicembre 2023). I prodotti semilavorati, finiti e merci riguardano le scorte di gas naturale e prodotti petroliferi per €2.164 milioni (€2.376 milioni al 31 dicembre 2023) e prodotti chimici per €742 milioni (€666 milioni al 31 dicembre 2023). Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di €567 milioni (€583 milioni al 31 dicembre 2023). Le rimanenze immobilizzate \- scorte d’obbligo di €1.595 milioni (€1.576 milioni al 31 dicembre 2023), sono possedute da società italiane per €1.575 milioni (€1.555 milioni al 31 dicembre 2023) e riguardano le quantità minime di greggio e prodotti petroliferi che le società sono obbligate a detenere sulla base di norme di legge. 10 Attività e passività per imposte sul reddito | | 31.12.2024 | | | 31.12.2023 | ---|---|---|---|---|---|--- | Attività | Passività | Attività | Passività | | Non | | Non | | Non | | Non (€ milioni) | Correnti | correnti | Correnti | correnti | Correnti | correnti | Correnti | correnti Imposte sul reddito | 695 | 129 | 587 | 40 | 460 | 142 | 1.685 | 38 Le imposte sul reddito sono analizzate alla nota n. 33 \- Imposte sul reddito. Le passività per imposte sul reddito correnti del 2023 comprendeva- no l’ammontare di €455 milioni relativo al Contributo di Solidarietà 2023 ex L. 191/2023 il cui pagamento è avvenuto nel 2024. 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 €34 milioni (€33 milioni al 31 dicembre 2023). ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 312 11 Altre attività e passività | | 31.12.2024 | | | 31.12.2023 | ---|---|---|---|---|---|--- | Attività | Passività | Attività | Passività | | Non | | Non | | Non | | Non (€ milioni) | Correnti | correnti | Correnti | correnti | Correnti | correnti | Correnti | correnti Fair value su strumenti finanziari derivati | 874 | 88 | 1.921 | 153 | 3.323 | 46 | 2.414 | 153 Passività da contratti con la clientela | | | 552 | 655 | | | 437 | 691 Attività e passività relative ad altre imposte | 850 | 147 | 1.749 | 48 | 915 | 137 | 1.811 | 16 Altre | 1.938 | 3.776 | 827 | 3.593 | 1.399 | 3.210 | 917 | 3.236 | 3.662 | 4.011 | 5.049 | 4.449 | 5.637 | 3.393 | 5.579 | 4.096 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 €847 milioni, di cui €711 milioni correnti determinati dal versamento in ac- conto effettuato nel mese di dicembre (€755 milioni al 31 dicembre 2023, di cui €637 milioni correnti). Le altre attività comprendono: (i) i crediti acquistati relativi a detra- zioni fiscali, bonus, efficientamento energetico e simili per €1.210 milioni correnti (€812 milioni al 31 dicembre 2023) e €2.298 milioni non correnti (€2.247 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) attività verso un operatore italiano per €732 milioni in relazione all’accordo sulla ripartizione dei costi ambientali pregressi e futuri sostenuti da Eni per le attività svolte o in corso presso alcuni siti nazionali gestiti in passato congiuntamente dai due partner; (iii) il costo d’iscrizione del gas prepagato per effetto della clausola take-or-pay dei con- tratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di ritirare entro i prossimi 12 mesi per €3 milioni e oltre i 12 mesi per €295 milioni (oltre i 12 mesi per €307 milioni al 31 dicembre 2023); (iv) le posizioni di underlifting correnti del settore Exploration & Pro- duction di €318 milioni (€295 milioni al 31 dicembre 2023); (v) cre- diti non correnti per attività di disinvestimento di €144 milioni (€205 milioni al 31 dicembre 2023). 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 €486 milioni (€469 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) buoni carburanti elettronici prepaga- ti per €331 milioni (€292 milioni al 31 dicembre 2023); (iii) gli anticipi incassati dal cliente Engie SA a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica per €218 milioni (€275 milioni al 31 dicem- bre 2023), di cui correnti per €55 milioni (€56 milioni al 31 dicembre 2023); (iv) acconti e anticipi ricevuti da clienti a fronte di future forni- ture di gas per €65 milioni (€10 milioni al 31 dicembre 2023). I ricavi rilevati nell’esercizio a fronte di passività da contratti con la clientela in essere al 31 dicembre 2024 sono indicati alla nota n. 29 - Ricavi. Le passività relative ad altre imposte correnti riguardano accise e impo- ste di consumo per €895 milioni (€1.034 milioni al 31 dicembre 2023) e passività per Iva per €405 milioni (€326 milioni al 31 dicembre 2023). 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 €2.104 milioni (€2.040 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) il valore del gas prepaga- to dai clienti per effetto dell’attivazione della clausola di take-or-pay prevista dai relativi contratti di fornitura di lungo termine per €303 milioni i cui volumi sottostanti si prevede siano ritirati oltre i 12 mesi (entro i 12 mesi per €131 milioni e oltre i 12 mesi per €260 milioni al 31 dicembre 2023); (iii) il diritto protettivo del valore dell’investimento riconosciuto da Eni al fondo EIP, socio di minoranza di Plenitude, a seguito della sottoscrizione nel marzo 2024 di un aumento di capita- le riservato di €588 milioni, sotto forma di un impegno di riacquisto della partecipazione a un valore minimo che consenta al fondo di rimborsare i debiti finanziari contratti per l’operazione. Il valore d’i- scrizione della put è pari al valore attuale dell’impegno massimo di Eni di €392 milioni. La scadenza è nel 2027; (iv) passività per rica- vi e proventi anticipati di €315 milioni (€343 milioni al 31 dicembre 2023), di cui correnti per €194 milioni (€134 milioni al 31 dicembre 2023); (v) passività per posizioni di overlifting del settore Exploration & Production per €396 milioni (€312 milioni al 31 dicembre 2023); (vi) depositi cauzionali per €265 milioni (€286 milioni al 31 dicembre 2023), di cui ricevuti da clienti retail per la fornitura di gas ed energia elettrica per €207 milioni (€213 milioni al 31 dicembre 2023); (vii) passività per attività d’investimento per €96 milioni (€101 milioni al 31 dicembre 2023). I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 313 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 ---|---|---|---|---|---|---|--- 2024 | | | | | | | Valore iniziale netto | 1.111 | 37.421 | 4.588 | 1.568 | 9.682 | 1.929 | 56.299 Investimenti | 31 | 20 | 255 | 419 | 5.546 | 1.728 | 7.999 Capitalizzazione ammortamenti | | | | 28 | 260 | | 288 Ammortamenti(a) | (57) | (5.668) | (575) | | | | (6.300) Svalutazioni | (9) | (1.705) | (371) | | (669) | (382) | (3.136) Riprese di valore | | 107 | 92 | | 74 | 30 | 303 Radiazioni | | (1) | (1) | (414) | (5) | (1) | (422) Differenze di cambio da conversione | 1 | 2.071 | 49 | 91 | 554 | 8 | 2.774 Rilevazione iniziale e variazione stima | | 35 | 6 | (4) | 62 | (2) | 97 Variazione dell'area di consolidamento - Società entrate | 12 | 1.314 | 3 | 97 | 1.090 | 70 | 2.586 Variazione dell'area di consolidamento - Società uscite | (1) | (822) | (17) | (25) | (486) | | (1.351) Trasferimenti | 47 | 6.865 | 566 | (6) | (6.859) | (613) | Altre variazioni | 7 | (1.408) | (104) | (12) | 2.047 | 197 | 727 Valore finale netto | 1.142 | 38.229 | 4.491 | 1.742 | 11.296 | 2.964 | 59.864 Valore finale lordo | 4.412 | 139.117 | 33.226 | 1.742 | 14.589 | 5.490 | 198.576 Fondo ammortamento e svalutazione | 3.270 | 100.888 | 28.735 | | 3.293 | 2.526 | 138.712 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 (a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione. Gli investimenti comprendono la capitalizzazione di oneri finanziari per €220 milioni (€94 milioni nel 2023), riferiti al settore Exploration & Pro- duction per €173 milioni (€64 milioni nel 2023), determinati utilizzando un tasso d’interesse medio del 3,5% (3,0% al 31 dicembre 2023). Gli investimenti sono riferiti al settore Exploration & Production per €6.033 milioni (€7.108 milioni nel 2023). Gli investimenti per l’acquisto di immobili, impianti e macchinari da fornitori con i quali sono state negoziate dilazioni dei termini di pa- ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 314 gamento che hanno comportato la classificazione del debito come finanziario sono stati rilevati tra le Altre variazioni (€2.172 milioni). Gli investimenti sono analizzati per settore di attività alla nota n. 35 - Informazioni per settore di attività e per area geografica. 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 2023: (%) | ---|--- 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 US 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) pro- prietà Oil & Gas (€2.193 milioni) in Alaska e Congo il cui valore è stato allineato al prezzo di vendita nell’ambito del programma di razionaliz- zazione del portafoglio E&P, nonché in relazione a revisioni di riserve per proprietà petrolifere in Turkmenistan e giacimenti a gas in Italia; (ii) nella linea di business GGP (€180 milioni) l’impianto di Damietta in funzione delle assunzioni di ridotto utilizzo nel medio termine con- siderate l’indisponibilità di feedgas dell’Egitto. Nel lungo termine, l’im- pianto ha prospettive di utilizzo nell’ambito dell’accordo gas con Cipro ed Egitto che prevede l’esportazione delle riserve cipriote verso l’Euro- pa facendo leva sugli impianti di trattamento e liquefazione del gas di proprietà Eni in Egitto. La svalutazione assume un WACC post tax del 5,8% che si ridetermina in 9,85% pre-tax; (iii) investimenti di periodo di compliance e stay in business relativi a CGU del settore raffinazione e della chimica tradizionale svalutate in precedenti esercizi e delle quali è stata confermata l’assenza di prospettive di redditività (€439 milio- ni), nonché di un impianto di polietilene oggetto di chiusura a causa del peggioramento dello scenario petrolchimico. Tra il 2023 e il 2024 Eni ha svalutato la quasi totalità degli impianti petrolchimici legati al ciclo tradizionale a causa del deterioramento delle condizioni di mer- cato, dei costi energetici dell’industria europea più elevati rispetto alle altre geografie e della crescente pressione competitiva da parte di produttori con maggiore scala e minori costi di input. È stato definito un piano di trasformazione e di riconversione industriale del settore chimico Eni che farà leva sulle tecnologie proprietarie e sullo sviluppo della biochimica e della chimica da riciclo, che comporterà la ristrut- turazione dei siti tradizionali non più competitivi. Maggiori informa- zioni relative alle svalutazioni e riprese di valore del settore Oil & Gas sono indicate alla nota n. 15 - Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali e diritti di utilizzo beni in leasing. Varia- bilità dei risultati agli scenari di decarbonizzazione. Le differenze di cambio da conversione sono riferite ad imprese con- solidate con moneta funzionale dollaro USA per €2.770 milioni. La rilevazione iniziale e variazione stima comprende l’incremento dell’asset retirement cost delle attività materiali del settore Explo- ration & Production per effetto dell’incremento delle stime dei costi di abbandono, dell’avvio di nuovi progetti parzialmente compensato dall’incremento dei tassi di attualizzazione. La variazione dell’area di consolidamento – Società entrate è riferi- ta per €2.501 milioni all’acquisizione del 100% del gruppo Neptune Energy, con sede nel Regno Unito, attivo nell’attività di ricerca, svi- luppo e produzione di idrocarburi con asset prevalentemente a gas naturale, localizzati principalmente in Indonesia, Algeria, Regno Unito e Paesi Bassi. La variazione dell’area di consolidamento – Società uscite è riferita per €1.333 milioni all’operazione di business combination con Ithaca Energy Plc. Le altre variazioni comprendono la cessione degli asset oil&gas in Alaska per €940 milioni e la riclassifica ad attività destinate alla ven- dita di asset oil & gas in Congo per €389 milioni. I trasferimenti da immobilizzazioni in corso E&P a immobilizzazioni in esercizio hanno riguardato per €6.656 milioni la messa in servizio di pozzi, impianti e macchinari principalmente in Costa d’Avorio, Con- go, Italia, Messico, Egitto, Iraq, Emirati Arabi. Nell’ambito delle attività esplorative e di appraisal nel corso dell’eser- cizio sono state rilevate radiazioni per €414 milioni riguardanti i costi dei pozzi esplorativi in corso e completati in attesa di esito che nell’e- sercizio sono risultati/valutati d’insuccesso, relativi in particolare ad iniziative in Emirati Arabi, Egitto, Kazakhstan, Vietnam, Cipro e Libia. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 315 L’attività esplorativa e di appraisal è relativa per €1.662 milioni ai co- sti dei pozzi esplorativi sospesi in attesa d’esito e per €95 milioni ai costi dei pozzi in corso a fine esercizio. Di seguito i movimenti relativi ai pozzi sospesi in attesa d’esito: (€ milioni) | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|--- Costi dei pozzi esplorativi sospesi a inizio esercizio | 1.391 | 1.085 | 1.101 Incrementi per i quali è in corso la determinazione delle riserve certe | 485 | 834 | 547 Ammontari precedentemente capitalizzati e spesati nell'esercizio | (362) | (388) | (374) Riclassifica a pozzi di successo a seguito della determinazione delle riserve certe | (4) | (72) | (147) Cessioni | (7) | (3) | (2) Variazione dell'area di consolidamento | 76 | | (114) Differenze cambio da conversione | 83 | (40) | 65 Altre variazioni | | (25) | 9 Costi dei pozzi esplorativi sospesi a fine esercizio | 1.662 | 1.391 | 1.085 Di seguito le informazioni relative alla stratificazione dei pozzi sospesi in attesa dell’esito (“ageing”): | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|--- | | (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 | 253 | 4,4 | 417 | 7,9 | 216 | 5,0 \- da 1 a 3 anni | 604 | 11,3 | 347 | 6,1 | 246 | 4,9 \- oltre 3 anni | 805 | 18,2 | 627 | 14,5 | 623 | 13,9 | 1.662 | 33,9 | 1.391 | 28,5 | 1.085 | 23,8 Costi capitalizzati di pozzi sospesi | | | | | | \- progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mesi | 253 | 4,4 | 417 | 7,9 | 204 | 4,5 \- progetti per i quali l'attività di delineazione è in corso | 1.053 | 16,1 | 804 | 14,0 | 579 | 11,3 \- progetti con scoperte commerciali che procedono verso il sanzionamento | 356 | 13,4 | 170 | 6,6 | 302 | 8,0 | 1.662 | 33,9 | 1.391 | 28,5 | 1.085 | 23,8 I progetti che procedono verso il sanzionamento (€356 milioni) si rife- riscono a iniziative nei principali Paesi di presenza (Indonesia, Nigeria e Paesi Bassi). I costi dei progetti con pozzi perforati negli ultimi dodici mesi si riferi- scono a sei permessi per i quali sono tuttora in corso le valutazioni dei risultati del drilling eseguito. I costi dei pozzi relativi ai progetti con delineazione in corso si rife- riscono per circa €750 milioni a dodici permessi per i quali sono in corso studi e negoziazioni per consentire il passaggio alle fasi suc- cessive del progetto, mentre per il rimanente valore si riferiscono a cinque permessi in cui le attività di drilling sono in corso o sono pianificate nel prossimo futuro. Gli unproved mineral interest, compresi nelle immobilizzazioni in corso del settore Exploration & Production, accolgono il costo attribuito alle riserve unproved a seguito di business combination o il costo sostenuto in occasione dell’acquisto di titoli minerari e si analizzano come segue: (€ milioni) | Congo | Nigeria | Turkmenistan | USA | Algeria | Egitto | Emirati Arabi Uniti | Italia | Indonesia | Paesi Bassi | Totale ---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|--- 2024 | | | | | | | | | | | Valore iniziale | 429 | 924 | | 23 | 215 | 2 | 475 | 2 | 89 | | 2.159 Investimenti | | | | | | 15 | | | 709 | 120 | 844 Riprese di valore (svalutazioni) nette | (421) | | | 74 | | (5) | | | | | (352) Riclassifica a Proved Mineral Interest | | (2) | | (24) | (40) | (9) | (58) | | | | (133) Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | 8 | 59 | | 4 | 12 | | 28 | | 50 | | 161 Valore finale | 16 | 981 | | 77 | 187 | 3 | 445 | 2 | 848 | 120 | 2.679 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 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 316 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 €944 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 €1.287 milioni. Concluse con esito favorevole per Eni tutte le vicende giudiziarie relative a presun- ti reati di corruzione internazionale in merito all’assegnazione della licenza, l’arbitrato ICSID promosso da Eni nei confronti del Governo Federale della Nigeria per far valere il proprio diritto alla conversione della licenza esplorativa in titolo di sviluppo è stato sospeso d’intesa tra le parti per negoziare un accordo di sviluppo delle riserve del titolo minerario. La stima del valore recuperabile dell’asset nella prospetti- va di utilizzo economico conferma la tenuta del valore di libro. Il fondo svalutazione attività materiali ammonta a €22.205 milioni (€22.650 milioni al 31 dicembre 2023). Gli immobili, impianti e macchinari comprendono attività concesse in leasing operativo per €377 milioni riferiti, essenzialmente, a stazio- ni di servizio della linea di business Enilive. Sugli immobili, impianti e macchinari sono costituite garanzie reali per un valore nominale di €24 milioni (stesso ammontare al 31 di- cembre 2023) rilasciate a copertura del pagamento di accise. I contributi portati a decremento degli immobili, impianti e macchi- nari ammontano a €88 milioni (€91 milioni al 31 dicembre 2023). 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 ---|---|---|---|---|---|---|---|---|--- 2024 | | | | | | | | | Valore iniziale netto | 1.977 | 449 | 724 | 492 | 17 | 580 | 17 | 578 | 4.834 Incrementi | 630 | 294 | 690 | 59 | 53 | 52 | 19 | 317 | 2.114 Ammortamenti(a) | (146) | (342) | (391) | (79) | (22) | (132) | (14) | (73) | (1.199) Svalutazioni | | | (4) | (21) | (10) | | | (5) | (40) Differenze di cambio da conversione | 145 | 19 | 5 | (1) | | 7 | | 18 | 193 Variazione dell'area di consolidamento | | 38 | | | | 5 | 1 | (2) | 42 Altre variazioni | | (39) | (19) | 2 | (2) | (25) | (2) | (37) | (122) Valore finale netto | 2.606 | 419 | 1.005 | 452 | 36 | 487 | 21 | 796 | 5.822 Valore finale lordo | 3.217 | 1.235 | 2.095 | 873 | 97 | 1.067 | 57 | 1.049 | 9.690 Fondo ammortamento e svalutazione | 611 | 816 | 1.090 | 421 | 61 | 580 | 36 | 253 | 3.868 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 (a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione su attività materiali e immateriali. Il diritto di utilizzo beni in leasing “RoU” di €5.822 milioni è riferito principalmente: (i) al settore Exploration & Production per €4.266 milioni (€3.333 milioni al 31 dicembre 2023) 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 durata 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 e le locazioni di mez- RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 317 zi navali per le attività di shipping; (ii) alla linea di business Enilive per €519 milioni (€565 milioni al 31 dicembre 2023) e riguarda le concessioni autostradali, le locazioni di terreni, le locazioni di sta- zioni di servizio per le attività di commercializzazione dei prodotti petroliferi e il parco auto dedicato al business car sharing; (iii) al settore Corporate e Altre attività per €476 milioni (€515 milioni al 31 dicembre 2023) e riguarda principalmente i contratti di affitto di beni per l’attività di staff (immobili e informatica). Gli incrementi sono riferiti: (i) al settore Exploration & Production per €1.695 milioni e riguardano in particolare mezzi navali di produ- zione e stoccaggio (FPSO) per €630 milioni, mezzi navali e relative basi logistiche per trasporto Oil & Gas per €469 milioni, di cui €353 milioni della Eni Trade & Biofuels SpA e il noleggio di “rig” di perfo- razione per €294 milioni. I principali contratti riguardano asset in Costa d’Avorio, Congo e Italia; (ii) alla linea di business Enilive €91 milioni e riguardano in particolare nuovi contratti ed estensione di contratti esistenti relativi a concessioni autostradali, locazione terreni, locazione stazioni di servizio e al parco auto dedicato al business car sharing; (iii) al settore Corporate e Altre attività per €75 milioni e riguardano in particolare il rinnovo della flotta aerea di Servizi Aerei SpA per €53 milioni. 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 €329 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 €16 milioni. I principali esborsi futuri potenzialmente dovuti che non sono riflessi nella determinazione della passività per leasing sono re- lativi a opzioni di proroga o risoluzione in essere al 31 dicembre 2024 di: (i) contratti di asset a servizio del business upstream per €855 milioni; (ii) contratti di locazione di stazioni di servizio per le attività di commercializzazione dei prodotti petroliferi per €131 milioni; (iii) contratti di locazione di immobili ad uso uffici per €287 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 2024 | | | Valore iniziale | 1.128 | 4.208 | 5.336 Incrementi | | 2.109 | 2.109 Decrementi | (1.194) | (11) | (1.205) Differenze di cambio da conversione | 36 | 175 | 211 Variazione dell'area di consolidamento | 35 | 15 | 50 Altre variazioni | 1.274 | (1.322) | (48) Valore finale | 1.279 | 5.174 | 6.453 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 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 318 La passività per beni in leasing è riferibile per €616 milioni (€480 mi- lioni al 31 dicembre 2023) 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 paga- menti per il rimborso della quota capitale della passività per beni in lea- sing per €1.205 milioni; (ii) gli interessi passivi pagati per €305 milioni. La passività per beni in leasing è denominata in dollari USA per €4.510 milioni e in euro per €1.723 milioni (rispettivamente, €3.573 milioni e €1.608 milioni al 31 dicembre 2023). 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. Gli ammontari rilevati nel conto economico si analizzano come segue: (€ milioni) | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|--- Altri ricavi e proventi | | | \- proventi da remeasurement delle passività per beni in leasing | 14 | 17 | 6 | 14 | 17 | 6 Acquisti, prestazioni e costi diversi | | | \- oneri da remeasurement delle passività per beni in leasing | 3 | 3 | 1 \- leasing di breve durata | 81 | 59 | 113 \- leasing di modico valore | 37 | 37 | 27 \- canoni di leasing variabili non inclusi nelle passività per beni in leasing | 22 | 20 | 14 \- incrementi per lavori interni - attività materiali | (5) | (5) | (5) | 138 | 114 | 150 Ammortamenti, svalutazioni nette e radiazioni | | | \- ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing | 1.199 | 973 | 1.013 \- capitalizzazioni ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing ad attività materiali e immateriali | (277) | (199) | (186) \- svalutazioni diritto di utilizzo beni in leasing | 40 | 41 | 18 \- riprese di valore diritto di utilizzo beni in leasing | (4) | (5) | (14) \- radiazioni diritto di utilizzo beni in leasing | 3 | | | 961 | 810 | 831 Proventi (oneri) finanziari | | | \- interessi passivi su passività per beni in leasing | (314) | (267) | (315) \- oneri finanziari su passività per beni in leasing imputati ad attività materiali | 17 | 11 | 8 \- differenze di cambio nette su passività per beni in leasing | (36) | 19 | (4) | (333) | (237) | (311) RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 319 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 2024 | | | | | | | Valore iniziale netto | 663 | 450 | 2.107 | 3.220 | 3.133 | 26 | 6.379 Investimenti | 14 | 31 | 441 | 486 | | | 486 Capitalizzazione ammortamenti | | | 4 | 4 | | | 4 Ammortamenti(a) | (6) | (98) | (289) | (393) | | | (393) Svalutazioni | (10) | | (12) | (22) | (9) | | (31) Radiazioni | (153) | | (2) | (155) | | | (155) Variazione dell'area di consolidamento | | | 73 | 73 | 36 | | 109 Differenze di cambio da conversione | 31 | | 12 | 43 | | | 43 Altre variazioni | (5) | 14 | (24) | (15) | 7 | | (8) Valore finale netto | 534 | 397 | 2.310 | 3.241 | 3.167 | 26 | 6.434 Valore finale lordo | 1.197 | 2.166 | 5.190 | 8.553 | | | Fondo ammortamento e svalutazione | 663 | 1.769 | 2.880 | 5.312 | | | 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 | | | (a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione. 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 unpro- ved i cui costi sono sospesi in attesa dell’esito dell’attività esplora- tiva o fintantoché è confermato il committment del management nell’iniziativa. Gli investimenti dell’anno riguardano bonus di firma relativi a nuovi acreage esplorativi principalmente in Costa d’Avorio. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 320 L’analisi dei diritti e potenziale esplorativo per tipologia di attività è la seguente: (€ milioni) | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- Diritti esplorativi proved | 79 | 91 Diritti esplorativi unproved | 455 | 572 | 534 | 663 I diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell’ingegno riguardano essenzialmente costi di acquisizione e di sviluppo interno di software, diritti di utilizzazione di processi pro- duttivi e diritti di utilizzazione di software. Le radiazioni dei diritti e potenziale esplorativo di €153 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 €50 milioni le acquisizioni di attività rinnovabili effettuate in Spagna da Plenitude; (ii) per €23 mi- lioni l’acquisizione del 100% delle società Atenoil con sede in Spagna, che operano nel settore delle stazioni di servizio con 21 punti vendita nelle regioni di Madrid, Andalusia e Castiglia-La Mancia. Le altre attività immateriali riguardano: (i) concessioni, licenze e marchi e diritti simili per €1.154 milioni (€1.148 milioni al 31 dicem- bre 2023) di cui €898 milioni relativi alla linea di business Plenitude essenzialmente per attività connesse a fonti di energia rinnovabili (€879 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) attività per acquisizione di clientela della linea di business Plenitude di €412 milioni (€393 mi- lioni al 31 dicembre 2023); (iii) customer relationship per €84 mi- lioni rilevati a seguito dell’acquisizione del gruppo Finproject (€92 milioni al 31 dicembre 2023). I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli e sono rimasti invariati rispetto all’esercizio 2023: (%) | ---|--- 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 Il saldo finale della voce goodwill è al netto di svalutazioni cumulate per un totale di €2.692 milioni. I l goodwill per settore di attività e linea di business si analizza come segue: (€ milioni) | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- Plenitude | 2.916 | 2.909 Enilive | 121 | 100 Chimica | 117 | 112 Altri | 13 | 12 | 3.167 | 3.133 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 321 La variazione dell’area di consolidamento relativa al goodwill è rife- rita: (i) per €28 milioni all’acquisizione delle società Atenoil; (ii) per €5 milioni all’acquisizione effettuate nell’ambito delle attività retail di Plenitude. I contributi portati a decremento delle attività immateriali ammon- tano a €37 milioni (€28 milioni al 31 dicembre 2023). 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. Il goodwill allocato al business retail di gas naturale ed energia elet- trica è pari a €1.220 milioni ed è stato sottoposto a test di recupera- bilità creando un’unica CGU che copre tutti i mercati europei in cui Plenitude svolge le proprie attività retail, considerando l’esistenza 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, compreso l’am- montare del goodwill allocato, è stata verificata mediante confron- to 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 periodo pari a zero, invariato rispetto al 2023\. I flussi di cassa sono stati attualiz- zati al WACC post-tax dell’attività retail rettificato per il rischio dei Paesi di operatività, compresi in un intorno del 4,4-4,7%, corrispon- denti ad un range tra il 5,6% e il 6,4% pre-tax. Non vi sono ipotesi ra- zionali di variazione del tasso di sconto, del tasso di crescita, della redditività o dei volumi che comportino l’azzeramento dell’headro- om di circa €6 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 com- prende un goodwill di €978 milioni relativo alle operazioni di business combination eseguite in Italia e nei principali mercati europei di ope- ratività (Spagna, Francia e Grecia). 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 goodwill è stata valutata con rife- rimento al complesso delle CGU. 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 coin- cide con la vita economico tecnica degli impianti utilizzando flussi di cassa normalizzati. I flussi di cassa sono stati determinati sulla base di previsioni di prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica stimate dal management, differenziate per area geografica; per l’Italia è stato assunto un prezzo medio di circa 120 €/Kwh nel quadriennio e di cir- ca €100-110 nel lungo termine. I flussi di cassa sono stati attualizzati a WACC compresi tra il 5,2% e l’8,8%, corrispondenti ad un range tra il 6,7% e l’11% pre-tax. Tale test conferma la recuperabilità dei valori di libro compreso il goodwill allocato. L’headroom di circa €352 milioni si azzera in caso di incremento medio di 0,8% del WACC o di una riduzione dei prezzi dell’energia elettrica di circa l’8%. Il goodwill della linea di business Plenitude relativo all’attività mobili- tà elettrica pari a €718 milioni è riferito all’acquisizione avvenuta nel 2021 del 100% di Be Power SpA che tramite la controllata Be Char- ge è il secondo operatore italiano nel segmento delle infrastrutture 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 delle proiezioni dei flussi di cassa espliciti per 10 anni e, successivamente, proiezioni basate sul metodo della perpetuity dell’ultimo anno normalizzato, utilizzando un tasso di crescita in termini nominali rischiato rispetto alle proiezioni sullo sviluppo del mercato dei veicoli elettrici fornite da primari provider di mercato. I flussi di cassa sono stati attualizzati al WACC del 12%, corrispondenti al 14,2% pre-tax. Tale test conferma la recuperabilità dei valori di libro compreso il goodwill allocato. L’headroom di circa €384 milioni si azzera in caso di incremento di 1,7% del WACC o di un sostanziale azzeramento del tasso di crescita. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 322 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 del settore 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, i volumi di riserve che saranno effettiva- mente recuperati, il timing e i costi di decommissioning. Inoltre, la recuperabilità dei valori iscritti dipende dal continuo committment della Direzione nella prosecuzione delle attività di sviluppo e dalle decisioni di capital allocation. La previsione dei prezzi degli idrocar- buri incorpora le aspettative della Direzione sull’andamento della do- manda e dell’offerta petrolifera nel medio-lungo termine, basata su assunzioni in merito a numerose variabili quali: la crescita macroe- conomica, l’evoluzione delle preferenze dei consumatori e del quadro normativo/politico degli Stati in materia di tutela dell’ambiente e con- trasto al cambiamento climatico, il ritmo della transizione energeti- ca, il ruolo delle tecnologie, nonché i piani produttivi delle compagnie petrolifere indipendenti e il ruolo dell’alleanza dei produttori dell’O- PEC+. Le previsioni di prezzo dell’Eni sono oggetto di benchmark con le view di banche d’affari e dei consulenti energetici. Di seguito le principali assunzioni di prezzo Eni per la valutazione di recuperabilità degli asset Oil & Gas, espressi in moneta reale 2023 per comparabilità con lo scenario IEA: | Valori | Valori in moneta reale 2023 ---|---|--- | nominali | 2025 | 2025 | 2028 | 2030 | 2040 | 2050 Petrolio Brent $/bbl | 75 | 65 | 68 | 69 | 59 | 49 Prezzo del gas naturale TTF $/mmBtu | 13 | 10 | 9 | 7 | 6,6 | 6,3 Tale scenario non si discosta in misura significativa rispetto a quello adottato nel bilancio precedente. I prezzi effettivi utilizzati nella de- terminazione dei ricavi futuri delle proprietà Oil & Gas nella verifica di recuperabilità sono derivati dai principali benchmark applicando appropriati differenziali di prezzo stimati dal management per consi- derare fattori quali le differenti qualità dei greggi, gli specifici mecca- nismi di indicizzazione e andamenti regionali dei prezzi. Il tasso di attualizzazione dei flussi di cassa futuri delle CGU è stato 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 rendi- menti di lungo termine dello S&P500, sia un premio addizionale che considera l’esposizione ai rischi operativi dei Paesi di attività e i ri- schi della transizione energetica. Per le valutazioni del 2024, è stato stimato un costo del capitale di Gruppo di circa il 6%, in leggera riduzione rispetto al 2023 per effetto della riduzione dei parametri di mercato (premio per il rischio equity e rendimenti attivi 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 proprietà petrolifere in Congo e Alaska i cui valori contabili sono stati allineati ai prezzi di vendi- ta (rispettivamente €1.077 milioni e €803 milioni) nell’ambito di un ribilanciamento del portafoglio E&P con revisione delle priorità di spesa diminuendo l’impegno nelle future fasi di sviluppo di asset marginali e maggiore focus sui progetti “core” in coerenza con la strategia. Inoltre, sono state registrate minori svalutazioni per re- visione riserve di giacimenti in Italia e in Turkmenistan (rispettiva- mente €213 milioni e €88 milioni). Nel complesso il valore d’uso delle proprietà Oil & Gas stimato allo scenario e ai tassi di attualizzazione Eni esprime un headroom (diffe- renza tra il valore d’uso e i valori di libro) pari a circa il 68% 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 car- bonio nell’ambito della strategia di compensazione delle emissioni delle attività Oil & Gas, attraverso crediti di carbonio generati da “na- tural and technological based solutions”. Nel calcolo sono inclusi gli asset di tutte le società consolidate, delle joint ventures e collegate. Sono esclusi le attività di Vår Energi ASA, Azule Energy Holdings Ltd e Ithaca Energy Plc. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 323 Considerata la soggettività delle assunzioni sottostanti la stima del valore d’uso, il management ha elaborato le seguenti analisi di sensitività dei valori degli asset Oil & Gas a differenti scenari rispetto al caso base: (i) il primo scenario prevede un taglio lineare del 10% dei prezzi degli idrocarburi in tutti gli anni delle proiezioni di flussi di cassa; (ii) il secondo scenario prevede l’incremento di un punto percentuale del WACC adjusted in ciascun Paese di atti- vità; (iii) il terzo scenario assume le proiezioni di prezzi degli idro- carburi e di costi della CO 2 dello scenario di decarbonizzazione Net Zero Emission 2050 (NZE 2050) elaborato dalla IEA dal 2030 in poi, integrate per gli anni antecedenti non coperti dalle proiezio- ni IEA, dalle previsioni di prezzo dello scenario Eni del piano qua- driennale approvato dalla Direzione e successiva interpolazione lineare fino al 2030. Il valore d’uso complessivo delle proprietà Oil & Gas calcolato utiliz- zando i vari scenari di stress test evidenzia un margine “headroom” rispetto 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 poten- ziali 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 2023 | Costi CO deducibili | € miliardi | Prezzo | Prezzo | Costo CO | 2 | | Brent | gas europeo | 2 Scenario Eni | 68% | | 49 $/bbl | 6,3 $/mmBTU | Proiezioni costi CO2 EU/ETS + | | | | | previsione costi di forestry Haircut del 10% prezzi scenario Eni | 51% | (0,8) | | | Proiezioni costi CO2 EU/ETS + | | | | | previsione costi di forestry Scenario Eni con incremento WACC +1% | 60% | (0,1) | | | Proiezioni costi CO2 EU/ETS + | | | | | previsione costi di forestry Scenario IEA NZE 2050 | 10% | (6,2) | 25 $/bbl | 4 $/mmBTU | 250-180$ per tonnellata di CO(a) | | | | | 2 (a) 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- ficatvi delle immobilizzazioni materiali (rispettivamente €547 milioni e €862 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. Anche le bioraffineria (iscritte con un valore di €876 milioni) non sono comprese nell’ambito dello stress test poiché non esposte al rischio di transizione. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 324 16 Partecipazioni PARTECIPAZIONI VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO | 2024 | 2023 ---|---|--- (€ 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 | 53 | 8.250 | 4.327 | 12.630 | 50 | 7.065 | 4.977 | 12.092 Acquisizioni e sottoscrizioni | 35 | 450 | 242 | 727 | 3 | 1.024 | 186 | 1.213 Cessioni e rimborsi | (2) | (291) | (33) | (326) | | | | Incremento per effetto del risultato | 5 | 795 | 402 | 1.202 | 4 | 818 | 800 | 1.622 Decremento per effetto del risultato | (12) | (123) | (181) | (316) | (3) | (149) | (129) | (281) Decremento per dividendi | (3) | (655) | (1.094) | (1.752) | (1) | (939) | (1.060) | (2.000) Variazione dell'area di consolidamento | 8 | 635 | 7 | 650 | 3 | 13 | (227) | (211) Differenze di cambio da conversione | | 461 | 206 | 667 | (2) | (244) | (166) | (412) Altre variazioni | (2) | (73) | 743 | 668 | (1) | 662 | (54) | 607 Valore finale | 82 | 9.449 | 4.619 | 14.150 | 53 | 8.250 | 4.327 | 12.630 Le acquisizioni e sottoscrizioni riguardano: (i) per €212 milioni l’acquisizione nella linea di business Plenitude di partecipazioni nelle società 2023 Sol IX Llc (Eni 73,59%) e 2022 Sol VII Llc (Eni 75,26%) titolari di impianti fotovoltaici operativi negli Stati Uniti, della capacità complessiva installata di 0,38 GW in quota Plenitu- de; (ii) per €160 milioni la sottoscrizione dell’aumento di capitale di QatarEnergy LNG NFE (5) (Eni 25%) che partecipa con una quo- ta del 12,5% nel progetto North Field East (NFE) assicurando a Eni una quota del 3,125% nel megaprogetto del Qatar per lo sviluppo dell’LNG; (iii) per €90 milioni la sottoscrizione dell’aumento di ca- pitale 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; (iv) per €69 milioni la sottoscrizione per costituzione di Mangistau Power BV (Eni 51%) e di Mangistau Renewables BV (Eni 51%); (v) per €64 milioni la sottoscrizione per costituzione da parte di Enilive SpA di partecipazioni in impianti di bioraffinazio- ne in fase di costruzione in Corea del Sud (LG-Eni BioRefining Co Ltd – Eni 49%) e in Malesia (Pengerang Biorefinery Sdn Bhd \- Eni 47,5%) in joint venture con operatori locali; (vi) per €34 milioni la sottoscrizione dell’aumento di capitale di Lotte Versalis Elasto- mers Co Ltd (Eni 50%). Le cessioni e rimborsi riguardano: (i) per €227 milioni la cessione di circa il 10% del capitale sociale di Saipem SpA avvenuta attra- verso un processo di accelerated bookbuilding rivolto ad investi- tori istituzionali; (ii) per €64 milioni il rimborso di capitale da parte di E&E Algeria Touat BV. Gli incrementi per effetto del risultato sono riferiti essenzialmente a: (i) Azule Energy Holdings Ltd per €602 milioni; (ii) Vår Energi ASA per €259 milioni; (iii) ADNOC Global Trading Ltd per €113 mi- lioni; (iv) Saipem SpA per €75 milioni; (v) SeaCorridor Srl per €45 milioni; (vi) E&E Algeria Touat BV per €40 milioni. I decrementi per effetto del risultato sono riferiti a: (i) St. Bernard Renewables Llc per €45 milioni; (ii) Vårgrønn AS per €37 milioni; (iii) Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) per €32 milioni. Il decremento per dividendi è riferito a: (i) Vår Energi ASA per €627 milioni; (ii) Azule Energy Holdings Ltd per €427 milioni; (iii) Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) per €269 milioni; (iv) Cardón IV SA per €106 milioni; (v) ADNOC Global Trading Ltd per €102 milioni; (vi) SeaCorridor Srl per €95 milioni; (vii) Ithaca Ener- gy Plc per €69 milioni. La variazione dell’area di consolidamento è riferita per €632 mi- lioni alla joint venture E&E Algeria Touat BV (Eni 54%) a seguito dell’entrata nell’area di consolidamento per acquisizione del grup- po Neptune Energy. Le altre variazioni comprendono la rilevazione iniziale al fair value della collegata Ithaca Energy Plc (quota Eni 37,17%) per €788 mi- lioni a seguito della business combination descritta nella nota n. 5 - Business combination e altre transazioni significative. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 325 Il valore netto delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto riguarda le seguenti imprese: | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- | Valore | % | Valore | % (€ milioni) | contabile | di partecipazione | contabile | di partecipazione Imprese controllate: | | | | \- Altre | 82 | | 53 | | 82 | | 53 | Imprese in joint venture: | | | | \- Azule Energy Holdings Ltd | 5.211 | 50,00 | 4.750 | 50,00 \- St. Bernard Renewables Llc | 806 | 50,00 | 829 | 50,00 \- E&E Algeria Touat BV | 646 | 54,00 | | \- Saipem SpA | 528 | 21,61 | 722 | 31,20 \- SeaCorridor Srl | 485 | 50,10 | 530 | 50,10 \- Vårgrønn AS | 406 | 65,00 | 336 | 65,00 \- Mozambique Rovuma Venture SpA | 382 | 35,71 | 343 | 35,71 \- Cardón IV SA | 351 | 50,00 | 443 | 50,00 \- 2023 Sol IX Llc | 149 | 73,59 | | \- GreenIT SpA | 111 | 51,00 | 92 | 51,00 \- Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | 61 | 50,00 | 43 | 50,00 \- 2022 Sol VII Llc | 61 | 75,26 | | \- Mangistau Power BV | 51 | 51,00 | | \- Hergo Renewables SpA | 33 | 65,00 | 32 | 65,00 \- LabAnalysis Environmental Scienze Srl | 26 | 30,00 | 25 | 30,00 \- Mangistau Renewables BV | 21 | 51,00 | | \- Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA | 18 | 70,00 | 21 | 70,00 \- Altre | 103 | | 84 | | 9.449 | | 8.250 | Imprese collegate: | | | | \- Abu Dhabi Oil Refining Company (Takreer) | 2.275 | 20,00 | 2.434 | 20,00 \- Ithaca Energy Plc | 725 | 37,17 | | \- QatarEnergy LNG NFE (5) | 633 | 25,00 | 439 | 25,00 \- Coral FLNG SA | 231 | 25,00 | 239 | 25,00 \- ADNOC Global Trading Ltd | 165 | 20,00 | 145 | 20,00 \- United Gas Derivatives Co | 79 | 33,33 | 81 | 33,33 \- Novis Renewables Holdings Llc | 74 | 49,00 | 70 | 49,00 \- Bluebell Solar Class A Holdings II Llc | 72 | 99,00 | 70 | 99,00 \- LG-Eni BioRefining Co Ltd | 56 | 49,00 | | \- Vår Energi ASA | | 63,04 | 447 | 63,04 \- Altre | 309 | | 402 | | 4.619 | | 4.327 | | 14.150 | | 12.630 | ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 326 Il valore di carico della partecipazione Vår Energi ASA è pari a zero in re- lazione all’applicazione del metodo del patrimonio netto che comprende, tra l’altro, la rilevazione dei dividendi distribuiti. Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto sono analiz- zate per settore di attività alla nota n. 35 \- Informazioni per settore di attivi- tà e per area geografica. Al 31 dicembre 2024 i valori di libro e di mercato della Saipem SpA, della Vår Energi ASA e della Ithaca Energy Plc, società quotate in borsa partecipate da Eni e valutate ad equity, sono i seguenti: | Saipem SpA | Vår Energi ASA | Ithaca Energy Plc ---|---|---|--- Numero di azioni ordinarie | 422.920.192 | 1.573.713.749 | 614.678.516 % di partecipazione | 21,61 | 63,04 | 37,17 Prezzo delle azioni (€) | 2,509 | 2,994 | 1,331 Valore di mercato (€ milioni) | 1.061 | 4.712 | 818 Valore di libro (€ milioni) | 528 | | 725 Differenza valore di mercato e valore di libro (€ milioni) | 533 | 4.712 | 93 Al 31 dicembre 2024 la capitalizzazione di borsa del titolo Saipem è superiore al valore di libro della partecipazione, pertanto non è stato eseguito un impairment test. Il valore di carico è allineato alla corrispondente frazione del patrimonio netto contabile della partecipata, al netto della quota ascrivibile all’emissione di obbli- gazioni convertibili. Il valore di libro della St. Bernard Renewables Llc comprende la rilevazione di un goodwill di €19 milioni confermato dall’alloca- zione definitiva del prezzo d’acquisto completata al 30 giugno 2024. Le ulteriori informazioni richieste sulle partecipazioni sono indica- te alla nota n. 37 \- Altre informazioni sulle partecipazioni. Altre partecipazioni (€ milioni) | 2024 | 2023 ---|---|--- Valore iniziale | 1.256 | 1.202 Acquisizioni e sottoscrizioni | 71 | 102 Valutazione al fair value con effetto a OCI | 62 | 45 Differenze di cambio da conversione | 56 | (28) Altre variazioni | (50) | (65) Valore finale | 1.395 | 1.256 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 tecnica 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 rappresentativi della futura profittabilità delle partecipate, determinati sulla base dei piani aziendali e rettificati, ove opportuno, per tener conto delle ipotesi che sarebbero considerate da operatori di mercato; (ii) il co- sto del capitale (pari al 7,4%), rettificato per tener conto del rischio Paese specifico in cui si svolgono le attività intraprese dalle parte- cipate. Variazioni dell’1% del costo del capitale considerato 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 2024 include: RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 327 17 Altre attività finanziarie | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- (€ milioni) | Correnti | Non correnti | Correnti | Non correnti Crediti finanziari strumentali all’attività operativa a lungo termine | 1 | 1.044 | 34 | 2.240 Crediti finanziari strumentali all’attività operativa a breve termine | | | 7 | | 1 | 1.044 | 41 | 2.240 Crediti finanziari a lungo termine | 44 | 2.109 | | Crediti finanziari a breve termine | 1.040 | | 855 | | 1.084 | 2.109 | 855 | | 1.085 | 3.153 | 896 | 2.240 Titoli strumentali all’attività operativa | | 62 | | 61 Totale al netto del fondo svalutazione | 1.085 | 3.215 | 896 | 2.301 I crediti finanziari sono esposti al netto del fondo svalutazione che si analizza come segue: (€ milioni) | 2024 | 2023 ---|---|--- Valore iniziale | 383 | 391 Accantonamenti | 26 | 15 Rilasci | (3) | (9) Differenze di cambio da conversione | 24 | (13) Altre variazioni | (3) | (1) Valore finale | 427 | 383 I crediti finanziari strumentali all’attività operativa riguardano finan- ziamenti concessi principalmente dal settore Exploration & Pro- duction (€994 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 finanzia- te. L’esposizione maggiore è nei confronti della Coral FLNG SA (Eni 25%) per €522 milioni (€453 milioni al 31 dicembre 2023), che ha re- alizzato l’impianto galleggiante di liquefazione del gas nel permesso dell’Area 4 in Mozambico. I crediti finanziari strumentali all’attività operativa con scadenza ol- tre i 5 anni ammontano a €214 milioni (€149 milioni al 31 dicembre 2023). Il fair value dei crediti finanziari strumentali all’attività operativa non correnti ammonta a €1.044 milioni ed è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra 1,7% e 4,8% (1,9% e 5,2% al 31 dicembre 2023). 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 riguardano: (i) per €1.769 milioni il credito verso la Mozambique Rovuma Venture SpA (Eni 35,71%) impegnata nello svi- luppo delle riserve di gas naturale del giacimento Coral South e nelle attività di pre-sviluppo della scoperta Mamba nell’Area 4 dell’offshore del Mozambico che dal 1° gennaio 2024 è stato riclassificato da cre- dito finanziario strumentale all’attività operativa a credito finanziario in considerazione dell’esposizione al solo rischio finanziario di con- troparte (€1.339 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) per €937 milioni (€712 milioni al 31 dicembre 2023) depositi vincolati a garanzia di operazioni su contratti derivati riferiti alla linea di business Global Gas & LNG Portfolio per €907 milioni (€677 milioni al 31 dicembre 2023). I crediti finanziari sono denominati in dollari USA per €3.351 milioni e in euro per €855 milioni (rispettivamente, €2.503 milioni e €630 milioni al 31 dicembre 2023). Titoli per €11 milioni (€19 milioni al 31 dicembre 2023) sono vincolati a garanzia del cauzionamento bombole del gas sulla base di norme di legge italiane. (i) la Nigeria LNG Ltd per €690 milioni (€642 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) la Saudi European Petrochemical Co ‘IBN ZAHR’ per €127 milioni (€121 milioni al 31 dicembre 2023); (iii) la Darwin LNG Pty Ltd per €96 milioni (€78 milioni al 31 dicembre 2023). Le partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto, col- legate e rilevanti al 31 dicembre 2024 sono indicate nell’allegato “Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2024” che costituisce parte integrante delle presenti note. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 328 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 | 11 | 12 | 11 | da 0 a 2,65 | dal 2025 al 2031 | Baa3 | BBB Altri(a) | 33 | 33 | 33 | da 0,01 a 5,0 | dal 2025 al 2029 | da Aa1 a Baa2 | da AA+ a BBB- Tasso variabile | | | | | | | Italia | 15 | 15 | 15 | da 3,56 a 4,01 | dal 2025 al 2029 | Baa3 | BBB Totale Stati Sovrani | 59 | 60 | 59 | | | | Altri istituti finanziari | | | | | | | Banca Europea per gli investimenti | 3 | 3 | 3 | 3,75 | dal 2025 al 2026 | Aaa | AAA Totale | 62 | 63 | 62 | | | | (a) Di importo unitario inferiore a €10 milioni. I titoli in portafoglio che scadono entro cinque anni ammontano a €57 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. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 329 18 Debiti commerciali e altri debiti (€ milioni) | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- Debiti commerciali | 15.170 | 14.231 Acconti e anticipi da partner per attività di esplorazione e produzione | 767 | 717 Debiti verso fornitori per attività di investimento | 1.939 | 2.335 Debiti verso partner per attività di esplorazione e produzione | 1.377 | 1.215 Debiti verso altri | 2.839 | 2.156 | 22.092 | 20.654 L’incremento dei debiti commerciali di €939 milioni è riferito al settore Global Gas & LNG Portfolio e Power per €830 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 €1.129 milioni (€728 milioni al 31 di- cembre 2023); (ii) debiti verso il personale per €268 milioni (€287 milioni al 31 dicembre 2023); (iii) gli importi ancora dovuti per l’attivazione della clausola take-or-pay dei contratti di fornitura long-term di €199 milioni (€187 milioni al 31 dicembre 2023); (iv) debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale per €120 milioni (€110 milioni al 31 dicembre 2023). I debiti commerciali e altri debiti sono denominati in euro per €11.487 milioni e in dollari USA per €10.047 milioni (rispettivamente, €10.200 milioni e €10.421 milioni al 31 dicembre 2023). La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti non pro- duce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercor- rente 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 | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- | | 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 | 2.941 | 269 | 921 | 4.131 | 2.810 | 600 | 1.116 | 4.526 Obbligazioni ordinarie | | 2.695 | 19.641 | 22.336 | | 1.956 | 19.535 | 21.491 Obbligazioni convertibili sustainability-linked | | 9 | 928 | 937 | | 9 | 917 | 926 Altri finanziatori | 1.297 | 1.609 | 80 | 2.986 | 1.282 | 356 | 148 | 1.786 | 4.238 | 4.582 | 21.570 | 30.390 | 4.092 | 2.921 | 21.716 | 28.729 L’incremento delle passività finanziarie di €1.661 milioni è dettagliato nella tabella “Variazioni delle passività finanziarie derivanti da attività di finanziamento” riportata alla fine della presente nota. Al 31 dicembre 2024 le passività finanziarie con banche comprendono €300 milioni (€701 milioni al 31 dicembre 2023) di contratti di finanzia- mento sustainability-linked, che prevedono un meccanismo di aggiu- stamento del costo del finanziamento collegato al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità, che sono indicati nel commento dei prestiti obbligazionari. Gli altri finanziatori comprendono Supplier Finance Arrangement (SFA) come segue: | Supplier finance | Quote a breve termine | Supplier finance | ---|---|---|---|--- | arrangement | di Supplier finance | arrangement | | a lungo termine | arrangement | a breve termine | Totale Valore al 31.12.2023 | 92 | 355 | 538 | 985 Variazioni monetarie | | (412) | (432) | (844) Incrementi non monetari | 451 | 1.013 | 775 | 2.239 Differenze di cambio da conversione e da allineamento | 2 | 67 | 25 | 94 Altre variazioni non monetarie | (519) | 581 | 32 | 94 Valore al 31.12.2024 | 26 | 1.604 | 938 | 2.568 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 330 Il range dei termini di pagamento per le passività finanziarie che ri- entrano nel perimetro dei SFA sono compresi tra 145 e 410 giorni confrontato con i termini di altri debiti commerciali comparabili non rientranti nell’accordo che sono compresi tra 30 e 60 giorni. Eni for- malmente non ha informazioni sul timing di regolamento operato dalla banca ai fornitori. Le principali operazioni rientranti negli accor- di di SFA riguardano principalmente: (i) la costruzione nell’ambito del progetto Congo della nave di produzione di GNL galleggiante “FLNG” Nguya, che consentirà di incrementare la capacità di liquefazione del progetto fino a 3 MTPA dagli attuali 0,6 MTPA, (ii) l’avanzamento del progetto Baleine Fase II nell’offshore della Costa d’Avorio; (iii) instal- lazioni produttive nell’offshore del Messico (Area 1). 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 accordi preve- dono la facoltà per la Banca Europea per gli Investimenti di richiedere garanzie alternative accettabili per la stessa Banca. Al 31 dicembre 2024 e al 31 dicembre 2023 i debiti finanziari soggetti a queste clau- sole restrittive ammontavano rispettivamente a €613 milioni e a €732 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 2024 il programma risulta utilizzato per €15,3 miliardi. 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 | 23 | 1.273 | EUR | 2033 | 4,250 Eni SpA | 1.200 | 14 | 1.214 | EUR | 2025 | 3,750 Eni SpA | 1.000 | 60 | 1.060 | EUR | 2029 | 3,625 Eni SpA | 1.000 | 26 | 1.026 | EUR | 2034 | 3,875 Eni SpA | 1.000 | 13 | 1.013 | EUR | 2026 | 1,500 Eni SpA | 1.000 | 11 | 1.011 | EUR | 2031 | 2,000 Eni SpA | 1.000 | 5 | 1.005 | EUR | 2026 | 1,250 Eni SpA | 1.000 | 4 | 1.004 | EUR | 2030 | 0,625 Eni SpA | 800 | 4 | 804 | EUR | 2028 | 1,625 Eni SpA | 750 | 9 | 759 | EUR | 2027 | 1,500 Eni SpA | 750 | (3) | 747 | EUR | 2034 | 1,000 Eni SpA | 722 | 9 | 731 | USD | 2027 | variabile Eni SpA | 650 | 5 | 655 | EUR | 2025 | 1,000 Eni SpA | 600 | (1) | 599 | EUR | 2028 | 1,125 Eni SpA | 500 | 4 | 504 | EUR | 2025 | 1,275 Eni SpA | 100 | 4 | 104 | EUR | 2028 | 5,441 Eni SpA | 75 | 1 | 76 | EUR | 2043 | 3,875 Eni SpA | 70 | 1 | 71 | EUR | 2032 | 4,000 Eni SpA | 50 | 1 | 51 | EUR | 2031 | 4,800 Eni SpA - Sustainability-linked | 1.000 | | 1.000 | EUR | 2028 | 0,375 Eni SpA - Sustainability-linked | 750 | 15 | 765 | EUR | 2027 | 3,625 | 15.267 | 205 | 15.472 | | | Altri prestiti obbligazionari | | | | | | Eni SpA | 1.202 | (20) | 1.182 | USD | 2054 | 5,950 Eni SpA | 962 | 8 | 970 | USD | 2028 | 4,750 Eni SpA | 962 | 2 | 964 | USD | 2029 | 4,250 Eni SpA | 962 | (3) | 959 | USD | 2034 | 5,500 Eni SpA | 337 | 1 | 338 | USD | 2040 | 5,700 Eni USA Inc | 385 | 2 | 387 | USD | 2027 | 7,300 Eni SpA - Sustainability-linked - Retail | 2.000 | 64 | 2.064 | EUR | 2028 | 4,300 | 6.810 | 54 | 6.864 | | | | 22.077 | 259 | 22.336 | | | RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 331 Nell’anno sono state emesse nuove obbligazioni ordinarie in euro da parte di Eni SpA per un valore nominale di €3.164 milioni. Eni SpA ha in essere sustainability-linked bond per un valore nominale complessivo di €3.750 milioni. Nel caso di mancato raggiungimento de- gli obiettivi gli accordi prevedono un incremento del tasso di interesse. Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi am- montano a €4.350 milioni di valore nominale. Le informazioni relative alle obbligazioni convertibili senior unsecu- red 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 | 16 | 1.016 | EUR | 2030 | 2,950 di cui: componente passività finanziaria | 920 | 17 | 937 | | | di cui: componente di patrimonio netto | 80 | (1) | 79 | | | Eni SpA ha in essere un prestito obbligazionario convertibile senior unsecured sustainability-linked per un valore nominale complessi- vo di €1.000 milioni. Le obbligazioni saranno convertibili in azioni ordinarie Eni acqui- state nell’ambito del piano di acquisto di azioni proprie approvato dalla Assemblea degli Azionisti del 10 maggio 2023 e avranno una durata di 7 anni. Il prezzo di conversione è di €17,5513. Le sustainability-linked bond e le obbligazioni convertibili sono col- legate al conseguimento dei target di sostenibilità relativi a emissio- ni nette di gas serra (Scope 1 e Scope 2) associate alle operazioni Upstream e alla capacità installata per la produzione di energia elet- trica 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 ponde- rato di riferimento. | | 31.12.2024 | | | 31.12.2023 | ---|---|---|---|---|---|--- | | | 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 | 3.518 | 3,0 | 19.547 | 2,5 | 3.469 | 3,3 | 20.293 | 2,4 Dollaro USA | 707 | 4,8 | 6.603 | 5,3 | 614 | 5,5 | 4.342 | 5,9 Altre valute | 13 | 2,2 | 2 | 2,7 | 9 | 2,5 | 2 | 5,9 Totale | 4.238 | | 26.152 | | 4.092 | | 24.637 | Al 31 dicembre 2024 Eni dispone di linee di credito committed non utiliz- zate di €9.001 milioni (€9.120 milioni al 31 dicembre 2023, di cui €9.050 milioni non utilizzate). Questi contratti prevedono interessi e commis- sioni di mancato utilizzo in linea con le normali condizioni di mercato. Al 31 dicembre 2024 non risultano inadempimenti di clausole contrat- tuali connesse a contratti di finanziamento. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 332 Il fair value dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi delle quote a breve termine, si analizza come segue: (€ milioni) | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- Obbligazioni ordinarie e Obbligazioni Sustainability‐Linked | 21.026 | 21.025 Obbligazioni convertibili Sustainability‐Linked | 973 | 1.061 Banche | 1.143 | 1.652 Altri finanziatori | 1.689 | 505 | 24.831 | 24.243 Il fair value dei debiti finanziari è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra 1,7% e 4,8% (1,9% e 5,2% al 31 dicembre 2023). 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 condizio- ni 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 31.12.2023 | 24.637 | 4.092 | 5.336 | 34.065 Variazioni monetarie | (1.232) | (61) | (1.205) | (2.498) Differenze di cambio da conversione e da allineamento | 232 | (303) | 247 | 176 Variazione area di consolidamento | 855 | 12 | 50 | 917 Altre variazioni non monetarie | 1.660 | 498 | 2.025 | 4.183 Valore al 31.12.2024 | 26.152 | 4.238 | 6.453 | 36.843 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 La variazione dell’area di consolidamento è riferita essenzialmen- te all’acquisizione del 100% del gruppo Neptune Energy da parte del settore Exploration & Production per €895 milioni, alle acqui- sizioni effettuate nell’ambito delle attività rinnovabili di Plenitude per €61 milioni e all’acquisizione delle società Atenoil da parte della linea di business Enilive per €10 milioni. Le altre variazioni non monetarie comprendono €2.109 milioni di assunzioni di passività per beni in leasing e €2.239 milioni di debiti verso fornitori 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 - Di- ritto 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. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 333 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 31.12.2023 | 9.470 | 3.613 | 681 | 183 | 245 | 208 | 105 | 1.028 | 15.533 Accantonamenti | 481 | 929 | 100 | 27 | 87 | 24 | 2 | 264 | 1.914 Rilevazione iniziale e variazione stima | 97 | | | | | | | | 97 Effetto attualizzazione e oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo | 312 | (51) | | | | | | | 261 Utilizzi a fronte oneri | (814) | (636) | (18) | (46) | (114) | | | (138) | (1.766) Rilasci per esuberanza | (181) | (81) | (60) | (27) | | (4) | (22) | (100) | (475) Differenze cambio da conversione | 312 | 2 | 19 | 6 | | 3 | 1 | 9 | 352 Variazione area di consolidamento | 249 | | 1 | 4 | | | | 8 | 262 Altre variazioni | (214) | (76) | (129) | 11 | 11 | 3 | | (10) | (404) Valore al 31.12.2024 | 9.712 | 3.700 | 594 | 158 | 229 | 234 | 86 | 1.061 | 15.774 20 Analisi dell’indebitamento finanziario netto (€ milioni) | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- A. Disponibilità liquide | 3.367 | 3.731 B. Mezzi equivalenti a disponibilità liquide | 4.816 | 6.462 C. Altre attività finanziarie correnti | 7.881 | 7.637 D. Liquidità (A+B+C) | 16.064 | 17.830 E. Debito finanziario corrente | 6.942 | 6.057 F. Quota corrente del debito finanziario non corrente | 3.157 | 2.084 G. Indebitamento finanziario corrente (E+F) | 10.099 | 8.141 H. Indebitamento finanziario corrente netto (G-D) | (5.965) | (9.689) I. Debito finanziario non corrente | 6.175 | 5.472 J. Strumenti di debito | 20.527 | 20.452 K. Debiti commerciali e altri debiti non correnti | - | - L. Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K) | 26.702 | 25.924 M. Totale indebitamento finanziario Consob (H+L) | 20.737 | 16.235 L’indebitamento finanziario netto non comprende €2.109 milioni di crediti finanziari non correnti. Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono €54 milioni (€205 milioni al 31 dicembre 2023) soggetti a misure di pignoramen- to 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. Gli strumenti di debito comprendono €42 milioni di contratti derivati at- tivi fair value hedge a copertura di prestiti obbligazionari a tasso fisso. La quota corrente del debito finanziario non corrente e il debito fi- nanziario non corrente comprendono passività per beni in leasing rispettivamente per €1.279 milioni e €5.174 milioni (rispettivamente €1.128 milioni e €4.208 milioni al 31 dicembre 2023). Maggiori infor- mazioni sulle passività per beni in leasing sono riportate alla nota n. 13 - Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 334 Il fondo abbandono e ripristino siti e social project accoglie: (i) per €8.376 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 €673 milioni la stima degli oneri per social project del settore Explo- ration & Production riferiti per €358 milioni agli oneri da sostenere a fronte degli impegni assunti tra Eni SpA e la Regione Basilica- ta in relazione al programma di sviluppo petrolifero nell’area della concessione Val d’Agri; (iii) per €596 milioni la stima dei costi di abbandono/smantellamento di impianti di raffinazione per i quali non esistono prospettive di utilizzo economico o di riconversione in processi di decarbonizzazione nell’attuale contesto di mercato, nonché di distribuzione carburanti. Gli accantonamenti al fondo abbandono e ripristino siti riguardano: (i) per €431 milioni la revisione stima dei costi di abbandono di as- set Oil & Gas completamente ammortizzati o esausti; (ii) per €45 milioni i costi stimati di abbandono/smantellamento di impianti di raffinazione e di distribuzione carburanti per i quali il management ha valutato l’assenza di prospettive economiche nell’attuale conte- sto di mercato. La rilevazione iniziale e variazione stima comprende l’aggiornamen- to delle stime dei costi di smantellamento e ripristino siti (principal- mente in UK, Italia, Costa d’Avorio e Libia) e l’effetto incrementativo dell’attualizzazione in relazione al ridimensionamento della curva dei tassi d’interesse e alla riduzione del periodo di sconto (accretion of discount). L’effetto attualizzazione e oneri finanziari connessi al tra- scorrere del tempo rilevati a conto economico sono stati determinati con tassi di attualizzazione compresi tra il 1,8% e il 5,3% (2,2% e il 5,4% al 31 dicembre 2023). Gli utilizzi a fronte oneri riguardano prin- cipalmente attività di ripristino siti e social project in UK per €310 milioni, in Italia per €247 milioni e in Libia per €94 milioni. La varia- zione dell’area di consolidamento è riferita al settore Exploration & Production e riguarda l’acquisizione del gruppo Neptune Energy per €815 milioni e l’operazione di business combination con Ithaca Ener- gy Plc per €566 milioni. Le altre variazioni includono per €51 milioni la riclassifica a passività direttamente associabili ad attività desti- nate alla vendita del settore Exploration & Production. Gli esborsi connessi agli interventi di smantellamento e di ripristino saranno so- stenuti in un arco temporale che copre i prossimi 50 anni, con inizio degli utilizzi essenzialmente 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” dell’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 €352 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 €271 milioni impianti di raffinazione, depositi, distribuzione carbu- ranti e oleodotti; (iii) per €152 milioni le attività di bonifica presso gli impianti petrolchimici. Alla data di bilancio, la consistenza del fondo è riferita alla Eni Rewind SpA per €2.423 milioni e al settore Refining e Chimica per €687 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 passi- vità esistente alla data di bilancio ed è riferito al settore Exploration & Production per €305 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 €128 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 acco- glie gli oneri verso terzi previsti a fronte dei sinistri assicurati dalla compagnia di assicurazione di Gruppo Eni Insurance DAC. A fron- te di tale passività sono iscritti all’attivo di bilancio €25 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 stan- ziamenti effettuati in sede di valutazione delle partecipazioni a fronte di perdite eccedenti il patrimonio netto delle imprese parte- cipate e riguarda in particolare Industria Siciliana Acido Fosforico \- ISAF - SpA (in liquidazione) per €176 milioni. Il fondo mutua assicurazione Everen accoglie gli oneri relativi ai premi assicurativi che saranno liquidati nei prossimi 5 anni alla Mu- tua Assicurazione a cui Eni partecipa insieme ad altre compagnie petrolifere. Gli altri fondi sono relativi a rinegoziazioni commerciali e altre pre- tese di terzi nell’ambito dell’ordinaria gestione. Tali fondi riguardano principalmente le linee di business Global Gas & LNG Portfolio ed Enilive. 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 €1,7 miliardi. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 335 22 Fondi per benefici ai dipendenti (€ milioni) | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- Piani a benefici definiti: | | \- TFR | 151 | 156 \- Piani esteri a benefici definiti | 108 | 121 \- Fisde, altri piani medici esteri e altri | 112 | 118 | 371 | 395 Altri fondi per benefici ai dipendenti | 310 | 353 | 681 | 748 La passività relativa agli impegni Eni di copertura delle spese sanita- rie del personale è determinata considerando, tra l’altro, i contributi versati dall’azienda. Gli altri fondi per benefici ai dipendenti riguardano gli incentivi mo- netari differiti per €134 milioni (€120 milioni al 31 dicembre 2023), il contratto di espansione per €86 milioni (€118 milioni al 31 dicembre 2023), i piani isopensione di Eni Plenitude SpA per €47 milioni (€77 milioni al 31 dicembre 2023), i premi di anzianità per €25 milioni (€26 milioni al 31 dicembre 2023) e gli altri piani a lungo termine per €18 milioni (€12 milioni al 31 dicembre 2023). I fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attua- riali, si analizzano come di seguito indicato: | 2024 | 2023 ---|---|--- (€ 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 | 156 | 380 | 118 | 654 | 353 | 1.007 | 177 | 644 | 126 | 947 | 341 | 1.288 Costo corrente | 1 | 12 | 2 | 15 | 56 | 71 | 1 | 10 | 2 | 13 | 51 | 64 Interessi passivi | 5 | 18 | 4 | 27 | 11 | 38 | 6 | 29 | 4 | 39 | 10 | 49 Rivalutazioni: | (1) | (22) | (2) | (25) | 1 | (24) | 5 | 24 | 1 | 30 | (2) | 28 \- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche | | (1) | | (1) | | (1) | 1 | 1 | | 2 | (1) | 1 \- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie | | (22) | | (22) | 5 | (17) | 4 | 8 | 2 | 14 | 1 | 15 \- Effetto dell'esperienza passata | (1) | 1 | (2) | (2) | (4) | (6) | | 15 | (1) | 14 | (2) | 12 Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione | | 9 | | 9 | 3 | 12 | 2 | (13) | 4 | (7) | 91 | 84 Contributi al piano: | | 2 | | 2 | | 2 | | 1 | | 1 | | 1 \- Contributi dei dipendenti | | 2 | | 2 | | 2 | | 1 | | 1 | | 1 Benefici pagati | (10) | (85) | (8) | (103) | (113) | (216) | (37) | (39) | (9) | (85) | (97) | (182) Riclassifica a passività direttamente associabili ad attività destinate alla | | | | | | | | (147) | (6) | (153) | (2) | (155) vendita | | | | | | | | | | | | Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | | 55 | (2) | 53 | (1) | 52 | 2 | (129) | (4) | (131) | (39) | (170) Valore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio (a) | 151 | 369 | 112 | 632 | 310 | 942 | 156 | 380 | 118 | 654 | 353 | 1.007 Attività a servizio del piano all'inizio dell'esercizio | | 261 | | 261 | | 261 | | 503 | | 503 | | 503 Interessi attivi | | 14 | | 14 | | 14 | | 19 | | 19 | | 19 Rendimento delle attività a servizio del piano | | (17) | | (17) | | (17) | | | | | | Spese amministrative pagate | | (1) | | (1) | | (1) | | | | | | Contributi al piano: | | 25 | | 25 | | 25 | | 25 | | 25 | | 25 \- Contributi dei dipendenti | | 2 | | 2 | | 2 | | 1 | | 1 | | 1 \- Contributi del datore di lavoro | | 23 | | 23 | | 23 | | 24 | | 24 | | 24 Benefici pagati | | (25) | | (25) | | (25) | | (31) | | (31) | | (31) Riclassifica a passività direttamente associabili ad attività destinate alla | | | | | | | | (123) | | (123) | | (123) vendita | | | | | | | | | | | | Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | | 6 | | 6 | | 6 | | (132) | | (132) | | (132) Attività a servizio del piano alla fine dell'esercizio (b) | | 263 | | 263 | | 263 | | 261 | | 261 | | 261 Massimale di attività all'inizio dell'esercizio | | 2 | | 2 | | 2 | | 1 | | 1 | | 1 Modifiche nel massimale di attività | | | | | | | | 1 | | 1 | | 1 Massimale di attività alla fine dell'esercizio (c) | | 2 | | 2 | | 2 | | 2 | | 2 | | 2 Passività netta rilevata in bilancio (a-b+c) | 151 | 108 | 112 | 371 | 310 | 681 | 156 | 121 | 118 | 395 | 353 | 748 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 336 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 mediciesteri e altri | Totale piani a benefici definiti | Altri fondi per benefici ai dipendenti | Totale ---|---|---|---|---|---|--- 2024 | | | | | | Costo corrente | 1 | 12 | 2 | 15 | 56 | 71 Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione | | 9 | | 9 | 3 | 12 Interessi passivi (attivi) netti: | | | | | | \- Interessi passivi sull'obbligazione | 5 | 18 | 4 | 27 | 11 | 38 \- Interessi attivi sulle attività a servizio del piano | | (14) | | (14) | | (14) Totale interessi passivi (attivi) netti | 5 | 4 | 4 | 13 | 11 | 24 \- di cui rilevato nel "Costo lavoro" | | | | | 11 | 11 \- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari" | 5 | 4 | 4 | 13 | | 13 Rivalutazioni dei piani a lungo termine | | | | | 1 | 1 Spese amministrative pagate | | 1 | | 1 | | 1 Totale | 6 | 26 | 6 | 38 | 71 | 109 \- di cui rilevato nel "Costo lavoro" | 1 | 22 | 2 | 25 | 71 | 96 \- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari" | 5 | 4 | 4 | 13 | | 13 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) 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 I costi per piani a benefici definiti rilevati tra le altre componenti dell’utile complessivo si analizzano come segue: | 2024 | 2023 ---|---|--- (€ milioni) | TFR | Piani esteri a benefici definiti | Fisde, altri piani medici esteri e altri | Totale piani a benefici definiti | TFR | Piani esteri a beneficidefiniti | Fisde, altri piani medici esteri e altri | Totale piani a benefici definiti Rivalutazioni: | | | | | | | | \- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche | | (1) | | (1) | 1 | 1 | | 2 \- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie | | (22) | | (22) | 4 | 8 | 2 | 14 \- Effetto dell'esperienza passata | (1) | 1 | (2) | (2) | | 15 | (1) | 14 \- Rendimento delle attività a servizio del piano | | 17 | | 17 | | | | \- Modifiche nel massimale di attivià | | | | | | 1 | | 1 | (1) | (5) | (2) | (8) | 5 | 25 | 1 | 31 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 337 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 comunidi investimento | Attività detenute da compagnie diassicurazione | Altre attività | Totale ---|---|---|---|---|---|---|---|---|--- 31.12.2024 | | | | | | | | | Attività a servizio del piano: | | | | | | | | | \- con prezzi quotati in mercati attivi | 4 | 25 | 125 | 11 | 43 | 1 | 32 | 19 | 260 \- con prezzi non quotati in mercati attivi | | | | | | | 3 | | 3 | 4 | 25 | 125 | 11 | 43 | 1 | 35 | 19 | 263 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 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: | | | Piani esteri a | | Altri fondi per benefici ---|---|---|---|---|--- | | TFR | benefici definiti | Fisde | ai dipendenti 2024 | | | | | Tasso di sconto | (%) | 3,1 | 1,1-26,1 | 3,1 | 2,8-3,1 Tasso tendenziale di crescita dei salari | (%) | 3,0 | 2,0-15,0 | | Tasso d’inflazione | (%) | 2,0 | 1,0-14,0 | 2,0 | 2,0 Aspettativa di vita all'età di 65 anni | (anni) | | 14-24 | 24 | 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 | ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 338 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 2024 | | | | | | Tasso di sconto | (%) | 3,2-3,6 | 1,1-5,5 | 3,3-26,1 | 7,1 | 1,1-26,1 Tasso tendenziale di crescita dei salari | (%) | 2,0-3,4 | 2,8 | 5,0-15,0 | 5,0 | 2,0-15,0 Tasso d’inflazione | (%) | 2,0 | 1,0-3,5 | 3,0-14,0 | 3,5 | 1,0-14,0 Aspettativa di vita all'età di 65 anni | (anni) | 21-23 | 23-24 | 14-18 | | 14-24 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 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 €153 milioni, di cui €45 milioni relativi ai piani a benefici definiti. Il profilo di scadenza e la durata media ponderata delle obbligazioni 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 31.12.2024 | | | | | 2025 | | 19 | 24 | 8 | 108 2026 | | 16 | 26 | 7 | 92 2027 | | 16 | 21 | 7 | 80 2028 | | 17 | 16 | 7 | 13 2029 | | 18 | 19 | 7 | 5 Oltre | | 65 | 263 | 76 | 12 Durata media ponderata | (anni) | 6,1 | 13,1 | 11,3 | 2,1 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 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 339 23 Passività per imposte differite e attività per imposte anticipate (€ milioni) | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- Passività per imposte differite lorde | 8.724 | 8.461 Attività per imposte anticipate compensabili | (3.143) | (3.759) Passività per imposte differite | 5.581 | 4.702 Attività per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione | 9.465 | 8.241 Passività per imposte differite compensabili | (3.143) | (3.759) Attività per imposte anticipate | 6.322 | 4.482 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) | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- Passività per imposte differite lorde | | \- ammortamenti eccedenti | 5.755 | 6.028 \- differenza tra fair value e valore contabile degli asset acquisiti | 858 | 305 \- abbandono e ripristino siti (attività materiali) | 368 | 265 \- contratti di leasing IFRS 16 | 354 | 150 \- contratti derivati | 44 | 451 \- applicazione del costo medio ponderato per le rimanenze | 20 | 47 \- altre | 1.325 | 1.215 | 8.724 | 8.461 Attività per imposte anticipate lorde | | \- perdite fiscali portate a nuovo | (5.018) | (5.677) \- abbandono e ripristino siti (fondi per rischi e oneri) | (2.148) | (1.802) \- ammortamenti deducibili in futuri esercizi | (1.847) | (1.567) \- accantonamenti per svalutazione crediti e fondi rischi e oneri non deducibili | (1.432) | (1.279) \- svalutazioni delle immobilizzazioni non deducibili | (1.320) | (1.517) \- contratti derivati | (352) | (236) \- contratti di leasing IFRS 16 | (338) | (198) \- benefici ai dipendenti | (151) | (168) \- over/under lifting | (120) | (124) \- utili infragruppo | (77) | (57) \- altre | (1.313) | (1.284) | (14.116) | (13.909) Fondo svalutazione attività per imposte anticipate | 4.651 | 5.668 Attività per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione | (9.465) | (8.241) ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 340 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 31.12.2023 | 8.461 | (13.909) | 5.668 | (8.241) Incrementi | 946 | (1.862) | 457 | (1.405) Decrementi | (1.042) | 2.176 | (1.663) | 513 Variazioni con effetto ad OCI | (351) | 92 | | 92 Differenze di cambio da conversione | 484 | (384) | 121 | (263) Variazione area di consolidamento | 193 | 156 | (168) | (12) Altre variazioni | 33 | (385) | 236 | (149) Valore al 31.12.2024 | 8.724 | (14.116) | 4.651 | (9.465) 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) La variazione dell’area di consolidamento è riferita all’acquisizione del gruppo Neptune Energy per €914 milioni di passività per impo- ste differite e per €732 milioni di attività per imposte anticipate e, in diminuzione, all’operazione di business combination con Ithaca Energy Plc per €726 milioni di passività per imposte differite e per €723 milioni di attività per imposte anticipate. Le perdite fiscali ammontano a €19.668 milioni e sono utilizzabili illimitatamente per €15.759 milioni. Le perdite fiscali sono riferite a società italiane per €10.362 milioni e a società estere per €9.306 milioni; le relative attività per imposte anticipate al lordo del fon- do svalutazione ammontano rispettivamente a €2.487 milioni e €2.531 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 27,2% per le imprese estere. Il fondo svalutazione attività per imposte anticipate è riferito a so- cietà italiane per €2.407 milioni e a società estere per €2.244 milioni. Sono state ripristinate attività per imposte anticipate delle società italiane per €1.518 milioni in relazione ai maggiori imponibili attesi. Le imposte sono indicate alla nota n. 33 - Imposte sul reddito. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 341 24 Strumenti finanziari derivati e hedge accounting | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- | 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 | 233 | 33 | 2 | 70 | 168 | 2 \- Interest currency swap | | 125 | 2 | | 84 | 2 \- Outright | 3 | 24 | 2 | | | | 236 | 182 | | 70 | 252 | Contratti su interessi | | | | | | \- Interest rate swap | 20 | 27 | 2 | 62 | 34 | 2 | 20 | 27 | | 62 | 34 | Contratti su merci | | | | | | \- Over the counter | 632 | 923 | 2 | 2.902 | 2.103 | 2 \- Future | 1.429 | 1.538 | 1 | 3.027 | 2.905 | 1 \- Opzioni | 61 | 111 | 2 | 106 | 114 | 2 \- Altro | | 8 | 2 | 11 | | 2 | 2.122 | 2.580 | | 6.046 | 5.122 | | 2.378 | 2.789 | | 6.178 | 5.408 | Contratti derivati fair value hedge | | | | | | Contratti su interessi | | | | | | \- Interest rate swap | 42 | | 2 | | | | 42 | | | | | Contratti su valute | | | | | | \- Outright | 2 | | 1 | | | | 2 | | | | | | 44 | | | | | Contratti derivati cash flow hedge | | | | | | Contratti su merci | | | | | | \- Over the counter | 20 | 335 | 2 | 80 | 13 | 2 \- Future | 28 | 421 | 1 | | | | 48 | 756 | | 80 | 13 | Contratti su interessi | | | | | | \- Interest rate swap | | | | 6 | | 1 | | | | 6 | | | 48 | 756 | | 86 | 13 | Opzioni | | | | | | \- Altre opzioni | | 37 | 2 | | 41 | 2 | | 37 | | | 41 | Totale contratti derivati lordi | 2.470 | 3.582 | | 6.264 | 5.462 | Compensazione | (1.508) | (1.508) | | (2.895) | (2.895) | Totale contratti derivati netti | 962 | 2.074 | | 3.369 | 2.567 | Di cui: | | | | | | \- correnti | 874 | 1.921 | | 3.323 | 2.414 | \- non correnti | 88 | 153 | | 46 | 153 | ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 342 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 nella linea di business 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 commerciali già contrattate derivanti dalla differente indicizzazione dei contratti di somministrazione rispetto ai contratti di approvvigionamento. La medesima logica è utilizzata nell’ambito delle strategie di riduzione del rischio di cambio. Ai fini della qualifi- cazione di tali strumenti come di copertura è verificata l’esistenza di una relazione economica con l’oggetto coperto in modo da compen- sare le relative variazioni di valore e che tale capacità di compensa- zione 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 isti- tuti bancari che prevedono un meccanismo di aggiustamento del co- sto collegato al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità. Al 31 dicembre 2024 il fair value di tali contratti è attivo per €1 milione. L’esposizione al rischio di cambio derivante dai titoli denominati in dollari USA (€2.077 milioni) compresi nel portafoglio di liquidità strategica è gestita utilizzando quale strumento di copertura, in una relazione fair value hedge, le differenze di cambio (negative di €133 milioni nel corso del 2024) che maturano su una porzione dei prestiti obbligazionari in dollari USA (€2.273 milioni). La compensazione degli strumenti finanziari derivati è riferita princi- palmente a Eni Global Energy Markets SpA. Nel corso dell’esercizio 2024 non vi sono stati trasferimenti tra i di- versi livelli della gerarchia del fair value. Gli strumenti finanziari di copertura cash flow hedge e fair value he- dge si analizzano come segue: | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- | 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 | 1.753 | (524) | 13 | 310 | 147 | 6 \- Future | 3.375 | (499) | 13 | | (23) | | 5.128 | (1.023) | 26 | 310 | 124 | 6 Altri strumenti di copertura | | | | | | \- Altri | 348 | (12) | | 128 | (19) | | 348 | (12) | | 128 | (19) | | 5.476 | (1.035) | 26 | 438 | 105 | 6 Contratti derivati fair value hedge | | | | | | Contratti su valute | | | | | | \- Outright | 43 | 2 | | | | | 43 | 2 | | | | Contratti su interessi | | | | | | \- Interest rate swap | 1.981 | 42 | 1 | | | | 1.981 | 42 | 1 | | | | 2.024 | 44 | 1 | | | RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 343 Di seguito è fornita l’analisi degli oggetti coperti distintamente per tipologia di rischio nell’ambito di coperture cash flow hedge e fair value hedge: | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- (€ 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 | 1.023 | (850) | (123) | (169) | 56 | (436) Altri strumenti di copertura | | | | | | \- Flussi su ammontari coperti | 12 | (12) | | (19) | (6) | | | 31.12.2024 | ---|---|---|--- (€ milioni) | Valore contabile dell’oggetto coperto | Variazione fair value cumulato dell’oggetto coperto | Variazione fair value dell’esercizio dell’oggetto coperto Fair value hedge | | | Contratti su valute | | | \- Partecipazioni | 43 | (2) | (2) Contratti su interessi | | | \- Passività finanziarie | 2.066 | 44 | 44 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) | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|--- Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | 26 | 6 | 275 Proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati | (378) | 472 | (2.011) | (352) | 478 | (1.736) 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 344 26 Patrimonio netto INTERESSENZE DI TERZI | Risultato netto | Patrimonio netto ---|---|--- (€ milioni) | 2024 | 2023 | 31.12.2024 | 31.12.2023 Eni Marine Services SpA | | | 1.924 | Gruppo Eni Plenitude | 54 | 3 | 491 | 54 Gruppo EniPower | 85 | 86 | 446 | 406 Altre | 1 | | 2 | | 140 | 89 | 2.863 | 460 Nel marzo 2024 è stato finalizzato l’accordo tra Eni Plenitude SpA So- cietà 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 €588 milioni, pari al 7,6% del capitale sociale della Società, e acquisizione di patrimonio netto di €392 milioni. Le interessenze di terzi relative a Eni Marine Services SpA sono ri- ferite alle obbligazioni subordinate perpetue emesse in dollari USA nel terzo trimestre 2024 per finanziare un progetto d’investimento di interesse Eni. Le obbligazioni subordinate perpetue sono state ri- levate nelle interessenze di terzi in considerazione del diritto incon- dizionato del Gruppo di evitare il trasferimento di liquidità o altre attività finanziarie agli obbligazionisti. 25 Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili Le attività destinate alla vendita di €420 milioni (€2.609 milioni al 31 dicembre 2023) e passività direttamente associabili €195 milioni (€1.862 milioni al 31 dicembre 2023) riguardano princi- palmente asset oil&gas in Congo, i cui valori di iscrizione am- montano rispettivamente a €417 milioni (di cui attività correnti €28 milioni) e a €195 milioni (di cui passività correnti €3 milioni). Nel corso dell’esercizio sono state cedute le attività destinate alla vendita indicate nel bilancio 2023 relative ad alcuni permessi petro- liferi in Congo e agli asset onshore in Nigeria. Maggiori informazioni alla nota n. 5 - Business combination e altre transazioni significative. EFFETTI RILEVATI TRA I PROVENTI (ONERI) FINANZIARI (€ milioni) | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|--- \- Strumenti finanziari derivati su valute | 310 | (63) | (70) \- Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse | (32) | 2 | 81 \- Opzioni | | | 2 | 278 | (61) | 13 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 SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 345 PATRIMONIO NETTO DI ENI (€ milioni) | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- Capitale sociale | 4.005 | 4.005 Utili relativi a esercizi precedenti | 32.552 | 32.988 Riserva per differenze cambio da conversione | 8.081 | 5.238 Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale: | | \- Obbligazioni subordinate perpetue | 5.000 | 5.000 \- Riserva legale | 959 | 959 \- Riserva per acquisto di azioni proprie | 2.883 | 2.333 \- Riserva OCI strumenti finanziari derivati cash flow hedge | (612) | 36 \- Riserva OCI piani a benefici definiti per i dipendenti | (91) | (88) \- Riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto | 28 | 98 \- Riserva OCI partecipazioni valutate al fair value | 160 | 98 \- Riserva emissione prestito obbligazionario convertibile | 79 | 79 Azioni proprie | (2.883) | (2.333) Utile (perdita) dell'esercizio | 2.624 | 4.771 | 52.785 | 53.184 CAPITALE SOCIALE Al 31 dicembre 2024, il capitale sociale di Eni SpA, interamente ver- sato, ammonta a €4.005.358.876 (stesso ammontare al 31 dicem- bre 2023) ed è rappresentato da n. 3.284.490.525 azioni ordinarie prive di indicazione del valore nominale (3.375.937.893 azioni ordi- narie al 31 dicembre 2023). Il 15 maggio 2024, l’Assemblea Ordinaria e Straordinaria degli Azio- nisti 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 2024, stabilito in €1 per azione da regolarsi in 4 tranche di pari importo (€0,25 per azione), nei mesi di settembre 2024, novembre 2024, marzo 2025 e maggio 2025; (ii) l’autorizzazione al Consiglio di Amministrazione – ai sensi e per gli effetti dell’art. 2357 del Codice Ci- vile – a procedere all’acquisto di azioni della Società, in più volte, per un periodo fino alla fine di aprile 2025, all’acquisto massimo di un numero di 328.000.000 di azioni ordinarie per un esborso complessivo fino a €3,5 miliardi, di cui: a) fino a massimo n. 321.600.000 azioni per finalità di remunerazione degli Azionisti; b) fino a massimo n. 6.400.000 azioni per costituire la provvista azionaria a servizio del Piano di Azionariato Diffuso 2024-2026 (“PAD”); (iii) l’autorizzazione al Consiglio di Ammi- nistrazione ad annullare fino ad un massimo di n. 321.600.000 azioni proprie che verranno eventualmente acquisite in base all’autorizzazio- ne assembleare del punto precedente. In esecuzione di detta delibera al 31 dicembre 2024 sono state acquistate n. 117.927.640 azioni pro- prie per un controvalore complessivo di €1.639 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 2023). 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 reset prevista il 13 gennaio 2026\. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la prima data di re- set, 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 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 annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di rife- rimento 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 a partire dal 13 ottobre 2049; (iii) emissione perpetua subor- dinata 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 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 346 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, incremen- tato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dall’11 mag- gio 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 partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipa- to 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 ulte- riore 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, se- condo quanto disposto dall’art. 2430 del Codice Civile, non può essere distribuita a titolo di dividendo. La riserva ha raggiunto l’ammontare 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. RISERVE PER UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO | Riserva OCI strumenti | Riserva OCI | Riserva OCI | ---|---|---|---|--- | finanziari derivati cash flow | piani a benefici definiti | | | | hedge | | per i dipendenti | partecipazioni | Riserva OCI | Riserva | Effetto | | | | | valutate | partecipazioni | | | Riserva | Riserva | Effetto | Riserva | al patrimonio | valutate (€ milioni) | lorda | fiscale | netta | lorda | fiscale | netta | netto(a) | al fair value Riserva al 31.12.2023 | 50 | (14) | 36 | (94) | 6 | (88) | 98 | 98 Variazione dell'esercizio | (1.034) | 299 | (735) | 8 | (4) | 4 | (70) | 62 Differenze cambio | | | | (5) | 3 | (2) | | Variazione dell'area di consolidamento | | | | (30) | 25 | (5) | | Rigiro a conto economico | 123 | (36) | 87 | | | | | Riserva al 31.12.2024 | (861) | 249 | (612) | (121) | 30 | (91) | 28 | 160 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) | | | | | Rigiro a conto economico | 436 | (126) | 310 | | | | | Riserva al 31.12.2023 | 50 | (14) | 36 | (94) | 6 | (88) | 98 | 98 (a) La riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto al 31 dicembre 2024 comprende riserve pari a €1 milione relative ai piani a benefici definiti per i dipendenti (negativa per €1 milione al 31 dicembre 2023). AZIONI PROPRIE Le azioni proprie ammontano a €2.883 milioni (€2.333 milioni al 31 dicembre 2023) e sono rappresentate da n. 203.137.967 azioni or- dinarie Eni (157.115.336 azioni ordinarie Eni al 31 dicembre 2023) possedute da Eni SpA. Nell’esercizio 2024, sono state acquistate n. 142.480.744 azioni proprie per un controvalore complessivo di €2.003 milioni, nell’am- bito del completamento del piano di buy-back 2023 e dell’esecuzio- ne del programma 2024 da €2 miliardi completato all’80% alla data di bilancio, nel rispetto delle autorizzazioni assembleari. Sono state cancellate n. 91.447.368 azioni proprie per un controvalore com- plessivo di €1.375 milioni, sono state assegnate a titolo gratuito ai dirigenti Eni n. 1.908.045 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 e sono state assegnate a titolo gratuito ai dipendenti Eni n. 3.102.700 azioni proprie come previsto dal “Piano di Aziona- riato Diffuso 2024-2026 (“PAD”)” approvato dall’Assemblea di Eni del 15 maggio 2024. RISERVE DISTRIBUIBILI Il patrimonio netto di Eni al 31 dicembre 2024 comprende riserve distribuibili per circa €43 miliardi. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 347 PROSPETTO DI RACCORDO DEL RISULTATO DELL’ESERCIZIO E DEL PATRIMONIO NETTO DI ENI SPA CON QUELLI CONSOLIDATI | Risultato dell’esercizio | Patrimonio netto ---|---|--- (€ milioni) | 2024 | 2023 | 31.12.2024 | 31.12.2023 Come da bilancio di esercizio di Eni SpA | 6.419 | 3.272 | 50.735 | 51.019 Eccedenza dei patrimoni netti dei bilanci di esercizio, comprensivi dei risultati di esercizio, rispetto ai valori di carico | (2.029) | 3.202 | 4.338 | (814) 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 | (1.722) | (2.266) | 1.240 | 3.774 \- eliminazione di utili infragruppo | (80) | 86 | (537) | (437) \- imposte sul reddito differite e anticipate | 176 | 566 | (281) | (51) | 2.764 | 4.860 | 55.648 | 53.644 Interessenze di terzi | (140) | (89) | (2.863) | (460) Come da bilancio consolidato | 2.624 | 4.771 | 52.785 | 53.184 27 Altre informazioni INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI DEL RENDICONTO FINANZIARIO (€ milioni) | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|--- Analisi degli investimenti in imprese consolidate e in rami d’azienda acquisiti | | | Attività correnti | 486 | 408 | 147 Attività non correnti | 3.863 | 1.985 | 1.981 Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | (468) | (91) | (541) Passività correnti e non correnti | (1.825) | (622) | (366) Effetto netto degli investimenti | 2.056 | 1.680 | 1.221 Goodwill | 33 | 25 | 482 Valore corrente della quota della partecipazione posseduta prima dell'acquisizione del controllo | (28) | (271) | (21) Interessenze di terzi | (1) | (2) | (15) Totale prezzo di acquisto | 2.060 | 1.432 | 1.667 a dedurre: | | | Disponibilità liquide ed equivalenti | (265) | (155) | (31) Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite | 1.795 | 1.277 | 1.636 Analisi dei disinvestimenti di imprese consolidate e di rami d’azienda ceduti | | | Attività correnti | 802 | 130 | 1.377 Attività non correnti | 2.695 | 153 | 8.618 Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | 101 | 180 | (2.085) Passività correnti e non correnti | (2.267) | (124) | (2.351) Effetto netto dei disinvestimenti | 1.331 | 339 | 5.559 Valore corrente della quota di partecipazioni mantenute per business combination | (788) | (580) | (5.726) Riclassifica a conto economico delle altre componenti dell'utile complessivo | | (7) | (918) Plusvalenza per business combination e disinvestimenti | 379 | 427 | 2.704 Fair value della quota di partecipazione mantenuta dopo la cessione del controllo | 118 | 414 | Crediti per disinvestimenti | | (173) | (1.609) Totale prezzo di vendita | 1.040 | 420 | 10 a dedurre: | | | Disponibilità liquide ed equivalenti | (153) | (25) | (70) Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute | 887 | 395 | (60) Gli investimenti e i disinvestimenti del 2024 sono commentati alla nota n. 5 - Business Combination e altre transazioni significative. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 348 BUSINESS COMBINATION L’allocazione provvisoria e definitiva del prezzo delle attività nette acquisite nel 2023 è di seguito rappresentata: | HLS Bonete PV SLU e HLS | HLS Bonete PV SLU e | | ---|---|---|---|--- | Bonete Topco SLU | HLS Bonete Topco SLU | Novamont SpA | Novamont SpA (€ milioni) | (Allocazione provvisoria) | (Allocazione definitiva) | (Allocazione provvisoria) | (Allocazione definitiva) Attività correnti | 2 | 2 | 195 | 195 Immobili, impianti e macchinari | 70 | 70 | 255 | 255 Goodwill | 6 | 8 | 19 | 24 Altre attività non correnti | 37 | 35 | 557 | 552 Disponibilità finanziarie nette | 18 | 18 | (207) | (207) (indebitamento finanziario netto) | | | | Passività correnti e non correnti | (15) | (15) | (188) | (188) Totale prezzo di acquisto | 118 | 118 | 631 | 631 A seguito dell’allocazione definitiva delle Business Combination 2023 gli schemi di bilancio non sono stati rideterminati tenuto conto della irrilevanza delle variazioni. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 349 28 Garanzie, impegni e rischi GARANZIE (€ milioni) | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- Imprese in joint venture | 9.063 | 9.226 Imprese collegate | 165 | 68 Altri | 424 | 398 | 9.652 | 9.692 Nel normale svolgimento del business Eni emette garanzie a favo- re di società non consolidate (joint venture o collegate) in relazione all’adempimento di obbligazioni contrattuali, principalmente contrat- ti autonomi a garanzia di buona esecuzione dei lavori, partecipazioni a gare d’appalto e altri impegni delle società partecipate nel setto- re Exploration & Production, nonché parent company guarantees a beneficio di banche e istituti finanziari che hanno erogato fondi a partecipate Eni per l’esecuzione di progetti d’interesse del Gruppo (ad esempio i progetti di sviluppo delle riserve nell’offshore del Mo- zambico). Alcune garanzie sono state rilasciate a governi ed enti di Stato con la finalità di assicurare la controparte da eventuali danni ambientali o in relazione a negligenti condotte nello sviluppo di pro- getti petroliferi o al mancato rispetto di norme contrattuali. Nei casi in cui le garanzie per danni ambientali e simili violazioni contrattuali non prevedano un tetto, i dati riportati includono la migliore stima della Direzione della potenziale massima esposizione. Nei casi in cui la Direzione non sia in grado di stimare tale ammontare massimo di potenziali futuri pagamenti, si ritiene che l’evento avverso abbia solo una remota possibilità di accadimento o abbia un impatto tra- scurabile, come nel caso della parent company guarantee rilasciata alla società a controllo congiunto Cardón IV in caso di default sulle forniture di gas equity all’ente di stato del Venezuela. L’impegno effettivo rispetto al valore nominale delle garanzie am- monta a €5.790 milioni e tiene conto dell’avanzamento delle attività e dei finanziamenti rimborsati (€6.373 milioni al 31 dicembre 2023). Anche sulla base dell’esperienza storica, si ritiene ragionevolmente probabile che tali garanzie non avranno effetti significativi sui risulta- ti economici e sui flussi di cassa del bilancio consolidato. IMPEGNI E RISCHI (€ milioni) | 31.12.2024 | 31.12.2023 ---|---|--- Impegni | 84.129 | 79.513 Rischi | 1.046 | 1.140 | 85.175 | 80.653 Gli impegni riguardano principalmente: (i) le parent company guaran- tees 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 €79.858 milioni (€73.615 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) la parent company guarantee per un ammontare complessivo di €3.849 milioni (€3.619 milioni al 31 dicembre 2023) rilasciata nell’in- teresse di Eni Abu Dhabi Refining & Trading BV a seguito dell’accor- do 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 parte- cipazione azionaria; (iii) gli impegni della linea di business Plenitude per l’acquisto di progetti nel campo delle energie rinnovabili negli Stati Uniti, in Italia, in Norvegia e in Spagna per €246 milioni (€107 milioni al 31 dicembre 2023). I rischi riguardano: (i) rischi di custodia di beni di terzi per €772 milio- ni (€879 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) indennizzi relativi a impegni assunti per la cessione di partecipazioni e rami aziendali per €264 milioni (€250 milioni al 31 dicembre 2023). ALTRI IMPEGNI E RISCHI Gli altri impegni includono gli accordi assunti per le iniziative di fo- restry, 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 conservazio - ne delle foreste. Inoltre, a seguito della cessione di partecipazioni e di rami aziendali o ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 350 di operazioni di perdita del controllo, Eni ha assunto rischi non quantifica- bili 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 deconsolida - mento 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 2024 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, prevede che tale situazio - ne si protrarrà anche nel 2025 data anche l’invarianza del contesto ester- no. Nell’ambito delle cessioni di asset oil&gas, gli obblighi di abbandono e ripristino siti potrebbero ritornare in capo al venditore qualora l’acquirente non adempia agli obblighi dovuti. Questa eventualità si applica alla ces - sione delle proprietà petrolifere in Alaska alla Hilcorp. Nel caso della bu- siness combination con Ithaca, questa eventualità è considerata remota considerando la solidità patrimoniale dell’acquisita. Nella cessione della controllata NAOC, Eni è stata sollevata da qualsiasi obbligo di abbandono e ripristino siti o di passività ambientali anche in relazione agli accordi presi prima della cessione. Gestione dei rischi finanziari Di seguito è fornita la descrizione dei rischi finanziari e della relativa ge- stione. Con riferimento al rischio di credito i parametri adottati per la deter- minazione dell’Expected Credit 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 2024 la Società dispone di riserve di liquidità che il mana- gement reputa sufficienti a far fronte alle obbligazioni finanziarie in sca- denza nei prossimi diciotto mesi. Rischi finanziari La gestione dei rischi finanziari si basa su linee di indirizzo emanate dal Consiglio di Amministrazione di Eni SpA nell’esercizio del suo ruolo di indi- rizzo 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 finanziari”). 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 mo- dello 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 possano influire negativamente sul valore delle attività, delle passività o dei flussi di cassa attesi. La gestione del rischio di mercato è disciplinata dalle sopraindica- te “Linee di indirizzo” e da procedure che fanno riferimento a un modello centralizzato di gestione delle attività finanziarie, basato sulle Strutture di Finanza Operativa (Finanza Eni Corporate 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 quanto attiene alle attività in derivati su commodity. In particolare, Finan- za Eni Corporate 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 Glo- bal Energy Markets SpA assicurano la negoziazione sui mercati dei relativi derivati di copertura sulle commodity attraverso l’attività di execution. Eni SpA, Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA (anche per tramite della consociata Eni Trading & Shipping Inc) svolgono la ne- goziazione 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 intermediazione in genere (ad es. SEF), sia su base bilaterale Over the Counter, con le con- troparti esterne. Le altre entità legali di Eni che hanno necessità di deri- vati 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 mi- nimizzare 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 ottimizzazione. 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 espo- sta. Nel caso in cui dal monitoraggio risulti che alcuni derivati non sono risk reducing, questi vengono riclassificati nel trading proprietario. L’attivi- tà 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 del- le 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 controllo 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 portafoglio 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 portafoglio esposto al rischio, dati un de- terminato livello di confidenza e un holding period, ipotizzando variazioni avverse nelle variabili di mercato e tenuto conto della correlazione esisten- te 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 centralizzano le po- sizioni a rischio di Eni a livello consolidato, massimizzando ove possibile i benefici del netting. Le metodologie di calcolo e le tecniche di misura- zione utilizzate sono conformi alle raccomandazioni del Comitato di Ba- silea 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 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 351 alla minimizzazione del rischio, favorendone il trasferimento alle Strutture di Finanza Eni Corporate. 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 obiettivi di stabilità relativi ai margini com- merciali/industriali. In questo caso sono definiti limiti massimi di rischio espressi in ter- mini 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 prez- zo delle commodity prevede un meccanismo di allocazione e sub-al- locazione dei limiti di rischio alle singole unità di business esposte. Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA, oltre a ge- stire 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 liquidi- tà all’interno della quale si individua l’ammontare di liquidità stra- tegica, per consentire di far fronte a eventuali fabbisogni straor- dinari, gestita dalla funzione finanza di Eni SpA con l’obiettivo di ottimizzazione 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 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 liquidità. Le quattro tipolo- gie di rischio di mercato, le cui politiche di gestione e di controllo sono state sopra sintetizzate, presentano le caratteristiche di se- guito 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 attività di business coinvolte e coprendo con il mercato l’esposizione resi- dua, massimizzando i benefici derivanti dal netting. Al fine di gestire l’esposizione residua, le “Linee di indirizzo” ammettono l’utilizzo di dif- ferenti 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 calco- lata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante dall’accentramento sulle Strutture di Finan- za Eni Corporate 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 un giorno. Rischio di mercato - tasso d’interesse Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e passività finanziarie dell’impresa valutate al fair value e sul livello degli oneri e proventi finanziari. L’obiettivo di risk management Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttu- ra finanziaria definiti e approvati nel “Piano Finanziario”. Le Strut- ture di Finanza Eni Corporate, in funzione del modello di finanza accentrata, raccolgono i fabbisogni finanziari Eni e gestiscono le posizioni rivenienti, 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 per gestire il bilanciamento tra indebitamento 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 al- goritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contri- buzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante da posizioni a rischio tasso di interesse viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l’approccio parametrico (varian- za/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di un giorno. Rischio di mercato - commodity Il rischio di prezzo delle commodity è identificato come la possi- bilità che fluttuazioni del prezzo delle materie prime e dei prodotti di base producano significative variazioni dei margini operati- vi di Eni, determinando un impatto sul risultato economico, tale da compromettere gli obiettivi definiti nel piano quadriennale e nel budget. Il rischio di prezzo delle commodity è riconducibile ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 352 alle seguenti categorie di esposizione: (i) esposizione strategica: esposizioni identificate direttamente dal Consiglio di Amministra- zione 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 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 raffinazione e gli stoccaggi di lungo periodo funzionali alle connesse attività logistico-industriali; (ii) esposizione commerciale: tale tipologia di esposizioni è costi- tuita dalle componenti contrattualizzate collegate alle attività commerciali/industriali (esposizioni contracted) di norma affe- renti 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 even- tuali operazioni di gestione del rischio. Le esposizioni commer- ciali sono connotate dalla presenza di attività di gestione siste- matica 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 esposizioni commerciali sono ricomprese, in particolare, le esposizioni oggetto di asset backed hedging, de- rivanti dalla flessibilità/opzionalità degli asset; (iii) 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 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 im- piegate in combinazione ad altre esposizioni di natura commer- ciale al fine di sfruttare opportunità di naturale compensazione tra i rischi (Natural Hedge) e ridurre conseguentemente il ricorso agli strumenti derivati (attivando pertanto logiche di mercato in- terno). Per quanto riguarda le esposizioni di natura commerciale, l’obiettivo di risk management Eni è l’ottimizzazione delle attività “core” e preservare i risultati economici/finanziari. Per la gestio- ne 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 Eni Corporate per la gestione del collegato rischio cambio, utilizza strumenti derivati negoziati nei mercati regolati, MTF, OTF e stru- menti derivati negoziati sui circuiti Over the Counter (in partico- lare 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 stan- dard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato forni- te da primari info-provider pubblici o da operatori specifici del settore. Il VaR derivante dalle posizioni delle Linee di Business esposte a rischio commodity viene calcolato con frequenza gior- naliera secondo l’approccio della simulazione storica ponderata, 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 identificato come la possibilità che fluttuazioni del prezzo degli strumenti inve- stiti (obbligazioni, strumenti di money market e fondi comuni di in- vestimento) influiscano sul valore degli stessi in fase di alienazione o quando sono valutati in bilancio al fair value. La costituzione e il mantenimento della riserva di liquidità si propongono principalmen- te di garantire la flessibilità finanziaria necessaria per far fronte a eventuali fabbisogni straordinari (es. difficoltà di accesso al credito, shock esogeni, quadro macroeconomico e operazioni 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 investi- mento della liquidità strategica, Eni ha definito una politica di investi- mento 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 governance cui attenersi e introdotto un ap- propriato sistema di controllo. Più in particolare, l’attività di gestio- ne 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 emit- tente, comparto di attività e Paese 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 permesso il ricorso alla leva finanziaria né la vendita allo scoperto. Al 31 dicembre 2024 il rating medio del portafoglio complessivo di Liquidità Strategica è pari a A/A-, in linea rispetto a quello di fine 2023. Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2024 in termini di VaR (raffrontati con quelli dell’esercizio 2023) 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 espo- sizione); relativamente alla liquidità strategica è riportata la sensiti- vity a variazioni dei tassi di interesse. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 353 (Value at Risk - approccio parametrico varianze/covarianze; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 99%) | | 2024 | | | 2023 | ---|---|---|---|---|---|--- | | | | Fine | | | | Fine (€ milioni) | Massimo | Minimo | Media | esercizio | Massimo | Minimo | Media | esercizio Tasso di interesse(a) | 13,03 | 3,92 | 5,95 | 7,50 | 7,26 | 0,90 | 2,30 | 1,32 Tasso di cambio(a) | 5,47 | 0,07 | 1,65 | 0,69 | 0,62 | 0,04 | 0,21 | 0,33 (a) I valori relativi al VaR di Tasso di interesse e di cambio comprendono le strutture di Finanza Operativa Eni Corporate e Banque Eni SA. I valori del 2023 sono calcolati con: holding period: 20 giorni; intervallo di confidenza: 99%. (Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%) | | 2024 | | | 2023 | ---|---|---|---|---|---|--- | | | | Fine | | | | Fine (€ milioni) | Massimo | Minimo | Media | esercizio | Massimo | Minimo | Media | esercizio Portfolio Management Esposizioni Commerciali(a) | 69,66 | 6,20 | 24,10 | 6,32 | 257,89 | 6,38 | 55,35 | 6,71 Trading(b) | 1,74 | 0,21 | 0,53 | 0,31 | 1,53 | 0,05 | 0,43 | 0,21 (a) Il perimetro consiste nell’area di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing, REVT, Plenitude, Eni Trading & Biofuels, Eni Global Energy Markets (portafogli commerciali). 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 i derivati finanziari di copertura di competenza. Di conseguenza l’andamento del VaR di GGP, Power G&M, 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, Eni Global Energy Markets SpA e a Eni Trading & Shipping Inc. (Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP) | | 2024 | | | 2023 | ---|---|---|---|---|---|--- | | | | Fine | | | | Fine (€ milioni) | Massimo | Minimo | Media | esercizio | Massimo | Minimo | Media | esercizio Liquidità strategica Portafoglio euro | 0,60 | 0,20 | 0,40 | 0,60 | 0,22 | 0,13 | 0,18 | 0,19 (Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP) | | 2024 | | | 2023 | ---|---|---|---|---|---|--- | | | | Fine | | | | Fine ($ milioni) | Massimo | Minimo | Media | esercizio | Massimo | Minimo | Media | esercizio Liquidità strategica Portafoglio dollaro USA | 0,20 | 0,10 | 0,10 | 0,10 | 0,12 | 0,04 | 0,08 | 0,11 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 354 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 e dalle posizioni in contratti derivati, le policy interne pre- vedono il controllo dell’esposizione e della concentrazione attraverso limiti di rischio credito espressi in termini di massimo affidamento e corrispondenti a diverse classi di controparti finanziarie basate sul rating fornito dalle principali agenzie. Il rischio è gestito dalle fun- zioni 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 in coerenza con il modello di finanza accen- trata. Nell’ambito dei massimali definiti per classe di rating, sono in- dividuati 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 attraver- so 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 rispet- tare gli impegni di pagamento a causa della difficoltà di reperire fondi (funding liquidity risk) o di liquidare attività sul mercato (asset liqui- dity risk). La conseguenza del verificarsi di detto evento è un impatto negativo sul risultato economico nel caso in cui l’impresa sia costret- ta a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o, come estrema conseguenza, una situazione di insolvibilità che pone a rischio la continuità aziendale. Tra gli obiettivi di risk management di Eni vi è il mantenimento di un ammontare adeguato di risorse finanziarie prontamente 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 elasticità operativa ai progetti di sviluppo dell’azienda. A tal fine Eni mantiene una riserva di liquidità strategica costituita prevalentemente da stru- menti 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 soddi- sfare le prevedibili necessità finanziarie, attraverso la disponibilità di attivi finanziari e di linee di credito nonché l’accesso, tramite il siste- ma creditizio e i mercati dei capitali, a un’ampia gamma di tipologie di finanziamento. A fronte del perdurare della volatilità dei mercati delle commodity e del connesso impegno finanziario legato alla mar- ginazione dei derivati in commodity, Eni ha consolidato la flessibilità finanziaria raggiunta nei precedenti esercizi, 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 dicembre 2024 il programma risulta utilizzato per €15,3 miliardi. Standard & Poor’s assegna ad Eni il rating A- con outlook Negativo 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 prettamente endogene e di mercato, al rating sovrano dell’Italia. A tale proposito, sulla base delle metodolo- gie utilizzate dalle agenzie di rating, un downgrade del rating sovrano RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 355 italiano può ripercuotersi sul rating delle società emittenti italiane, tra cui Eni. Nel corso del 2024 S&P ha rivisto l’outlook di Eni da Stabile a Negativo. Nel corso del 2024 Eni ha ampliato il proprio programma di Euro Commercial Paper da €4 a €6 miliardi. Al 31 dicembre 2024 il valore complessivo delle linee di credito committed disponibili è pari a €9 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) | 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | 2029 | Oltre | Totale 31.12.2024 | | | | | | | Passività finanziarie | 8.370 | 2.410 | 2.815 | 5.568 | 2.018 | 8.916 | 30.097 Passività per beni in leasing | 1.261 | 781 | 663 | 572 | 468 | 2.688 | 6.433 Passività per strumenti finanziari derivati | 1.921 | 31 | 6 | 48 | 4 | 64 | 2.074 | 11.552 | 3.222 | 3.484 | 6.188 | 2.490 | 11.668 | 38.604 Interessi su debiti finanziari | 880 | 705 | 661 | 552 | 369 | 2.786 | 5.953 Interessi su passività per beni in leasing | 336 | 284 | 248 | 212 | 184 | 708 | 1.972 | 1.216 | 989 | 909 | 764 | 553 | 3.494 | 7.925 Garanzie finanziarie | 1.106 | | | | | | 1.106 | | | Anni di scadenza | | ---|---|---|---|---|--- | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | Oltre | Totale 31.12.2023 | | | | | | | Passività finanziarie | 7.432 | 2.689 | 3.219 | 2.611 | 5.520 | 7.780 | 29.251 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 Le passività per beni in leasing comprensive della quota interessi sono riferibili per €925 milioni (€741 milioni al 31 dicembre 2023) alla quota di competenza dei partner delle joint operation non incorporate operate da Eni che sarà recuperata attraverso il meccanismo di riaddebito delle cash call. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 356 Nella tabella che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e altri debiti. | | Anni di scadenza | ---|---|---|--- (€ milioni) | 2025 | 2026-2029 | Oltre | Totale 31.12.2024 | | | | Debiti commerciali | 15.170 | | | 15.170 Altri debiti e anticipi | 6.922 | 59 | 121 | 7.102 | 22.092 | 59 | 121 | 22.272 | | Anni di scadenza | ---|---|---|--- | 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 PAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI OBBLIGAZIONI CONTRATTUALI 25 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 pos- sibilità 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 indu- striale 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 2025 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) | 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | 2029 | Oltre | Totale Costi di abbandono e ripristino siti(a) | 918 | 614 | 577 | 572 | 779 | 11.009 | 14.469 Costi relativi a fondi ambientali | 743 | 603 | 457 | 361 | 354 | 1.220 | 3.738 Impegni di acquisto(b) | 22.828 | 20.864 | 16.216 | 14.503 | 12.108 | 58.558 | 145.077 \- Gas | | | | | | | Take-or-pay | 20.015 | 19.672 | 15.800 | 14.170 | 11.970 | 58.247 | 139.874 Ship or pay | 683 | 514 | 331 | 329 | 135 | 286 | 2.278 \- Altri impegni di acquisto | 2.130 | 678 | 85 | 4 | 3 | 25 | 2.925 Altri Impegni | 11 | 7 | | | | | 18 \- Memorandum di intenti Val d'Agri | 11 | 7 | | | | | 18 Totale(c) | 24.500 | 22.088 | 17.250 | 15.436 | 13.241 | 70.787 | 163.302 (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 €155 milioni. (25) I pagamenti relativi ai benefici per i dipendenti sono indicati alla nota n. 22 - Fondi per benefici ai dipendenti. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 357 IMPEGNI PER INVESTIMENTI Nel prossimo quadriennio Eni prevede di eseguire un programma d’investimenti tecnici e in partecipazioni di circa €33 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) | 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | Oltre | Totale Impegni per investimenti committed | 7.674 | 5.896 | 3.579 | 2.280 | 174 | 19.603 ALTRE INFORMAZIONI SUGLI STRUMENTI FINANZIARI | 2024 | 2023 ---|---|--- | | 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) | 6.797 | 388 | | 6.782 | 284 | \- Strumenti derivati non di copertura e di trading(b) | (1.119) | (73) | | 837 | 417 | Partecipazioni minoritarie valutate al fair value(c) | 1.395 | 227 | 62 | 1.256 | 255 | 45 Crediti e debiti e altre attività/passività valutate al costo ammortizzato: | | | | | | \- Crediti commerciali e altri crediti(d) | 17.753 | (106) | | 17.054 | (285) | \- Crediti finanziari(e) | 4.238 | 233 | | 3.136 | 141 | \- Titoli(a) | 62 | 1 | | 61 | 1 | \- Debiti commerciali e altri debiti(a) | 22.273 | (153) | | 20.808 | 69 | \- Debiti finanziari(f) | 30.390 | (1.176) | | 28.729 | (734) | Attività (passività) nette per contratti derivati di copertura(g) | 7 | (95) | (912) | (35) | (442) | 541 (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 €352 milioni di oneri (proventi per €478 milioni nel 2023) e nei “Proventi (oneri) finanziari”. (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 €168 milioni di svalutazioni nette (€249 milioni di svalutazioni nette nel 2023) e nei “Proventi (oneri) finanziari” per €62 milioni di proventi (oneri per €36 milioni nel 2023), comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso d’interesse effettivo per €27 milioni (€15 milioni di interessi attivi nel 2023). (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 €175 milioni (€144 milioni di interessi attivi nel 2023) e svalu- tazioni nette per €22 milioni (€6 milioni di svalutazioni nette nel 2023). (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 €897 milioni (€743 milioni di interessi passivi nel 2023). (g) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei “Ricavi della gestione caratteristica”, negli “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi” e “Proventi (oneri) finanziari”. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 358 INFORMAZIONI SULLA COMPENSAZIONE DI STRUMENTI FINANZIARI | Ammontare lordo | Ammontare lordo | Ammontare netto delle attività ---|---|---|--- | delle attività e passività | delle attività e passività | e passività finanziarie rilevate (€ milioni) | finanziarie | finanziarie compensate | nello schema di stato patrimoniale 31.12.2024 | | | Attività finanziarie | | | Crediti commerciali e altri crediti | 21.330 | 4.429 | 16.901 Altre attività correnti | 5.182 | 1.520 | 3.662 Altre attività non correnti | 4.012 | 1 | 4.011 Passività finanziarie | | | Debiti commerciali e altri debiti | 26.521 | 4.429 | 22.092 Altre passività correnti | 6.569 | 1.520 | 5.049 Altre passività non correnti | 4.450 | 1 | 4.449 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 La compensazione di attività e passività finanziarie riguarda: (i) cre- diti e debiti verso enti di Stato del settore Exploration & Production per €4.429 milioni (€3.385 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) altre atti- vità e passività correnti e non correnti relative a strumenti finanziari derivati per €1.508 milioni (€2.895 milioni al 31 dicembre 2023) e altre attività e passività per €13 milioni. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 359 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 pe- nale sulle attività di bonifica del sito di Crotone nel suo com- plesso. Nel frattempo il nuovo progetto di bonifica presentato dalla Società POB fase 2 è stato approvato da parte del Mini- stero dell’Ambiente. Con ordinanza del 10 gennaio 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 decreti autorizzativi delle medesime. Si rimane in attesa della determinazione del Pubblico Ministero conseguente al deposito di questa consu- lenza integrativa. ii) Eni Rewind SpA – Discarica di Minciaredda, sito di Porto Torres. Nel 2015 la Procura di Sassari ha avviato un procedi- mento 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 deno- minata “Minciaredda”, gestita da Eni Rewind SpA, alla quale è stato contestato il corrispondente illecito amministrativo ai sensi del D.lgs. 231/01. Con riferimento all’iter di bonifi- ca dell’area Minciaredda, nel luglio 2018 è stato decretato il progetto di bonifica dei suoli e delle falde c.d. 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 e 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 autorizzazio- ne. Alla Raffineria di Gela è contestato l’illecito amministrati- vo da reato ai sensi del D.lgs. 231/01. Questo procedimen- to penale aveva inizialmente ad oggetto l’accertamento del presunto inquinamento del sottosuolo derivante da perdite 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 bo- nifica del sito. Il Giudice ha poi riunito in questo procedimento altre indagini aventi ad oggetto episodi inquinanti collegati all’esercizio di altri impianti della Raffineria di Gela e perdi- te di idrocarburi dalle condotte della società EniMed. È stata emessa sentenza di assoluzione di primo grado nei confronti degli imputati e dell’ente. 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 Viggia- no e smaltiti in impianti di depurazione su territorio nazio- nale, nel marzo 2016 la Procura di Potenza ha disposto gli arresti domiciliari per cinque dipendenti Eni e posto sotto sequestro alcuni impianti funzionali all’attività pro- duttiva in Val d’Agri, che conseguentemente è stata inter- rotta. La difesa ha condotto degli accertamenti tecnici indipendenti avvalendosi di esperti di livello internazio- nale, i quali hanno accertato la rispondenza dell’impian- to alle Best Available Technologies e alle Best Practice internazionali. Parallelamente, la Società ha individuato una soluzione tecnica consistente in modifiche non so- stanziali all’impianto, per il convogliamento delle acque risultanti dal processo di trattamento delle linee gas, ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 360 con la finalità di eliminare l’azione di “miscelazione” nei termini contestati. Tale soluzione è stata approvata dalla Procura, consentendo a Eni di riavviare la produzione e la reiniezione in giacimento nel pozzo Costa Molina 2 nell’a- gosto 2016. Su richiesta della Regione è stato aperto l’iter amministrativo di riesame dell’AIA. Nell’ambito del proce- dimento 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, so- speso l’attività industriale presso il COVA, anticipando quan- to disposto dalla Delibera della Giunta Regionale. Nel luglio 2017 Eni ha riavviato l’attività petrolifera avendo ricevuto le necessarie autorizzazioni da parte della Regione una volta completati gli accertamenti e le verifiche, che hanno confer- mato l’integrità dell’impianto e la presenza delle condizioni di sicurezza. Nello stesso anno, Eni ha proceduto in manie- ra tempestiva a dotare tutti i serbatoi del COVA del doppio fondo, ha dato esecuzione a tutte le prescrizioni degli enti eseguendo tutte le attività di bonifica e messa in sicurezza necessarie per il regolare svolgimento dell’attività petrolifera e ha provveduto a risarcire i danni ai privati proprietari delle aree limitrofe al COVA e impattate dall’evento. A conclusio- ne 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 preliminare il GUP, con riferimen- to all’imputazione ad Eni ex D.lgs. 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 amministrativa, mentre con riferimento all’imputazione ad Eni per i fatti successivi al 2015, ha accol- to l’eccezione difensiva di nullità assoluta della richiesta di rinvio a giudizio, con restituzione degli atti alla Procura della Repubblica. Infine, il GUP ha disposto il rinvio a giudizio dei due dipendenti Eni davanti al Tribunale di Potenza, qualifican- do l’imputazione nei loro confronti nella fattispecie di reato di disastro innominato. Numerose parti hanno presentato istanza 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 ricostitu- ita. 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, il Pubblico Ministero ha emesso nuova richie- sta di rinvio a giudizio. All’esito dell’udienza preliminare il GUP ha emesso il decreto che dispone il giudizio nei confronti di Eni SpA. Il collegio ha annullato tale decreto per indetermina- tezza dell’imputazione nei confronti dell’ente, restituendo gli atti al GUP. vi) Raffineria di Gela SpA e Eni Mediterranea Idrocarburi (Eni- Med) SpA – Gestione rifiuti discarica Camastra. Nel giugno 2018 la Procura di Palermo ha avviato nei confronti delle so- cietà Eni Raffineria di Gela e EniMed un procedimento pena- le 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 terza. La Procura ha contestato tale reato agli Amministratori Delegati pro tempore delle due società Eni; alle società è contestato l’illecito ammi- nistrativo da reato di cui al D.lgs. 231/01. La condotta illecita deriverebbe dalla fraudolenta certificazione dei rifiuti ai fini del- la ricezione in discarica. A seguito delle attività difensive esple- tate, 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 proce- dimento è in corso dinanzi al Tribunale di Agrigento al quale è stato trasferito per competenza territoriale. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 361 vii) Versalis SpA – Sequestro Preventivo presso lo stabilimento di Priolo Gargallo. Nel febbraio 2019 il Tribunale di Siracusa, su richiesta della Procura, nell’ambito di un’indagine riguar- dante 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 del- le altre industrie del Polo Industriale, relativa alle emissioni prodotte dal complesso industriale di Priolo Gargallo ha di- sposto il sequestro preventivo, consentendo la facoltà d’uso, degli impianti di Versalis che, sulla base dei rilievi tecnici for- mulati dai consulenti tecnici nominati dalla Procura, presen- tano punti di emissioni convogliate e diffuse non conformi alle Best Available Techniques (BAT). Il Tribunale del Riesa- me, valutati i miglioramenti impiantistici realizzati da Versalis prima ancora del sequestro nel marzo 2019 ha disposto l’an- nullamento del provvedimento. Nel marzo 2021 quindi è sta- to notificato avviso di conclusione delle indagini preliminari, con la formulazione da parte della Procura delle ipotesi di reato già ipotizzate in precedenza. Allo stato non si ha notizia di ulteriori sviluppi processuali. viii) Versalis SpA – Sequestro dell’impianto di depurazione gestito 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. Le persone giuridiche Versalis, Priolo Servizi e le altre so- cietà coinsediate risultavano Enti indagati ai sensi del D.l- gs. 231/01. In data 15 giugno 2022 il GIP del Tribunale di Siracusa disponeva il sequestro dell’impianto di depurazio- ne e delle quote societarie di IAS SpA, con la nomina di un amministratore giudiziario dei beni sottoposti a sequestro. Successivamente, le indagini sono state estese anche all’at- tuale 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 interpre- tato nel senso di imporre nuovi e diversi limiti allo scarico rispetto a quelli contenuti nelle autorizzazioni in capo alla società. Nel frattempo, è stata sospesa dalla Regione Sicilia l’AIA rilasciata per la gestione, da parte di IAS, del depurato- re. Versalis ha, quindi, impugnato davanti al TAR il provve- dimento di avvio di riesame della sua AIA e, con separato ricorso, il provvedimento di sospensione dell’AIA di IAS da parte della Regione Sicilia. Al contempo, il GIP di Siracusa ha sollevato questione di legittimità alla Corte costituziona- le 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 continu- ità dell’attività produttiva dei soci industriali del petrolchi- mico. Versalis si è, quindi, costituita in giudizio davanti alla Corte costituzionale che all’esito dell’udienza del 7 maggio 2024, ha dichiarato l’illegittimità costituzionale della norma in esame nella parte in cui non prevede che le misure ivi indicate si applichino per un periodo di tempo non superiore a trentasei mesi. È pendente un procedimento innanzi al Tri- bunale di Roma relativo all’autorizzazione alla prosecuzione dell’attività produttiva. Il Tribunale ha trasferito tale proce- dimento alla Corte Costituzionale e Versalis si è costituita in giudizio. Nel frattempo, il procedimento penale rimane 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 Procura della Repubblica di Gela ha avviato un procedimento penale per presunti reati di inquinamento ambientale, omessa bonifi- ca, lesioni personali colpose e gestione illecita di rifiuti nell’a- rea 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 Raffineria di Gela, Isaf e Versalis, ove sono ubicate le vecchie discariche, alle attività di decommissioning dell’impianto acido fosforico di proprietà della Isaf gestite sulla base di un contratto di man- dato da Eni Rewind SpA, nonché alla gestione delle attività in corso di bonifica della falda (efficacia ed efficienza del siste- ma 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 destinate alla attuazione del progetto di bonifica delle acque di falda, nominando un Amministratore Giudiziario ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 362 incaricato della relativa gestione. L’Amministratore Giudizia- rio ha depositato 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 miglioramenti di implementazione da parte della Società di concerto con gli enti pubblici preposti. Da ultimo, la Procura della Repubblica di Gela ha emesso il decreto di citazione a giudizio. Il 29 gennaio 2025, in esito al dibattimento di primo grado, il Tribunale di Gela ha emesso la sentenza di assolu- zione “perché il fatto non sussiste” nei confronti di tutti gli imputati, disponendo contestualmente la revoca del seque- stro e della nomina dell’amministratore giudiziario. 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 sotter- ranee, in coordinamento con gli enti pubblici di controllo e a proseguire l’iter di bonifica fino a quando ha avuto la di- sponibilità del sito. La Procura di Civitavecchia contesta, tra gli altri, all’ex capo deposito carburanti Eni di Civitavecchia, l’ipotesi di reato di inquinamento ambientale. Eni risulta in- dagata ai sensi del D.lgs. 231/2001. Il procedimento a cari- co delle persone fisiche è pendente in fase di instaurazione del giudizio di primo grado. xiii) Eni SpA R&M Deposito di Genova Pegli – Procedimento penale sversamento greggio – settembre 2022. A seguito di una fuoriuscita di greggio verificatasi presso il deposi- to 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, contestato a carico di quattro dipendenti Eni mentre alla So- cietà è contestato l’illecito amministrativo ex D.lgs. 231/01. Il procedimento pende nella fase delle indagini preliminari. xiv) Raffineria di Sannazzaro – Procedimento penale scarichi e inquinamento ambientale – Procura di Pavia. È in corso un procedimento penale che vede indagati alcuni direttori e Responsabili HSE pro tempore della Raffineria di Sannazza- ro de’ Burgondi per ipotesi di reati di inquinamento ambien- tale ed omessa bonifica nonché Eni SpA quale ente indaga- to ex D.lgs. n.231/2001, in relazione al reato presupposto di inquinamento ambientale, con sequestro probatorio dell’im- pianto di depurazione (TAE) della Raffineria e possibile al- largamento dell’area interessata al possibile inquinamento oltre le barriere idrauliche del sito. Il 28 novembre 2023 l’impianto TAE è stato dissequestrato. La Procura ha disposto tre accertamenti tecnici irripetibili, nel corso dei quali si è appreso di ulteriori contestazioni in materia ambientale. A conclusione delle indagini preliminari sono state confermate le contestazioni formulate. xv) Eni SpA – Deposito di Pomezia – Inquinamento ambientale colposo. È in corso un procedimento penale avente ad ogget- to un presunto reato di inquinamento colposo della falda idri- ca sottostante il deposito di carburanti di Pomezia, imputabile secondo l’impianto accusatorio a perdite di prodotto dai serba- toi. La Procura della Repubblica procedente ha incaricato dei propri consulenti di eseguire gli accertamenti tecnici in sito al fine di verificare lo stato di contaminazione delle matrici am- bientali in corrispondenza dei serbatoi. A esito di tali verifiche sono stati iscritti nel registro degli indagati due dipendenti Eni per il reato contestato, nonché Eni per l’illecito amministrati- vo ai sensi del D.lgs. n. 231/01. Successivamente, il Pubblico Ministero ha emesso richiesta di rinvio a giudizio e, all’esito RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 363 dell’udienza preliminare, è stato emesso il decreto che dispone il giudizio. Il procedimento pende in fase di instaurazione del giudi- zio di primo grado. xvi) Eni SpA – Deposito di Calenzano – esplosione. Il procedimento penale ha ad oggetto l’incidente mortale che ha coinvolto cinque contrattisti Eni a causa di un’esplosione mentre erano impegnati nello svolgimento di operazioni presso il deposito di carburanti di Calenzano il 9 dicembre 2024 e nell’ambito del quale è stato dispo- sto il sequestro probatorio del sito. Nell’ambito del procedimento, inizialmente rubricato contro ignoti per i reati di omicidio colpo- so plurimo aggravato, rimozione od omissione dolosa di cautele contro infortuni sul lavoro e disastro innominato, la Procura della Repubblica ha incaricato un pool di consulenti tecnici al fine di ri- costruire la dinamica dell’evento e individuare eventuali profili di responsabilità e nel corso delle indagini sinora espletate sono stati eseguiti diversi decreti di perquisizione con l’acquisizione di tutta la documentazione richiesta, prodotta spontaneamente dalla società. In seguito, la Procura della Repubblica ha notificato informativa di garanzia in qualità di soggetti indagati nei confronti del soggetto Datore di Lavoro e Gestore del Deposito di Calenzano e di altri Re- sponsabili e operatori di aree tecniche operative legate alle attività del deposito nonché di due dipendenti di un fornitore, per le ipotesi di reato di concorso in omicidio colposo plurimo, concorso in lesioni personali colpose plurime e concorso in disastro innominato col- poso, oltre che nei confronti di Eni SpA ai sensi del D. Lgs. 231/01. Contestualmente, la Procura della Repubblica ha richiesto al Giudice per le indagini preliminari un incidente probatorio per l’espletamento di una perizia. La società sta raccogliendo tutte le richieste risarcito- rie rispetto ad ogni danno materiale e non materiale verificatosi, ai fini di una loro liquidazione a prescindere da ogni profilo di merito della vicenda. È stato accantonato un fondo rischi che accoglie la stima preliminare dei danni conseguenti all’evento. Il procedimento pende tuttora nella fase delle indagini preliminari. 1.2 Procedimenti in materia di salute, sicurezza, ambiente e antitrust di natura civile o amministrativa i) Repubblica del Kazakhstan/Eni SpA, Agip Karachaganak BV et al. La Repubblica del Kazakhstan (“Repubblica”) ha promosso un arbitrato internazionale nei confronti del consorzio di compagnie petrolifere internazionali che gestisce il campo di Karachaganak, ai sensi del Final Production Sharing Agreement che governa le attività di progetto (quota Eni nella JV pari al 29,25%). La Repubblica avanza contestazioni relative al cost recovery delle compagnie nel periodo 2010-2020 e ha formalmente avviato i procedimenti nel marzo 2023 con la nomina dell’arbitro. Nell’aprile 2024, la Repubblica ha presenta- to il proprio statement of claim ed il procedimento è ora in corso. Eni sta continuando a valutare il merito dei claim arbitrali alla luce delle evidenze istruttorie disponibili e pertanto, al momento, non è possibi- le stimare in modo affidabile l’esito del procedimento. ii) Repubblica del Kazakhstan/Agip Caspian Sea BV et al. La Repub- blica del Kazakhstan (“Repubblica”) ha promosso un ulteriore arbitra- to internazionale, ai sensi del North Caspian Sea Production Sharing Agreement “NCSPSA” nei confronti del Contractor (quota Eni nel con- sorzio 16,67%). I Claim avanzati dalla Repubblica si riferiscono ad as- serite violazioni del NCSPSA, incluse eccezioni di cost recovery ed il mancato perseguimento delle opportunità di sviluppo. Il procedimen- to è in corso; Eni sta continuando a valutare il merito dei claim arbitrali alla luce delle evidenze istruttorie disponibili e, pertanto, al momento non è possibile stimare l’esito del procedimento. iii) Procedimento amministrativo Novamont. Nel 2024 l’Autorità Garan- te della Concorrenza e del Mercato (ACGM) ha avviato un procedi- mento nei confronti di Novamont SpA, dandone comunicazione alla controllante Eni SpA, per asserito abuso di posizione dominante nel mercato delle bioplastiche. Nel mese di febbraio 2025 AGCM ha invia- to alla Società la comunicazione delle risultanze istruttorie. Alla data di deposito del bilancio, è in corso l’analisi delle risultanze istruttorie ai fini delle successive fasi procedimentali. La Società ritiene di avere va- lidi elementi di difesa a sostegno della correttezza del proprio operato. iv) Eni Rewind SpA – Versalis SpA – Eni SpA (R&M) – Rada di Augu- sta. Il vasto contenzioso amministrativo prende le mosse nel settem- bre 2017 dall’atto di diffida e messa in mora da parte del Ministero dell’ambiente rivolto alle società facenti parte del polo petrolchimico di Priolo, comprese Eni Rewind, Polimeri Europa (ora Versalis) ed Eni (R&M), a presentare dei progetti per la rimozione dei sedimenti della Rada di Augusta, sulla base di un asserito accertamento della responsabilità, sulla scorta della sentenza del TAR Catania del 2012. Il Ministero in varie occasioni ha ribadito la tesi degli Enti sulla respon- sabilità delle aziende coinsediate per la contaminazione della Rada e ha diffidato le stesse dall’eseguire attività di bonifica. Nel settembre 2020 Eni Rewind ha preso parte alla CdS Istruttoria con il MATTM e gli enti competenti ed ha esposto approfondimenti sullo stato am- bientale della Rada che confermano la storicità della contaminazione e la sua non diffusione nell’ambiente circostante. Il TAR di Catania tra fine 2023 e inizio 2024 ha emesso sentenza su tutti i ricorsi presen- tati dagli operatori giudicandoli inammissibili in ragione della natura endoprocedimentale della diffida e, quindi, atto non 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, sussisten- te. Per tale ragione le società del gruppo Eni il 27 giugno 2024 hanno impugnato le sentenze del TAR limitatamente ad una interpretazione delle stesse quali confermative della sussistenza di un giudicato sulla responsabilità della contaminazione. v) 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 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 364 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 per un totale di 30 casi, volto alla verifica dell’esistenza di un nesso di causalità tra le patologie malformative e lo stato di inquinamento delle matrici am- bientali del sito di Gela (inquinamento che sarebbe derivato dalla presenza e operatività degli impianti industriali della Raffineria di Gela e di Eni Rewind SpA), nonché alla quanti- ficazione dei danni asseritamente subiti e all’eventuale com- posizione conciliativa della lite. Il medesimo tema, peraltro, era stato oggetto di precedenti istruttorie, nell’ambito di diffe- renti procedimenti penali, di cui una conclusasi senza accer- tamento di responsabilità a carico di Eni o sue controllate e una seconda tuttora pendente in fase di indagini preliminari. 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 un nesso di causa tra la patologia e il presunto inquinamento di origine industriale. La sentenza è stata impugnata innanzi alla Corte d’Appello di Caltanis- setta. Nel giugno 2021 il Tribunale civile di Gela ha emesso una seconda sentenza di merito con la quale ha rigettato la domanda risarcitoria, riconoscendo la bontà e la fondatezza delle argomentazioni difensive delle società convenute in or- dine alla insussistenza di un nesso di causa tra la patologia ed il presunto inquinamento di origine industriale. Le contro- parti soccombenti hanno presentato appello. In relazione al primo appello promosso contro la prima sentenza di merito del Tribunale civile di Gela, la Corte d’appello di Caltanissetta ha rigettato l’appello proposto e accolto l’appello 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 compensazione ivi operata non ricorrendone i presupposti di legge. La contro- parte ha proposto ricorso per Cassazione. Nel 2024 il Tribu- nale civile di Gela ha emesso altre due sentenze con le quali sono state rigettate integralmente le richieste risarcitorie degli attori. La Corte d’Appello ha confermato il rigetto delle richieste risarcitorie e l’insussistenza del nesso causale tra le patologie e il presunto inquinamento di origine industriale. vi) 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 biologici 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 realizza- zione di tutti gli interventi necessari ad eliminare le asserite situazioni di pericolo; infine, di condannare Eni al risarcimento dei danni. A esito della fase dibattimentale, il Giudice ha tra- smesso alle parti proposta di definizione conciliativa ponendo un termine alle parti per valutare la stessa e per presentare ulteriori proposte in merito. Le parti non hanno aderito alla pro- posta conciliativa. Il Giudice ha ritenuto la causa matura per la decisione e ha fissato l’udienza di precisazione delle conclu- sioni al 10 luglio 2026. vii) Eni Rewind/Provincia di Vicenza – Procedimento bonifica sito Trissino. Il 7 maggio 2019 la Provincia di Vicenza ha im- posto (con diffida) ad alcune persone fisiche e società (MITE- NI in fallimento, Mitsubishi e ICI) di provvedere alla bonifica del sito di Trissino ove ha svolto la propria attività industria- le 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 con- centrazioni significative di sostanze chimiche, considerate al- tamente tossico-nocive e cancerogene. Le analisi svolte dalla Provincia di Vicenza con il diretto coinvolgimento dell’Istituto Superiore di Sanità hanno rivelato la presenza di tali agenti nel sangue di circa 53.000 persone dell’area. Tra i responsa- bili del potenziale inquinamento, la Provincia ha individuato anche un ex dipendente di Enichem Synthesis che ha ricoper- to l’incarico di AD di MITENI tra il 1988 e il 1996, periodo in cui Enichem Synthesis (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 Provincia sono scaturiti vari ricorsi al TAR nei quali Eni Rewind è stata chiamata in causa quale “successore” di Eni- chem per il periodo di gestione del sito quale socio di mag- gioranza di MITENI, nonché quale ulteriore responsabile della potenziale contaminazione dello stabilimento di Trissino (in- sieme 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 – ul- teriori interventi antinquinamento su base volontaria e senza prestare alcuna acquiescenza rispetto agli addebiti di respon- sabilità per l’inquinamento da agenti chimici. La Provincia di Vicenza ha esteso l’individuazione del responsabile dell’inqui- namento anche a Manifatture Lane Marzotto & Figli SpA che ha impugnato il relativo provvedimento avanti al TAR Veneto. Tale atto è stato altresì impugnato da ICI3 e Eni Rewind nella parte in cui, diversamente da quanto disposto dalla Provincia nei confronti delle altre società identificate come responsa- bili dell’inquinamento, non ordina a Manifatture Lane Marzot- to & Figli di eseguire gli interventi ambientali. Con sentenze RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 365 di maggio 2024 il TAR Veneto si è pronunciato sui ricorsi promossi da ICI3 e Mitsubishi riguardanti il provvedimento di individuazione del responsabile dell’inquinamento. Il giu- dice amministrativo ha rigettato i ricorsi ritenendo legittimi gli atti della Provincia. Analogamente, con sentenza del 27 dicembre 2024, il TAR Veneto ha rigettato anche il ricorso di Eni Rewind confermando il provvedimento di identificazione adottato dalla Provincia come responsabile dell’inquinamen- to. La società sta valutando l’impugnazione della sentenza in appello. Sono in corso interlocuzioni tra le società coinvolte per verificare la possibilità di un accordo riguardante i costi della bonifica del sito. viii) 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 Ministero dell’Eco- nomia e delle Finanze e Cassa Depositi e Prestiti innanzi al Tribunale Civile di Roma. Gli attori contestano la responsabi- lità di Eni per il cambiamento climatico, lamentano danni pa- trimoniali e non patrimoniali e chiedono a Eni l’adeguamento della strategia di decarbonizzazione (riduzione emissioni del 45% entro il 2030 rispetto al 2020, o altre misure adeguate al rispetto dell’Accordo di Parigi) nonché la cessazione del- le condotte dannose. Le parti si sono costituite in giudizio, depositando tempestivamente atti e documenti. Il 10 giugno 2024 gli attori hanno promosso un separato giudizio di rego- lamento di giurisdizione, rimettendo alla Corte di Cassazione Civile la decisione definitiva in ordine alla giurisdizione del Tribunale di Roma, adito nel giudizio di merito. Il Tribunale di Roma in data 11 luglio 2024 ha disposto la sospensione del giudizio di merito fino alla definizione del regolamento di giurisdizione proposto dagli attori. Eni si è costituita tem- pestivamente in giudizio davanti alla Corte di Cassazione. Il procedimento è in corso. ix) 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 associa- zioni risiedono. Il Pastore e le associazioni chiedono un risar- cimento in solido ad Eni e NAOC per circa €48 milioni oltre all’esecuzione di opere che, secondo parte attrice, sarebbero necessarie per evitare e contenere allagamenti causati da manufatti realizzati da NAOC. La domanda presentata ripro- pone 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 ac- cordo tra le parti. La prima udienza, si è tenuta il 10 dicembre 2024\. All’udienza il giudice ha espletato senza successo il tentativo di conciliazione e successivamente ciascuna parte ha richiamato quanto dedotto negli atti ed Eni ha chiesto che la causa venga messa in decisione senza ulteriore attività istruttoria. Il Giudice si è riservato. x) Eni Rewind SpA/Regione Calabria - Provincia e Comune di Crotone - WWF Italia - ARCI e altri (ricorso TAR Catanzaro). Il decreto direttoriale del MASE del 1 agosto 2024 n. 27 ha disposto l’avvio degli scavi per l’esecuzione della bonifica del SIN di Crotone al verificarsi di alcune condizioni e ha ordinato alla Regione Calabria di avviare il procedimento di rimozio- ne del vincolo dal PAUR (che ha autorizzato la realizzazione degli impianti D15 \- deposito preliminare e D9). La Regione Calabria, la Provincia di Crotone e il Comune di Crotone non- ché le associazioni WWF e ARCI hanno impugnato il decreto con istanza cautelare avanti al TAR Catanzaro. Il vincolo im- posto dalla Regione nel PAUR obbliga Eni Rewind a smaltire i rifiuti fuori dal territorio regionale; varie verifiche svolte dalla società e confermate dagli enti pubblici hanno confermato che l’unico impianto autorizzato in grado di accogliere i rifiuti pericolosi provenienti dalla bonifica è a Crotone. Tale conclu- sione è stata sostanzialmente confermata anche dallo scou- ting presso operatori esteri (previsto dal decreto del MASE) da cui è emerso che solo 2 soggetti (sui quasi 30 contattati) sono disponibili ad accogliere i rifiuti pericolosi provenienti dalla bonifica del SIN di Crotone, in un quadro di incertezze normative, amministrative, temporali e logistiche non com- patibile con il cronoprogramma della bonifica. La resistenza della Regione a rimuovere il vincolo ha finora impedito di av- viare gli scavi per lo smaltimento dei rifiuti presenti nel sito. Il WWF e ARCI hanno altresì impugnato la diffida con cui il Ministero (del 24 settembre 2024) ha imposto a Eni Rewind – in seguito a una serie di comunicazioni inviate dalla società con le quali si diffidava la Regione ad avviare il procedimento di rimozione del vincolo PAUR come previsto dal decreto – di avviare le attività utilizzando il deposito preliminare D15 come deposito temporaneo. La società ha eseguito tutte le attività prodromiche all’avvio degli scavi dando attuazione alle prescrizioni (i.e. condizioni) del Decreto. Gli enti hanno diffidato (a gennaio 2025) Eni Rewind e la società che ge- stisce la discarica di Crotone dal sottoscrivere il contratto di conferimento dei rifiuti e, per l’effetto, le attività di scavo non sono state avviate. Avverso tali diffide Eni Rewind (e Edison) hanno proposto ricorso al TAR Calabria, che ha richiesto al Ministero una relazione sul procedimento ambientale e ha fissato la trattazione del merito al 18 giugno 2025 congiunta- mente ai ricorsi contro le diffide proposti da Eni Rewind. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 366 2\. PROCEDIMENTI CHIUSI i) Eni SpA R&M Raffineria di Livorno – Procedimento penale infortunio sul lavoro. In data 20 ottobre 2020 è stato noti- ficato presso la Raffineria di Livorno un avviso per Eni qua- le ente sottoposto ad indagini preliminari nell’ambito di un procedimento penale pendente innanzi alla Procura della 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 di- pendenti hanno riportato ustioni di secondo e terzo grado. La Società ha provveduto al risarcimento. Il reato presuppo- sto per cui è stato aperto il procedimento è quello di lesioni personali aggravate mentre alla Società viene contestato l’il- lecito 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 giudizio. All’esito del primo grado di giudizio, in data 12 marzo 2024 il Tribunale ha emesso sentenza di assoluzione delle persone fisiche impu- tate e di Eni SpA ai sensi del D.lgs. 231/2001. La sentenza di assoluzione non è stata impugnata ed è dunque passata in giudicato. ii) 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 com- pagnie, finalizzati all’ottenimento del risarcimento dei danni riconducibili all’incremento del livello e della temperatura del mare nonché al dissesto del ciclo idrogeologico. In data 25 aprile 2023, la Corte Suprema ha assegnato i sei contenziosi promossi dalle autorità governative alle corti statali della Ca- lifornia. In data 14 dicembre 2023, l’associazione di pescato- ri, non essendo riuscita a ottenere il rinvio alla corte statale, ha rinunciato volontariamente alla causa. In data 27 agosto 2024, dopo la riunione dinnanzi alla Corte di San Franscisco dei restanti contenziosi pendenti, nell’ambito della fase di valutazione della personal jurisdiction (volta a verificare l’ef- fettiva sussistenza di giurisdizione della corte competente rispetto ai i convenuti), entrambe Eni SpA ed EOG sono state escluse definitivamente dai relativi procedimenti, avendo ac- cettato la proposta delle parti attrici di concludere transatti- vamente la causa, senza alcuna ammissione di responsabili- tà da parte di Eni e senza alcuna possibilità di ripensamento in capo alle parti attrici, impegnandosi a pagare le sole spese processuali di modeste entità. iii) 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 corruzione internazionale. Le indagini erano a carico di alcuni top ma- nager di Eni e dell’Ente medesimo ai sensi del D.lgs. 231/01. Eni, anche sulla base delle risultanze delle verifiche interne effettuate da uno studio legale statunitense indipendente incaricato da Collegio Sindacale e Organismo di Vigilanza, riteneva infondate le accuse. Anche il Dipartimento di Giu- stizia americano (DoJ) ha condotto proprie indagini ai sensi della normativa anti-corruzione USA (FCPA), disponendo la chiusura del procedimento nel 2019 senza addebiti. La ma- gistratura UK ha rinunciato all’azione per mancanza di com- petenza 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 imputa- ti. Il giudizio di appello, promosso dai Pubblici Ministeri del primo grado e dal governo federale della Nigeria “FGN” in qualità di parte civile, si è concluso nel corso del 2022 con- fermando la sentenza di assoluzione primo grado che per- tanto 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 statuizio- ni civili, rinunciava all’adire alla Cassazione, come si evince dalla lettera a firma dell’Attorney General trasmessa dopo due udienze a Londra dell’arbitrato ICSID. Tale arbitrato era stato promosso da Eni dopo la sentenza di assoluzione per tutelare l’investimento, chiedendo la conversione forzata in licenza estrattiva (OML) di quella esplorativa (OPL 245) ol- tre a 700 milioni di dollari di danno per il mero ritardo (oltre alla riserva per eventuali danni). Il 20 gennaio 2020 alla con- sociata Eni in Nigeria (NAE) è stato notificato l’avvio di un procedimento penale avanti la Federal High Court di Abuja. Il procedimento, prevalentemente incentrato sulle accuse a persone fisiche nigeriane (tra le quali il Ministro della Giusti- zia 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’ipotesi accusatoria, sa- rebbero stati associati atti illeciti anche di natura corruttiva compiuti da dette persone fisiche, che NAE e SNEPCO avreb- bero illecitamente favorito agevolando lo schema crimino- so. L’inizio del processo, inizialmente previsto per fine marzo 2020, è slittato per la chiusura degli uffici giudiziari in Nigeria a causa dell’emergenza COVID-19 ed è ripreso all’inizio del 2021\. Nel corso del procedimento sono stati ascoltati diversi RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 367 testimoni convocati principalmente sulla richiesta della “Economic and Financial Crimes Commission” (“EFCC”). Alla luce della debo- lezza 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 per la parte relativa alle accuse mosse verso NAE, SNEPCO e il Ministro della Giustizia. iv) EniMed SpA – Procedimento penale per ipotesi di sottrazione al pagamento dell’accisa di prodotto flussante. Il procedimento penale origina da un’indagine della GdF di Ragusa che ha portato all’accertamento nel maggio 2020 di una serie di episodi di furto di flussante – prodotto energetico utilizzato in sospensione di acci- sa – 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 conta- bilizzazione del flussante da parte della Società nel periodo 2018- 2020 all’esito della quale sono state contestate alla Società ipotesi di irregolarità nella gestione del gasolio flussante con ipotizzate sottrazioni di imposte indirette (accise ed IVA) pari a circa €50 mi- lioni. La Procura competente (Gela) dal canto suo ha promosso a carico dell’ex AD di EniMed (per gli anni 2018-2020) un procedi- mento per ipotesi di reato di cui all’art. 40 Testo Unico delle Accise. Il procedimento penale è stato esteso ad altri due dipendenti di Eni- Med sempre per la stessa ipotesi di reato. Nell’ambito dello stesso procedimento i soggetti terzi sono a giudizio per furto di flussante, ipotesi che invece vede EniMed identificata quale persona offesa. Nel corso delle indagini il PM ha chiesto il sequestro preventivo di €34.135.328 (corrispondenti alla accisa asseritamente non paga- ta). Tale richiesta è stata ritenuta infondata dal GIP escludendo che il reato di sottrazione al pagamento delle accise fosse ascrivibile a titolo di dolo all’AD della Società, che anzi è stata vittima di furti ad opera di soggetti terzi. L’udienza preliminare è iniziata il 28 maggio 2024, Enimed si è costituita parte civile per i capi di imputazione relativi al danno conseguenza dei furti subiti e degli altri reati con- testati ai soggetti terzi. Alcune difese degli imputati terzi hanno sol- levato questione di competenza territoriale con riferimento ai capi di imputazione di ricettazione e favoreggiamento personale ed il Giudice le ha accolte, disponendo la separazione delle posizioni e la trasmissione degli atti ai Tribunali individuati come competenti. All’udienza del 1 ottobre 2024, il Giudice per l’udienza preliminare ha pronunciato sentenza di non luogo a procedere perché il fatto non costituisce reato nei confronti delle persone Enimed. Il Pubbli- co Ministero non ha proposto impugnazione, pertanto la sentenza è diventata irrevocabile. v) Eni SpA (R&M) – Raffineria di Taranto – Procedimento penale per violazione accertamento accise. Il procedimento è relativo alla presunta sottrazione all’accertamento fiscale di prodotto ener- getico movimentato, in regime di sospensione di accisa, da un ser- batoio della raffineria di Taranto. All’esito della fase delle indagini preliminari, risultavano indagati, 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 plurime 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. In esito all’udienza del 17 dicembre 2024, il GUP presso il Tribunale di Taranto ha pronun- ciato sentenza di proscioglimento nei confronti di tutti gli imputati ai sensi dell’art. 425 c.p.p. comma 1 perché il fatto non sussiste. vi) Eni SpA - Eni Rewind SpA - Priolo - Cause civili malformazio- ni. 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 stabi- limento 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’operazione Enimont, dunque in epoca successiva alla asserita esposizione al mercurio da parte degli attori, avvenu- ta necessariamente 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. Il procedimento non è più significativo. Attività in concessione Eni opera in regime di concessione prevalentemente nel settore Explora- tion & Production e nella linea di business Enilive. Nel settore 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 Paese. Le concessioni minerarie, le licenze e i permessi sono assegnati dal titolare del diritto di proprietà, generalmente Enti pubblici, compagnie petrolifere di Stato e, in alcuni con- testi giuridici, anche privati. In forza dell’assegnazione della concessione mineraria, Eni sostiene i rischi e i costi connessi all’attività di esplorazione, sviluppo e i costi operativi e ha diritto alle produzioni realizzate. A fron- te delle concessioni minerarie ricevute Eni, in funzione della legislazione fiscale vigente nel Paese, corrisponde delle royalties ed è tenuta al pa- gamento delle imposte sul reddito derivante dallo sfruttamento della con- cessione. 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 so- stenuti 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 alcune stazioni di servizio e altri beni accessori al servizio di vendita insistono su aree autostradali concesse a seguito di una gara pubblica in subconcessione dalle società concessionarie autostradali per l’erogazione del servizio di distribuzione di prodotti petroliferi e lo svolgi- mento 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 concessio- ni è generalmente prevista la devoluzione gratuita dei beni immobili non rimovibili. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 368 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 siste- ma di scambio di quote (EU ETS), durante la quale l’assegnazione gratuita dei permessi di emissione avviene utilizzando fattori di emissione definiti a livello europeo e specifici per ogni settore in- dustriale (c.d. benchmark), a eccezione della produzione di energia elettrica, per la quale non sono previste assegnazioni gratuite. In parallelo, è stato avviato l’Emissions Trading nel Regno Unito (UK ETS) con regole per lo più analoghe a quelle del EU ETS. Tale conte- sto regolatorio determina per gli impianti Eni soggetti ad Emissions Trading l’assegnazione di un quantitativo di permessi di emissione generalmente inferiore rispetto alle emissioni registrate 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 2024, le emissioni di anidride carbonica delle installazioni Eni sono risultate, complessivamente, superiori rispetto ai permessi assegnati. A fronte di 17,1 milioni di tonnellate di anidride carbonica emessa in atmosfera sono stati assegnati 5,4 milioni di permessi di emissione, facendo registrare un deficit di 11,7 milioni di tonnellate. L’intero deficit è stato compensato trami- te l’approvvigionamento dei permessi mancanti sul mercato delle emissioni, con consegna nel 2025. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 369 29 Ricavi RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA (€ milioni) | Exploration & Production | Global Gas & LNG Portfolio e Power | Refining e Chimica | Enilive | Plenitude | Corporate eAltre attività | Totale ---|---|---|---|---|---|---|--- 2024 | | | | | | | Ricavi della gestione caratteristica | 38.875 | 15.061 | 5.881 | 18.670 | 10.124 | 186 | 88.797 Ricavi per prodotti e servizi venduti: | | | | | | | Ricavi per: | | | | | | | \- Vendita di greggi | 28.151 | | | | | | 28.151 \- Vendita di prodotti petroliferi | 4.058 | | 1.518 | 18.165 | | | 23.741 \- Vendita di gas naturale e GNL | 6.039 | 12.480 | 2 | | 3.620 | | 22.141 \- Vendita di prodotti petrolchimici | 253 | | 3.667 | | | | 3.920 \- Vendita di energia elettrica | | 2.244 | 1 | | 4.073 | | 6.318 \- Vendita di altri prodotti | 40 | 16 | 326 | 62 | 67 | 7 | 518 \- Servizi | 334 | 321 | 367 | 443 | 2.364 | 179 | 4.008 | 38.875 | 15.061 | 5.881 | 18.670 | 10.124 | 186 | 88.797 Tempistiche di trasferimento beni/servizi: | | | | | | | Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento | 38.557 | 14.963 | 5.844 | 18.670 | 10.124 | 61 | 88.219 Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale | 318 | 98 | 37 | | | 125 | 578 2023 | | | | | | | Ricavi della gestione caratteristica | 37.961 | 19.468 | 6.188 | 18.877 | 11.040 | 183 | 93.717 Ricavi per prodotti e servizi venduti: | | | | | | | Ricavi per: | | | | | | | \- Vendita di greggi | 25.685 | | | | | | 25.685 \- Vendita di prodotti petroliferi | 5.219 | | 1.847 | 18.442 | | | 25.508 \- Vendita di gas naturale e GNL | 5.881 | 16.638 | | | 4.431 | | 26.950 \- Vendita di prodotti petrolchimici | 766 | | 3.619 | | | | 4.385 \- Vendita di energia elettrica | | 2.420 | | | 4.832 | | 7.252 \- Vendita di altri prodotti | 44 | 38 | 305 | 28 | 91 | 3 | 509 \- Servizi | 366 | 372 | 417 | 407 | 1.686 | 180 | 3.428 | 37.961 | 19.468 | 6.188 | 18.877 | 11.040 | 183 | 93.717 Tempistiche di trasferimento beni/servizi: | | | | | | | Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento | 37.626 | 19.383 | 6.147 | 18.645 | 11.040 | 64 | 92.905 Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale | 335 | 85 | 41 | 232 | | 119 | 812 2022 | | | | | | | Ricavi della gestione caratteristica | 38.729 | 47.544 | 8.413 | 24.225 | 13.412 | 189 | 132.512 Ricavi per prodotti e servizi venduti: | | | | | | | Ricavi per: | | | | | | | \- Vendita greggi | 26.277 | | | | | | 26.277 \- Vendita prodotti petroliferi | 5.084 | | 1.916 | 23.770 | | | 30.770 \- Vendita gas naturale e GNL | 6.173 | 40.838 | | | 5.573 | | 52.584 \- Vendita prodotti petrolchimici | 817 | | 5.424 | | | 3 | 6.244 \- Vendita di energia elettrica | | 6.122 | | | 6.326 | | 12.448 \- Vendita altri prodotti | 68 | 11 | 359 | 52 | 212 | 2 | 704 \- Servizi | 310 | 573 | 714 | 403 | 1.301 | 184 | 3.485 | 38.729 | 47.544 | 8.413 | 24.225 | 13.412 | 189 | 132.512 Tempistiche di trasferimento beni/servizi: | | | | | | | Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento | 38.417 | 47.361 | 8.331 | 23.982 | 13.285 | 65 | 131.441 Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale | 312 | 183 | 82 | 243 | 127 | 124 | 1.071 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 370 (€ milioni) | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|--- Ricavi rilevati a fronte di passività con la clientela esistenti all'inizio dell'esercizio | 87 | 642 | 157 Ricavi rilevati a fronte di performance obbligation soddisfatte o parzialmente soddisfatte in esercizi precedenti | 7 | 1.087 | 1 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) | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|--- Plusvalenze da vendite di attività materiali, immateriali e rami d'azienda | 48 | 27 | 48 Altri proventi | 2.369 | 1.072 | 1.127 | 2.417 | 1.099 | 1.175 Gli altri proventi comprendono: (i) €1.048 milioni relativi all’accordo con un operatore italiano sulla ripartizione degli oneri ambientali, che riconosce a Eni un rimborso di costi pregressi e dei costi futuri già stanziati nei fondi ambientali; (ii) €194 milioni (€121 milioni e €204 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022) relativi al recu- pero della quota dei costi del diritto di utilizzo dei beni in leasing di competenza dei partner delle joint operation non incorporate ope- rate 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) | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|--- Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | 54.204 | 58.170 | 85.139 Costi per servizi | 12.217 | 11.512 | 10.303 Costi per godimento di beni di terzi | 1.512 | 1.432 | 2.301 Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | 1.397 | 1.369 | 2.985 Altri oneri | 2.073 | 1.746 | 2.069 | 71.403 | 74.229 | 102.797 a dedurre: | | | \- incrementi per lavori interni - attività materiali | (227) | (367) | (246) \- incrementi per lavori interni - attività immateriali | (62) | (26) | (22) | 71.114 | 73.836 | 102.529 Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi comprendono costi geologici e geofisici che ammontano a €186 milioni (€205 milioni e €220 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022). I costi di ricerca e sviluppo e miglioramento tecnologico privi dei requi- siti per la rilevazione nell’attivo patrimoniale ammontano a €178 milio- ni (€166 milioni e €164 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022). I costi per godimento di beni di terzi comprendono royalties su di- ritti di estrazione di idrocarburi per €1.122 milioni (€1.138 milioni e €1.570 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022). Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto dei rilasci per esuberanza riguardano: (i) l’accantonamento netto al fondo rischi ambientali di €848 milioni (accantonamento netto di €559 milioni e di €1.700 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022); (ii) l’accanto- namento netto al fondo abbandono e ripristino siti e social project di €300 milioni (accantonamento netto di €305 milioni e di €376 mi- lioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022), di cui €250 milioni per la dismissione di asset oil & gas esauriti in cui l’ammortamento UOP è cessato; (iii) l’accantonamento netto del fondo rischi per contenzio- si di €40 milioni (rilasci netti di €87 milioni e accantonamenti netti di €501 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022). Maggiori in- formazioni 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 attività alla nota n. 35 \- In- formazioni per settore di attività e per area geografica. Le informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 13 - Dirit- to di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 371 COSTO LAVORO (€ milioni) | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|--- Salari e stipendi | 2.665 | 2.427 | 2.311 Oneri sociali | 527 | 497 | 465 Oneri per programmi a benefici ai dipendenti | 96 | 156 | 174 Altri costi | 123 | 196 | 194 | 3.411 | 3.276 | 3.144 a dedurre: | | | \- incrementi per lavori interni - attività materiali | (139) | (131) | (120) \- incrementi per lavori interni - attività immateriali | (10) | (9) | (9) | 3.262 | 3.136 | 3.015 Gli altri costi comprendono oneri per esodi agevolati per €66 milioni (€56 milioni e €78 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022) e one- ri per programmi a contributi definiti per €104 milioni (€102 milioni e €103 milioni rispettivamente nel 2023 e nel 2022). 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: | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|--- (numero) | Controllate | Joint operation | Controllate | Joint operation | Controllate | Joint operation Dirigenti | 933 | 19 | 944 | 19 | 957 | 19 Quadri | 9.257 | 90 | 9.157 | 84 | 9.084 | 80 Impiegati | 16.086 | 431 | 15.810 | 420 | 15.517 | 420 Operai | 5.719 | 282 | 5.937 | 294 | 6.074 | 288 | 31.995 | 822 | 31.848 | 817 | 31.632 | 807 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 2024. L’Assemblea nelle sedute del 13 maggio 2020 e del 10 maggio 2023 ha approvato rispettivamente i Piani di Incentivazione di Lungo Ter- mine 2020-2022 e 2023-2025, che prevedono l’attribuzione 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. 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’Ammini- stratore Delegato di Eni e ai dirigenti di Eni e delle sue società con- trollate rientranti nell’ambito delle “risorse manageriali critiche per il business”, individuate tra coloro che occupano le posizioni più diret- tamente responsabili dei risultati aziendali o che sono di interesse strategico, compresi i dirigenti con responsabilità strategiche. I Piani prevedono l’assegnazione ai beneficiari di azioni Eni a titolo gratui- to al termine di un periodo di vesting triennale a condizione che gli stessi siano rimasti in servizio. Coerentemente alla natura sostan- ziale 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 372 Le caratteristiche di vesting dei Piani di remunerazione basati su azio- ni sono simili e sono collegate al raggiungimento degli obiettivi prefis- sati dalla Società in termini di risultati finanziari, apprezzamento delle azioni come benchmark rispetto a un gruppo di competitors di Eni (“Peer Group”) e determinati KPI di sostenibilità ambientale e riduzio- ne delle emissioni, in una percentuale rispettivamente del 40%, 25% e 35%, per il più recente piano di remunerazione azionaria. In passato, il vesting delle azioni includeva anche determinati obiettivi industriali. In base all’andamento dei parametri di performance sopra indicati, il numero di azioni assegnabili a titolo gratuito dopo tre anni dall’attri- buzione potrà essere compreso tra lo 0% e il 180% del numero delle azioni attribuite inizialmente. Il 50% delle azioni che saranno effetti- vamente assegnate a ciascun beneficiario in servizio sarà sottopo- sto ad una clausola di lock-up che ne impedisce il trasferimento per: (i) 1 anno dalla data di assegnazione per il Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2020-2022; (ii) 2 anni dalla data di assegnazione per il Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2023-2025. Alla grant date sono state attribuite complessivamente da parte di Eni: (i) nel 2024, n. 1.889.808 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla medesima data è pari a 9,39 euro per azione; (ii) nel 2023, n. 1.909.849 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla medesima data è pari a 10,82 euro per azione; (iii) 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. 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 (€14,428 e €13,416 a seconda della grant date per l’at- tribuzione 2024; €15,482 e €15,068 a seconda della grant date per l’attribuzione 2023; €12,918 e €14,324 a seconda della grant date per l’attribuzione 2022), ridotto dei dividendi attesi nel vesting period (la cui incidenza media annuale rispetto al valore del titolo Eni alla data di attribuzione risulta pari a 7,3% e 7,9% per l’attribuzione 2024, 6,6% e 6,8% per l’attribuzione 2023, 6,8% e 6,1% per l’attribuzione 2022, considerando la volatilità del titolo (23,7% e 21,8% per l’attribuzione 2024; 28,2% e 28,4% per l’attribuzione 2023; 30% e 31% per l’attri- buzione 2022), le previsioni relative all’andamento dei parametri di performance, nonché il minor valore attribuibile alle azioni caratteriz- zate dal vincolo di cedibilità al termine del vesting period (c.d. 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 €23 milioni (€20 milioni e €18 milioni rispettivamente nel 2023 e 2022) con contropartita alle riserve di pa- trimonio netto. PIANO DI AZIONARIATO DIFFUSO L’Assemblea degli Azionisti nella seduta del 15 maggio 2024 ha ap- provato il Piano di Azionariato Diffuso con la finalità di rafforzare il senso di appartenenza all’azienda del personale Eni e promuovere la partecipazione alla crescita del valore aziendale, in linea con gli interessi degli azionisti. Il Piano prevede tre assegnazioni annuali nel periodo 2024-2026 destinate ai dipendenti di Eni e delle sue società controllate. Per l’anno 2024, si è proceduto all’assegnazione di azioni gratuite da parte di Eni ai dipendenti a ruolo in Italia (circa 22 mila) che non potranno essere trasferite e/o cedute dai dipendenti per 3 anni dalla data di assegnazione (periodo di lock-up). Alla grant date (27 novembre 2024) sono state attribuite complessi- vamente da parte di Eni nel 2024 n. 3.102.700 azioni. Coerentemente alla natura sostanziale di retribuzione, ai sensi delle disposizioni dei principi contabili internazionali, il costo del piano è determinato con riferimento al fair value delle azioni alla data di as- segnazione. La rilevazione del costo avverrà pro rata temporis lungo il triennio di riferimento. I costi relativi al Piano di Azionariato Diffuso, rilevati come compo- nente del costo lavoro in contropartita alle riserve di patrimonio net- to, ammontano a €1 milione. COMPENSI SPETTANTI AL KEY MANAGEMENT PERSONNEL I compensi, inclusi 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 (c.d. key management personnel) in carica nel corso dell’esercizio si analizzano come segue: (€ milioni) | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|--- Salari e stipendi | 39 | 35 | 37 Benefici successivi al rapporto di lavoro | 4 | 3 | 3 Altri benefici a lungo termine | 23 | 19 | 17 Indennità per cessazione del rapporto di lavoro | | | 9 | 66 | 57 | 66 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 373 31 Proventi (oneri) finanziari (€ milioni) | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|--- Proventi (oneri) finanziari | | | Proventi finanziari | 7.715 | 7.417 | 8.450 Oneri finanziari | (8.980) | (8.113) | (9.333) Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetto a conto economico | 388 | 284 | (55) Strumenti finanziari derivati | 278 | (61) | 13 | (599) | (473) | (925) I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue: (€ milioni) | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|--- Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto | | | \- Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari | (827) | (667) | (507) \- Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading | 367 | 250 | (53) \- Proventi (oneri) netti su altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | 21 | 34 | (2) \- Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori | (358) | (207) | (128) \- Interessi passivi su passività per beni in leasing | (314) | (267) | (315) \- Interessi attivi verso banche | 294 | 356 | 57 \- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa | 161 | 14 | 9 | (656) | (487) | (939) Differenze attive (passive) di cambio | (38) | 255 | 238 Strumenti finanziari derivati | 278 | (61) | 13 Altri proventi (oneri) finanziari | | | \- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa | 44 | 153 | 128 \- Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | 222 | 94 | 38 \- Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo(a) | (261) | (341) | (199) \- Altri proventi (oneri) finanziari | (188) | (86) | (204) | (183) | (180) | (237) | (599) | (473) | (925) (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. COMPENSI SPETTANTI AGLI AMMINISTRATORI E AI SINDACI DI ENI SPA I compensi spettanti agli amministratori ammontano a €12,9 milioni, €13,9 milioni e €11,1 milioni rispettivamente per gli esercizi 2024, 2023 e 2022. I compensi spettanti ai sindaci ammontano a €0,5 milioni, €0,6 milioni e €0,6 milioni, rispettivamente per gli esercizi 2024, 2023 e 2022. I compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra somma avente natura 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 374 32 Proventi (oneri) su partecipazioni EFFETTO VALUTAZIONE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO L’analisi degli incrementi e decrementi per effetto del risultato delle partecipazioni valutate 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) | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|--- Dividendi | 227 | 255 | 351 Plusvalenze (minusvalenze) nette da vendita | 562 | 430 | 483 Altri proventi (oneri) netti | 195 | 423 | 2.789 | 984 | 1.108 | 3.623 I dividendi si riferiscono essenzialmente alla Nigeria LNG Ltd per €166 milioni e alla Saudi European Petrochemical Co “IBN ZAHR” per €22 milioni (rispettivamente €179 milioni e €55 milioni nel 2023 e €247 milioni e €77 milioni nel 2022). Le plusvalenze da vendite si riferiscono per €371 milioni alla plusva- lenza realizzata dalla cessione del 100% del capitale della Nigerian Agip Oil Co Ltd alla società Oando Plc e per €166 milioni alla plusva- lenza realizzata dalla cessione del 10% del capitale della Saipem SpA avvenuta attraverso un processo di accelerated bookbuilding rivolto a investitori istituzionali e comprende il realizzo di effetti rilevati ad utile complessivo per €9 milioni. Gli altri proventi netti si riferiscono per €118 milioni alla plusvalenza da valutazione al fair value della business combination Ithaca Energy Plc. Le plusvalenze da vendite del 2023 si riferivano alla cessione a Snam del 49,9% del capitale della joint venture SeaCorridor Srl e gli altri proventi netti comprendevano la plusvalenza da valutazione al fair value della quota mantenuta dell’entità. Le plusvalenze da vendite del 2022 si riferivano alla cessione me- diante operazioni di mercato di una partecipazione in Vår Energi ASA. 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) | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|--- Imposte correnti: | | | -imprese italiane | (255) | 97 | 1.920 -imprese estere operanti nel settore Exploration & Production | 4.946 | 5.349 | 7.027 -altre imprese estere | 22 | 185 | 944 | 4.713 | 5.631 | 9.891 Imposte differite e anticipate nette: | | | -imprese italiane | (1.433) | (137) | (2.191) -imprese estere operanti nel settore Exploration & Production | 294 | (22) | 713 -altre imprese estere | 151 | (104) | (325) | (988) | (263) | (1.803) | 3.725 | 5.368 | 8.088 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 375 Le imposte correnti relative alle imprese italiane comprendono l’effet- to fiscale netto relativo all’utilizzo delle riserve in sospensione d’impo- sta per €397 milioni di proventi e imposte estere per €116 milioni. Le imposte sul reddito delle imprese estere comprendono il rilascio di un fondo stanziato a fronte di incertezze applicative di norme fiscali per €170 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 straordinario previsto dalla Legge n. 197/2022 (finanziaria 2023) calcolato sul reddito imponibile 2022 al lordo della distribuzione di riserve di rivalutazione. Nel 2023, con D. Lgs 209/2023 in attuazione della Direttiva UE 2022/2523, l’Italia ha promulgato le Pillar Two Model Rules, in vigore dal 1 gennaio 2024\. Le regole del Pillar Two hanno l’obiettivo di assi- curare che le grandi imprese multinazionali (che rispettino certi para- metri) assolvano un livello minimo di imposizione sul reddito in cia- scuna giurisdizione in cui operano. L’impatto delle Pillar Two rules sulle imposte correnti sul reddito per il 2024 è stato poco significativo. Eni ha applicato l’esenzione, prevista dagli emendamenti allo IAS 12, dal dover rilevare le attività e passività fiscali differite relative alle imposte sul reddito del Pillar Two e darne informativa in bilancio. La riconciliazione tra l’onere fiscale teorico determinato applicando l’aliquota fiscale Ires vigente in Italia del 24% (stesso valore nel 2023 e nel 2022) e l’onere fiscale effettivo è il seguente: (€ milioni) | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|--- Utile (perdita) ante imposte | 6.489 | 10.228 | 22.049 Aliquota fiscale teorica (Ires) (%) | 24,0 | 24,0 | 24,0 Imposte teoriche | 1.557 | 2.455 | 5.292 Variazioni in aumento (diminuzione): | | | \- effetto maggiore tassazione delle imprese estere | 3.452 | 3.036 | 3.388 \- effetto tassazione distribuzione riserve | 147 | 106 | 47 \- effetto imposte estere di società italiane | 108 | 14 | 66 \- effetto tassazione dividendi infragruppo | 82 | 7 | 11 \- effetti fiscali relativi ad esercizi precedenti | 6 | 48 | (19) \- effetto Irap delle società italiane | (15) | 91 | (18) \- effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | (30) | (26) | 50 \- effetto plusvalenze da cessione/conferimento | (38) | (96) | (241) \- effetto delle svalutazioni (riprese di valore) delle attività per imposte anticipate | (1.470) | (221) | (2.087) \- effetto contributi solidaristici straordinari per le imprese italiane del settore energetico | | | 1.971 \- altre motivazioni | (74) | (46) | (372) | 2.168 | 2.913 | 2.796 Imposte effettive | 3.725 | 5.368 | 8.088 La maggiore tassazione delle imprese estere riguarda il settore Explo- ration & Production per €3.403 milioni (rispettivamente, €3.026 milioni e €2.940 milioni nel 2023 e 2022). Il tax rate effettivo del 2024 è pari al 57,4% (rispettivamente, 52,5% e 36,7% per il 2023 e 2022). L’aumento del tax rate nel 2024 è dovuto alla maggiore incidenza sull’utile ante imposte consolidato dei risultati ottenuti nelle giurisdizioni estere di E&P con tax rate più elevati della media di Gruppo. 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’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, incrementate del numero delle azioni che potenzial- mente potrebbero essere emesse. Al 31 dicembre 2024 le azioni che potenzialmente potrebbero essere messe in circolazione ri- guardano 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 376 La determinazione dell’utile (perdita) per azione semplice e diluito è di seguito indicata: | | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|---|--- Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile semplice | | 3.167.006.396 | 3.303.766.512 | 3.483.633.816 Numero di azioni potenziali a fronte dei piani ILT azionario | | 6.369.161 | 6.352.583 | 6.319.989 Numero di azioni potenziali a fronte del prestito obbligazionario convertibile | | 56.975.836 | 17.014.702 | Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile (perdita) diluito | | 3.230.351.393 | 3.327.133.797 | 3.489.953.805 Utile (perdita) netto di competenza Eni | (€ milioni) | 2.624 | 4.771 | 13.887 Remunerazione di obbligazioni subordinate perpetue, al netto dell'effetto fiscale | (€ milioni) | (132) | (109) | (109) Utile (perdita) netto di competenza Eni per utile semplice | (€ milioni) | 2.492 | 4.662 | 13.778 Remunerazione del prestito obbligazionario convertibile, al netto dell'effetto fiscale | (€ milioni) | 31 | 9 | Utile (perdita) netto di competenza Eni per utile semplice e diluito | (€ milioni) | 2.523 | 4.671 | 13.778 Utile (perdita) per azione semplice | (ammontari in € per azione) | 0,79 | 1,41 | 3,96 Utile (perdita) per azione diluito | (ammontari in € per azione) | 0,78 | 1,40 | 3,95 35 Informazione per settore di attività e per area geografica INFORMAZIONI PER SETTORE DI ATTIVITÀ Con efficacia 1° ottobre 2024 il management ha ridisegnato la ma- crostruttura organizzativa di Eni per una migliore esecuzione della strategia di crescita e di trasformazione del Gruppo con la costitu- zione di tre raggruppamenti di settori operativi: • “Chief Transition & Financial Officer” con l’obiettivo di valorizzare le attività relative alla transizione e di coordinarne i piani di svilup- po e di integrazione commerciale; • “Global Natural Resources” con l’obiettivo di massimizzare i mar- gini lungo l’intera catena del valore Oil & Gas attraverso l’esplora- zione e lo sviluppo delle riserve, la commercializzazione di gas/ GNL equity e di terzi e la gestione attiva del portafoglio, integran- do le attività di trading e di generazione di energia da impianti termoelettrici; • “Industrial Transformation” con l’obiettivo di completare la ristrut- turazione e la riconversione dei business downstream oil e della chimica. Per quanto riguarda le informazioni finanziarie per settore di attività “segment information”, coerentemente con le previsioni dei principi contabili applicabili, il management ha considerato che i processi decisionali di allocazione delle risorse e la valutazione delle per- formance finanziarie/industriali da parte del CEO sono svolte a un livello di minore aggregazione rispetto ai raggruppamenti descritti. Pertanto, nel rispetto delle disposizioni del principio contabile IFRS 8 che regola l’informativa per settore di attività, i reportable seg- ment di Eni al 31 dicembre 2024 sono stati definiti considerando i settori operativi che confluiscono nei tre raggruppamenti, come segue: • Exploration & Production: attività di ricerca, sviluppo e produzione di petrolio, condensati e gas naturale. Comprende le attività di trading oil e prodotti con finalità di eseguire sul mercato le tran- sazioni di bilanciamento del supply per le attività di raffinazione e di stabilizzazione/copertura dei margini commerciali. • Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power: attività di approvvi- gionamento e vendita di gas naturale all’ingrosso via gasdotto, trasporto internazionale, acquisto e commercializzazione di GNL equity e di terzi. Comprende le attività di trading gas per finalità sia di copertura e stabilizzazione dei margini commerciali, sia di ottimizzazione del portafoglio di asset gas. Questo reportable seg- ment comprende i risultati del business Power relativo all’attività di produzione e vendita all’ingrosso di energia elettrica da impianti termoelettrici, che presenta ritorni economici simili considerata la comunanza delle dinamiche industriali relative alla domanda di gas e di energia elettrica. Comprende le attività di trading di certifi- RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 377 cati di emissione di CO 2 e di vendita a termine dell’energia elettrica nell’ottica di copertura/ottimizzazione dei margini. • Refining e Chimica: attività di lavorazione di petrolio per la pro- duzione di carburanti tradizionali svolta dal segmento operativo “Refining” e attività di produzione di prodotti chimici da ciclo pe- trolifero, svolte dalla controllata Versalis e le società figlie, che sono state aggregate in un unico reportable segment, poiché presentano ritorni economici simili, esposizione a comuni dina- miche di mercato e comunanze nella struttura dei processi indu- striali. Versalis è attiva nella produzione di bioplastiche tramite la controllata Novamont e nella chimica del compounding. • Enilive: gestisce le attività di produzione di biocarburanti da ma- terie prime rinnovabili e la commercializzazione al dettaglio di carburanti tradizionali e bio, nonché di prodotti e servizi rivolti all’automobilista nell’ottica della mobilità sostenibile. Svolge inol- tre attività di vendita all’ingrosso di carburanti, bitumi e lubrificanti. • Plenitude: attività di vendita al dettaglio di gas, elettricità e servizi connessi e attività di produzione e vendita all’ingrosso di energia elettrica da impianti rinnovabili, attività di servizio alla mobilità elettrica (installazione di colonnine di ricarica). • Corporate e Altre attività: comprende le principali funzioni di supporto al business, in particolare le attività di holding, teso- reria accentrata, IT, risorse umane, servizi immobiliari, attività assicurative captive, ricerca e sviluppo, nuove tecnologie, digi- talizzazione del business e l’attività di bonifica ambientale svolta dalla controllata Eni Rewind. Comprende, inoltre, le attività relati- ve ai progetti CCUS, agri-business e conservazione delle foreste (REDD+), in fase di sviluppo. 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. Come previsto dai Principi contabili internazionali in tema di seg- ment information, in caso di riorganizzazioni dei settori di attività i comparative periods sono oggetto di restatement per consentire un confronto omogeneo. Le principali variazioni rispetto al 2023 hanno riguardato l’allocazione del trading petrolifero con la E&P (in precedenza nel segmento operativo “Refining”) e dell’attività di generazione termoelettrica con il segmento operativo GGP (in precedenza nell’aggregato Plenitude e Power). Enilive è oggetto di esposizione separata dall’aggregato Refining & Chimica. Di seguito le principali informazioni finanziarie dei segmenti opera- tivi oggetto di reporting al CEO “riesposte” per l’esercizio 2023 e per l’esercizio 2022. Informazioni pubblicate nel 2023: | | 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 Attività direttamente attribuibili(a) | 62.180 | 6.381 | 15.530 | 13.999 | 1.952 | (378) | 99.664 Passività direttamente attribuibili(a) | 18.020 | 5.997 | 10.200 | 6.076 | 4.629 | (56) | 44.866 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 Attività direttamente attribuibili(a) | 60.298 | 12.282 | 14.925 | 11.987 | 1.666 | (472) | 100.686 Passività direttamente attribuibili(a) | 17.339 | 12.572 | 9.011 | 4.787 | 4.462 | (68) | 48.103 (a) Comprendono le attività/passività connesse al risultato operativo. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 378 Informazioni riesposte: (€ milioni) | Exploration & Production | Global Gas & LNG Portfolio e Power | Refining e Chimica | Enilive | Plenitude | Totale settori di attività | Corporate e Altre attività | Rettifiche per utili interni | Totale ---|---|---|---|---|---|---|---|---|--- 2023 | | | | | | | | | Ricavi della gestione caratteristica comprensivi | 55.773 | 24.168 | 23.061 | 21.780 | 11.102 | 135.884 | | | dei ricavi infrasettore | | | | | | | | | a dedurre: ricavi infrasettori | (17.812) | (4.700) | (16.873) | (2.903) | (62) | (42.350) | | | Ricavi da terzi | 37.961 | 19.468 | 6.188 | 18.877 | 11.040 | 93.534 | 183 | | 93.717 Risultato operativo | 8.693 | 2.626 | (2.121) | 585 | (659) | 9.124 | (948) | 81 | 8.257 Attività direttamente attribuibili(a) | 64.504 | 7.688 | 7.186 | 6.081 | 12.692 | 98.151 | 1.891 | (378) | 99.664 Passività direttamente attribuibili(a) | 21.461 | 6.637 | 3.910 | 2.900 | 5.436 | 40.344 | 4.578 | (56) | 44.866 2022 | | | | | | | | | Ricavi della gestione caratteristica comprensivi | 61.834 | 58.119 | 26.633 | 26.479 | 13.497 | 186.562 | | | dei ricavi infrasettore | | | | | | | | | a dedurre: ricavi infrasettori | (23.105) | (10.575) | (18.220) | (2.254) | (85) | (54.239) | | | Ricavi da terzi | 38.729 | 47.544 | 8.413 | 24.225 | 13.412 | 132.323 | 189 | | 132.512 Risultato operativo | 16.158 | 4.231 | (606) | 876 | (1.326) | 19.333 | (1.961) | 138 | 17.510 Attività direttamente attribuibili(a) | 62.522 | 13.813 | 8.064 | 4.690 | 10.456 | 99.545 | 1.613 | (472) | 100.686 Passività direttamente attribuibili(a) | 20.431 | 13.537 | 3.714 | 2.253 | 3.822 | 43.757 | 4.414 | (68) | 48.103 (a) Comprendono le attività/passività connesse al risultato operativo. Le informazioni per settore di attività sono le seguenti: (€ milioni) | Exploration & Production | Global Gas & LNG Portfolio e Power | Refining e Chimica | Enilive | Plenitude | Totale settori di attività | Corporate e Altre attività | Rettifiche per utili interni | Totale ---|---|---|---|---|---|---|---|---|--- 2024 | | | | | | | | | Ricavi della gestione caratteristica comprensivi | 54.440 | 18.876 | 21.210 | 21.139 | 10.179 | 125.844 | | | dei ricavi infrasettore | | | | | | | | | a dedurre: ricavi infrasettori | (15.565) | (3.815) | (15.329) | (2.469) | (55) | (37.233) | | | Ricavi da terzi | 38.875 | 15.061 | 5.881 | 18.670 | 10.124 | 88.611 | 186 | | 88.797 Risultato operativo | 6.715 | (909) | (1.681) | 282 | 1.307 | 5.714 | (371) | (105) | 5.238 Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | (282) | (11) | (478) | (48) | (81) | (900) | (484) | (13) | (1.397) Ammortamenti | (6.353) | (267) | (161) | (284) | (424) | (7.489) | (144) | 33 | (7.600) Svalutazioni di attività materiali, immateriali e diritto | (2.385) | (195) | (458) | (117) | (1) | (3.156) | (51) | | (3.207) di utilizzo beni in leasing | | | | | | | | | Riprese di valore di attività materiali, immateriali | 182 | 94 | 3 | | 5 | 284 | 23 | | 307 e diritto di utilizzo beni in leasing | | | | | | | | | Radiazioni | (576) | | | | (3) | (579) | (1) | | (580) Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | 904 | 44 | 73 | (43) | (47) | 931 | (65) | | 866 Attività direttamente attribuibili(a) | 67.572 | 7.421 | 7.228 | 5.893 | 13.588 | 101.702 | 2.712 | (457) | 103.957 Attività non direttamente attribuibili(b) | | | | | | | | | 42.982 Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 8.348 | 488 | 2.621 | 899 | 1.019 | 13.375 | 775 | | 14.150 Passività direttamente attribuibili(a) | 20.627 | 7.230 | 4.253 | 2.995 | 5.883 | 40.988 | 4.881 | (49) | 45.820 Passività non direttamente attribuibili(b) | | | | | | | | | 45.471 Investimenti in attività materiali e immateriali | 6.055 | 110 | 632 | 416 | 887 | 8.100 | 408 | (23) | 8.485 (a) Comprendono le attività/passività connesse al risultato operativo. (b)Comprendono le attività/passività non connesse al risultato operativo. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 379 (€ milioni) | Exploration & Production | Global Gas & LNG Portfolio e Power | Refining e Chimica | Enilive | Plenitude | Totale settori di attività | Corporate e Altre attività | Rettifiche per utili interni | Totale ---|---|---|---|---|---|---|---|---|--- 2023 | | | | | | | | | Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore | 55.773 | 24.168 | 23.061 | 21.780 | 11.102 | 135.884 | | | a dedurre: ricavi infrasettori | (17.812) | (4.700) | (16.873) | (2.903) | (62) | (42.350) | | | Ricavi da terzi | 37.961 | 19.468 | 6.188 | 18.877 | 11.040 | 93.534 | 183 | | 93.717 Risultato operativo | 8.693 | 2.626 | (2.121) | 585 | (659) | 9.124 | (948) | 81 | 8.257 Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | (354) | (206) | (352) | (33) | (73) | (1.018) | (339) | (12) | (1.369) Ammortamenti | (6.271) | (295) | (142) | (261) | (404) | (7.373) | (140) | 34 | (7.479) Svalutazioni di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in | (1.419) | (14) | (732) | (38) | (7) | (2.210) | (52) | | (2.262) leasing | | | | | | | | | Riprese di valore di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo | 376 | 52 | 6 | | | 434 | 26 | | 460 beni in leasing | | | | | | | | | Radiazioni | (531) | | | | (5) | (536) | 1 | | (535) Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | 1.012 | 49 | 381 | (38) | (55) | 1.349 | (13) | | 1.336 Attività direttamente attribuibili(a) | 64.504 | 7.688 | 7.186 | 6.081 | 12.692 | 98.151 | 1.891 | (378) | 99.664 Attività non direttamente attribuibili(b) | | | | | | | | | 42.942 Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 6.780 | 534 | 2.724 | 858 | 664 | 11.560 | 1.070 | | 12.630 Passività direttamente attribuibili(a) | 21.461 | 6.637 | 3.910 | 2.900 | 5.436 | 40.344 | 4.578 | (56) | 44.866 Passività non direttamente attribuibili(b) | | | | | | | | | 44.096 Investimenti in attività materiali e immateriali | 7.135 | 119 | 556 | 428 | 636 | 8.874 | 360 | (19) | 9.215 2022 | | | | | | | | | Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore | 61.834 | 58.119 | 26.633 | 26.479 | 13.497 | 186.562 | | | a dedurre: ricavi infrasettori | (23.105) | (10.575) | (18.220) | (2.254) | (85) | (54.239) | | | Ricavi da terzi | 38.729 | 47.544 | 8.413 | 24.225 | 13.412 | 132.323 | 189 | | 132.512 Risultato operativo | 16.158 | 4.231 | (606) | 876 | (1.326) | 19.333 | (1.961) | 138 | 17.510 Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | (160) | (395) | (658) | (439) | (12) | (1.664) | (1.340) | 19 | (2.985) Ammortamenti | (6.130) | (268) | (150) | (245) | (307) | (7.100) | (138) | 33 | (7.205) Svalutazioni di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo | (613) | (114) | (709) | (43) | (17) | (1.496) | (71) | | (1.567) beni in leasing | | | | | | | | | Riprese di valore di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo | 181 | 180 | 35 | | | 396 | 31 | | 427 beni in leasing | | | | | | | | | Radiazioni | (596) | (1) | (2) | | | (599) | | | (599) Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | 1.530 | 4 | 445 | 1 | (20) | 1.960 | (119) | | 1.841 Attività direttamente attribuibili(a) | 62.522 | 13.813 | 8.064 | 4.690 | 10.456 | 99.545 | 1.613 | (472) | 100.686 Attività non direttamente attribuibili(b) | | | | | | | | | 51.444 Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 7.318 | 4 | 3.062 | 22 | 660 | 11.066 | 1.026 | | 12.092 Passività direttamente attribuibili(a) | 20.431 | 13.537 | 3.714 | 2.253 | 3.822 | 43.757 | 4.414 | (68) | 48.103 Passività non direttamente attribuibili(b) | | | | | | | | | 48.797 Investimenti in attività materiali e immateriali | 6.252 | 173 | 605 | 273 | 481 | 7.784 | 276 | (4) | 8.056 (a) Comprendono le attività/passività connesse al risultato operativo. (b) Comprendono le attività/passività non connesse al risultato operativo. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 380 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 2024 | | | | | | | | Attività direttamente attribuibili(a) | 29.787 | 7.704 | 4.709 | 6.470 | 21.232 | 32.624 | 1.431 | 103.957 Investimenti in attività materiali e immateriali | 2.009 | 673 | 308 | 556 | 1.519 | 3.276 | 144 | 8.485 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 (a) Comprendono le attività connesse al risultato operativo. Ricavi della gestione caratteristica per area geografica di destinazione. (€ milioni) | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|--- Italia | 30.994 | 33.450 | 60.090 Resto dell'Unione Europea | 15.975 | 18.271 | 25.413 Resto dell'Europa | 16.493 | 18.476 | 21.748 Americhe | 7.908 | 7.004 | 6.929 Asia | 9.114 | 7.404 | 9.062 Africa | 8.285 | 9.057 | 9.191 Altre aree | 28 | 55 | 79 | 88.797 | 93.717 | 132.512 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 381 36 Rapporti con parti correlate Le operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano prin- cipalmente: a) lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l’impie- go di mezzi finanziari con le joint venture, con le imprese collega- te e altre società controllate escluse dall’area di consolidamento; 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 in- teressi degli amministratori e sindaci e Operazioni con Parti Cor- relate”, 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 esi- guità 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 persegui- re 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 tecnologica; (ii) Fondazione Eni Enrico Mattei costituita, su iniziativa di Eni, 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. 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 escluse dall’area di consolidamento sono indicate nell’allegato “Partecipazio- ni di Eni SpA al 31 dicembre 2024” che si considera parte integrante delle presenti note. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 382 RAPPORTI COMMERCIALI E DIVERSI | | | 31.12.2024 | | | 2024 | ---|---|---|---|---|---|---|--- | | | | | | | 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 | | 4 | 126 | | | 256 | Cardón IV SA | | 1 | 77 | | 4 | (2) | Coral FLNG SA | | 12 | | 1.411 | 15 | (3) | Gruppo Azule | | 59 | 399 | 3.343 | 76 | 2.290 | Gruppo Saipem | | 41 | 186 | 9 | 52 | 1.253 | Gruppo SeaCorridor | | 105 | 27 | | 1 | 242 | Gruppo Vårgrønn | | 1 | | 886 | | | Ithaca Energy Plc | | 188 | 76 | | | 366 | (138) Karachaganak Petroleum Operating BV | | 31 | 292 | | | 1.198 | Lotte Versalis Elastomers Co Ltd | | 6 | 14 | | 3 | 51 | Mellitah Oil & Gas BV | | 56 | 52 | | 11 | 523 | Mozambique Rovuma Venture SpA | | 26 | 2 | | 31 | 53 | Petrobel Belayim Petroleum Co | | 23 | 509 | | | 562 | Società Oleodotti Meridionali SpA | | 12 | 491 | | 16 | 11 | Société Centrale Electrique du Congo SA | | 97 | | | 104 | | Vår Energi ASA | | 30 | 828 | 1.918 | 48 | 5.047 | (57) Altre (a) | | 37 | 71 | 120 | 74 | 187 | | | 729 | 3.150 | 7.687 | 435 | 12.034 | (195) Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | | | | | | | Eni BTC Ltd | | | | 195 | | | Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | | 161 | 3 | | 10 | | Altre | | 16 | 7 | 11 | 27 | 18 | | | 177 | 10 | 206 | 37 | 18 | | | 906 | 3.160 | 7.893 | 472 | 12.052 | (195) Imprese controllate dallo Stato | | | | | | | Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | | 3 | 25 | | | 65 | Gruppo Enel | | 33 | 153 | | 46 | 798 | (28) Gruppo Italgas | | 1 | 186 | | 5 | 612 | Gruppo Snam | | 196 | 436 | | 219 | 1.342 | Gruppo Terna | | 104 | 116 | | 386 | 350 | 10 GSE - Gestore Servizi Energetici | | 201 | 110 | | 1.805 | 1.548 | 414 ITA Airways ‐ Italia Trasporto Aereo SpA | | 13 | | | 238 | | Altre (a) | | 23 | 66 | | 71 | | | | 574 | 1.092 | | 2.770 | 4.715 | 396 Altri soggetti correlati | | 1 | 3 | | 2 | 37 | Groupement Sonatrach - Eni «GSE» | | 316 | 316 | | 32 | 599 | Totale | | 1.797 | 4.571 | 7.893 | 3.276 | 17.403 | 201 (a) Per rapporti di ammontare inferiore a €50 milioni. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 383 | | | 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 384 | | | 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 SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 385 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 sviluppo di giacimenti petroliferi dalle società Agiba Petroleum Co, Karacha- ganak Petroleum Operating BV, Mellitah Oil & Gas BV, Petrobel Belayim Petroleum Co, Groupement Sonatrach \- Eni «GSE» e, limitatamente alla Karachaganak Petroleum Operating BV, l’ac- quisto 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 cessio- ne dei crediti di Cardón IV; • la fornitura di servizi specialistici upstream e la garanzia rilascia- ta pro quota nell’interesse della società Coral FLNG SA a benefi- cio del Consorzio TJS a fronte degli obblighi contrattuali assun- ti con l’assegnazione del contratto EPCIC per la realizzazione dell’impianto galleggiante di liquefazione del gas; • la fornitura di servizi specialistici, l’acquisto di greggi e il rilascio di garanzie principalmente a fronte di contratti di leasing di navi FPSO verso il gruppo Azule; • la fornitura di servizi di ingegneria, di costruzione e di perforazio- ne da parte del gruppo Saipem prevalentemente al settore Explo- ration & Production; • l’acquisizione di servizi di trasporto verso il gruppo SeaCorridor; • le garanzie rilasciate al Gruppo Vårgrønn a fronte della partecipa- zione nel progetto eolico offshore Dogger Bank; • il credito nell’ambito della business combination realizzata nel corso dell’esercizio e l’acquisto di greggi e condensati dal gruppo Ithaca Energy Plc; • l’acquisto di elastomeri da Lotte Versalis Elastomers Co Ltd; • l’acquisto di condensati e la fornitura di servizi specialistici upstream verso la Mozambique Rovuma Venture SpA; • 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’inte- resse di Vår Energi ASA, la fornitura di servizi specialistici upstre- am e di trasporto marittimo, l’acquisto di greggio, condensati e gas e la parte realizzata dei contratti a termine di acquisto 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 riguardano: • 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 stoccag- gio dal gruppo Italgas e dal gruppo Snam sulla base delle tarif- fe stabilite dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Am- biente, comprensive delle agevolazioni tariffarie riconosciute alla clientela e rimborsate dai distributori, nonché, dal gruppo Snam, il credito per attività di disinvestimento relativo alla ces- sione del 49,9% del capitale della SeaCorridor Srl e la compra- vendita di gas per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di corrispettivi 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 capacità di stoccaggio a GSE \- Gestore Servizi Energetici per la costituzione 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 de- rivanti dall’espletamento delle funzioni ed attività di OCSIT e il contributo corrisposto a GSE per la promozione dell’uso del bio- metano 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 €26 milioni e debiti per contributi da versare per €2 milioni; • costi per contributi versati al Fondo Integrativo Sanitario dei Diri- genti delle Aziende del Gruppo Eni \- FISDE per €5 milioni e debiti per contributi da versare per €1 milione; • contributi erogati e prestazione di servizi alla Fondazione Eni En- rico Mattei e a Eni Foundation rispettivamente per €4 milioni e €2 milioni. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 386 RAPPORTI DI NATURA FINANZIARIA | | | 31.12.2024 | | | 2024 | ---|---|---|---|---|---|---|--- | | | | | Proventi | | | | | | | Finanziari e | | Proventi | | | | | strumenti | Oneri | (oneri) su Denominazione | (€ milioni) | Crediti | Debiti | Garanzie | derivati | Finanziari | partecipazioni Joint venture e imprese collegate | | | | | | | Coral FLNG SA | | 522 | | | 24 | | Coral South FLNG DMCC | | | | 1.539 | | (1) | Gruppo Saipem | | | 222 | | 1 | | Mozambique Rovuma Venture SpA | | 1.769 | 58 | | 132 | 11 | Pengerang Biorefinery Sdn Bhd | | 60 | | | | | Altre | | 37 | 39 | 2 | 38 | 41 | | | 2.388 | 319 | 1.541 | 195 | 51 | Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | | | | | | Altre | | 40 | 36 | | 2 | 2 | | | 40 | 36 | | 2 | 2 | Imprese controllate dallo Stato | | | | | | | Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | | | 53 | | | | Altre | | | 7 | | 1 | 4 | (12) | | | 60 | | 1 | 4 | (12) Altri soggetti correlati | | | 4 | | | | Totale | | 2.428 | 419 | 1.541 | 198 | 57 | (12) | | | 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 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 387 | | | 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. 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 re- alizzazione 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; • le passività per beni in leasing verso il gruppo Saipem riferite a contratti pluriennali per l’utilizzo di mezzi di perforazione; • il finanziamento concesso alla Mozambique Rovuma Venture SpA per lo sviluppo delle riserve gas nell’offshore del Mozambico; • l’utilizzo della linea di credito concessa alla Pengerang Biorefinery Sdn Bhd per la costruzione della bioraffineria in Malesia. I rapporti più significativi con le società controllate dallo Stato ri- guardano: • i debiti finanziari per la realizzazione di infrastrutture di ricarica per veicoli elettrici verso il gruppo Cassa Depositi e Prestiti. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 388 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: | | 31.12.2024 | | | 31.12.2023 | ---|---|---|---|---|---|--- | | Entità | Incidenza | | Entità | Incidenza (€ milioni) | Totale | correlate | % | Totale | correlate | % Disponibilità liquide e equivalenti | 8.183 | | | 10.193 | 3 | 0,03 Altre attività finanziarie correnti | 1.085 | 48 | 4,42 | 896 | 19 | 2,12 Crediti commerciali e altri crediti | 16.901 | 1.601 | 9,47 | 16.551 | 1.363 | 8,24 Altre attività correnti | 3.662 | 54 | 1,47 | 5.637 | 32 | 0,57 Altre attività finanziarie non correnti | 3.215 | 2.380 | 74,03 | 2.301 | 1.840 | 79,97 Altre attività non correnti | 4.011 | 142 | 3,54 | 3.393 | 168 | 4,95 Passività finanziarie a breve termine | 4.238 | 136 | 3,21 | 4.092 | 222 | 5,43 Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine | 4.582 | 21 | 0,46 | 2.921 | 21 | 0,72 Quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine | 1.279 | 152 | 11,88 | 1.128 | 21 | 1,86 Debiti commerciali e altri debiti | 22.092 | 4.017 | 18,18 | 20.654 | 4.245 | 20,55 Altre passività correnti | 5.049 | 34 | 0,67 | 5.579 | 62 | 1,11 Passività finanziarie a lungo termine | 21.570 | 79 | 0,37 | 21.716 | 65 | 0,30 Passività per beni in leasing a lungo termine | 5.174 | 31 | 0,60 | 4.208 | 6 | 0,14 Altre passività non correnti | 4.449 | 520 | 11,69 | 4.096 | 511 | 12,48 L’incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi: | | 2024 | | | 2023 | | | 2022 | ---|---|---|---|---|---|---|---|---|--- | | Entità | Incidenza | | Entità | Incidenza | | Entità | Incidenza (€ milioni) | Totale | correlate | % | Totale | correlate | % | Totale | correlate | % Ricavi della gestione caratteristica | 88.797 | 2.997 | 3,38 | 93.717 | 4.322 | 4,61 | 132.512 | 10.872 | 8,20 Altri ricavi e proventi | 2.417 | 279 | 11,54 | 1.099 | 156 | 14,19 | 1.175 | 156 | 13,28 Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | (71.114) | (17.404) | 24,47 | (73.836) | (15.885) | 21,51 | (102.529) | (15.327) | 14,95 Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti | (168) | (2) | 1,19 | (249) | 5 | .. | 47 | (2) | .. commerciali e altri crediti | | | | | | | | | Costo lavoro | (3.262) | 3 | .. | (3.136) | (8) | 0,26 | (3.015) | (18) | 0,60 Altri proventi (oneri) operativi | (352) | 201 | .. | 478 | 17 | 3,56 | (1.736) | 3.306 | .. Proventi finanziari | 7.715 | 198 | 2,57 | 7.417 | 155 | 2,09 | 8.450 | 160 | 1,89 Oneri finanziari | (8.980) | (57) | 0,63 | (8.113) | (28) | 0,35 | (9.333) | (164) | 1,76 Strumenti finanziari derivati | 278 | | | (61) | 1 | .. | 13 | 2 | 15,38 Altri proventi (oneri) su partecipazioni | 984 | (12) | .. | 1.108 | 445 | 40,16 | 3.623 | 30 | 0,83 I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi: (€ milioni) | 2024 | 2023 | 2022 ---|---|---|--- Ricavi e proventi | 3.276 | 4.478 | 11.028 Costi e oneri | (15.056) | (13.539) | (13.749) Altri proventi (oneri) operativi | 201 | 17 | 3.306 Variazione crediti e debiti commerciali e diversi | (61) | 1.916 | (431) Interessi | 132 | 117 | 69 Flusso di cassa netto da attività operativa | (11.508) | (7.011) | 223 Investimenti in attività materiali e immateriali | (2.347) | (2.349) | (1.596) Disinvestimenti in partecipazioni | | 440 | 165 Variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento | (292) | 504 | 1.480 Variazione crediti finanziari | (501) | (290) | (81) Flusso di cassa netto da attività di investimento | (3.140) | (1.695) | (32) Variazione debiti finanziari e passività per beni in leasing | (20) | (162) | (88) Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | (20) | (162) | (88) Variazione disponibilità liquide e equivalenti | (3) | (7) | 8 Totale flussi finanziari verso entità correlate | (14.671) | (8.875) | 111 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 389 L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi: | | 2024 | | | 2023 | | | 2022 | ---|---|---|---|---|---|---|---|---|--- | | Entità | Incidenza | | Entità | Incidenza | | Entità | Incidenza (€ milioni) | Totale | correlate | % | Totale | correlate | % | Totale | correlate | % Flusso di cassa netto da attività operativa | 13.092 | (11.508) | .. | 15.119 | (7.011) | .. | 17.460 | 223 | 1,28 Flusso di cassa netto da attività di investimento | (9.817) | (3.140) | 31,99 | (9.365) | (1.695) | 18,10 | (7.018) | (32) | 0,46 Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | (5.380) | (20) | 0,37 | (5.668) | (162) | 2,86 | (8.542) | (88) | 1,03 37 Altre informazioni sulle partecipazioni 26 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 Plenitude posseduto da Eni al 92,42% e al gruppo EniPower posseduto da Eni al 51%. La percentuale di possesso del non controlling interest corrisponde ai diritti di voto assembleare. | Gruppo Plenitude | Gruppo EniPower ---|---|--- (€ milioni) | 2024 | 2024 | 2023 Non controlling interest (%) | 7,58 | 49,00 | 49,00 Attività correnti | 4.571 | 695 | 374 Attività non correnti | 11.185 | 934 | 868 Passività correnti | 4.626 | 709 | 389 Passività non correnti | 5.156 | 31 | 46 Ricavi | 10.179 | 962 | 1.251 Utile netto dell'esercizio | 803 | 167 | 169 Totale utile complessivo dell'esercizio | 821 | 167 | 169 Flusso di cassa netto da attività operativa | 916 | 178 | 198 Flusso di cassa netto da attività di investimento | (1.389) | (92) | (126) Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | (85) | (18) | (3) Flusso di cassa netto dell'esercizio | (23) | (9) | (31) Utile (perdita) netto dell'esercizio di pertinenza delle interessenze di terzi azionisti | 54 | 85 | 86 Dividendi pagati alle interessenze di terzi azionisti | 5 | 41 | 36 Il patrimonio netto complessivo di pertinenza delle interessenze di terzi al 31 dicembre 2024 è di €2.863 milioni (€460 milioni al 31 dicembre 2023) e comprende l’obbligazione subordinata perpetua di Eni Marine Services SpA di €1.924 milioni. Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 26 - Patrimonio netto \- Interessenze di terzi. (26) L’elenco delle partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto e collegate al 31 dicembre 2024 è indicato nell’allegato “Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2024” che costituisce parte integrante delle presenti note. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 390 MODIFICHE DELL’INTERESSENZA PARTECIPATIVA SENZA PERDITA O ACQUISIZIONE DEL CONTROLLO Nel 2024 è stato ceduto il 7,58% del capitale della controllata Eni Plenitude SpA con un incasso di €588 milioni. Nel 2023 è stata acquistata la totalità delle interessenze di terzi (29,48%) della società Evolvere SpA (ora Plenitude Energy Services SpA) per un corrispettivo di €60 milioni. PRINCIPALI ACCORDI A CONTROLLO CONGIUNTO E SOCIETÀ COLLEGATE AL 31 DICEMBRE 2024 | | | | % interessenza | % diritti ---|---|---|---|---|--- Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Settore di attività | partecipativa | di voto Joint venture | | | | | 2023 Sol IX Llc | Wilmington | USA | Plenitude | 73,59 | 73,59 | (USA) | | | | 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) | | | | E&E Algeria Touat BV | L'Aja | Algeria | Exploration & Production | 54,00 | 54,00 | (Paesi Bassi) | | | | GreenIT SpA | San Donato Milanese (MI) | Italia | Plenitude | 51,00 | 51,00 | (Italia) | | | | Mozambique Rovuma Venture SpA | San Donato Milanese (MI) | Mozambico | Exploration & Production | 35,71 | 35,71 | (Italia) | | | | Saipem SpA | Milano | Italia | Corporate e società finanziarie | 21,19 | 21,61 | (Italia) | | | | SeaCorridor Srl | San Donato Milanese (MI) | Italia | Global Gas & LNG Portfolio | 50,10 | 50,10 | (Italia) | | | | St. Bernard Renewables Llc | Wilmington | USA | Enilive | 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 | Refining | 50,00 | 50,00 | (Italia) | | | | Collegate | | | | | ADNOC Global Trading Ltd | Abu Dhabi | Emirati Arabi Uniti | Refining | 20,00 | 20,00 | (Emirati Arabi Uniti) | | | | Abu Dhabi Oil Refining Company (Takreer) | Abu Dhabi | Emirati Arabi Uniti | Refining | 20,00 | 20,00 | (Emirati Arabi Uniti) | | | | Coral FLNG SA | Maputo | Mozambico | Exploration & Production | 25,00 | 25,00 | (Mozambico) | | | | Ithaca Energy Plc | Londra | Regno Unito | Exploration & Production | 37,17 | 37,17 | (Regno Unito) | | | | QatarEnergy LNG NFE (5) | Doha | Qatar | Exploration & Production | 25,00 | 25,00 | (Qatar) | | | | Vår Energi ASA | Sandnes | Norvegia | Exploration & Production | 63,04 | 63,04 | (Norvegia) | | | | RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 391 I dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in joint venture riferiti ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono di seguito riportati: | | | 2024 | | ---|---|---|---|---|--- | Azule Energy | St. Bernard | E&E Algeria | | (€ milioni) | Holdings Ltd | Renewables Llc | Touat BV | Saipem SpA | SeaCorridor Srl Attività correnti | 3.181 | 313 | 130 | 9.675 | 134 \- di cui disponibilità liquide ed equivalenti | 549 | 72 | 55 | 2.158 | 89 Attività non correnti | 20.542 | 1.615 | 1.497 | 4.844 | 975 Totale attività | 23.723 | 1.928 | 1.627 | 14.519 | 1.109 Passività correnti | 3.505 | 99 | 54 | 8.564 | 126 \- di cui passività finanziarie correnti | 1.182 | | | 796 | Passività non correnti | 9.796 | 217 | 376 | 3.431 | 15 \- di cui passività finanziarie non correnti | 3.297 | 215 | | 2.220 | 1 Totale passività | 13.301 | 316 | 430 | 11.995 | 141 Net equity | 10.422 | 1.612 | 1.197 | 2.524 | 968 Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % | 50,00 | 50,00 | 54,00 | 21,61 | 50,10 Valore di iscrizione della partecipazione | 5.211 | 806 | 646 | 528 | 485 Ricavi e altri proventi | 4.961 | 1.220 | 290 | 14.552 | 332 Costi operativi | (1.261) | (1.134) | (98) | (13.224) | (45) Altri proventi (oneri) operativi | | (93) | | 1 | Ammortamenti e svalutazioni | (1.479) | (72) | (105) | (723) | (44) Risultato operativo | 2.221 | (79) | 87 | 606 | 243 Proventi (oneri) finanziari | (474) | (11) | | (85) | 6 Proventi (oneri) su partecipazioni | 208 | | | (25) | 29 Risultato ante imposte | 1.955 | (90) | 87 | 496 | 278 Imposte sul reddito | (751) | | (13) | (190) | (189) Risultato netto | 1.204 | (90) | 74 | 306 | 89 Altre componenti dell'utile complessivo | 572 | 99 | 72 | (124) | 11 Totale utile (perdita) complessivo | 1.776 | 9 | 146 | 182 | 100 Utile (perdita) di competenza del Gruppo | 602 | (45) | 40 | 75 | 45 Dividendi percepiti dalla joint venture | 427 | | | | 95 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 392 | 2023 ---|--- | Azule Energy | St. Bernard | | (€ milioni) | Holdings Ltd | Renewables Llc | Saipem SpA | SeaCorridor Srl Attività correnti | 3.554 | 317 | 8.104 | 165 \- di cui disponibilità liquide ed equivalenti | 546 | 65 | 2.136 | 104 Attività non correnti | 19.976 | 1.594 | 4.737 | 964 Totale attività | 23.530 | 1.911 | 12.841 | 1.129 Passività correnti | 2.360 | 134 | 6.857 | 55 \- di cui passività finanziarie correnti | | | 97 | Passività non correnti | 11.670 | 119 | 3.588 | 16 \- di cui passività finanziarie non correnti | 4.239 | 119 | 2.599 | 1 Totale passività | 14.030 | 253 | 10.445 | 71 Net equity | 9.500 | 1.658 | 2.396 | 1.058 Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % | 50,00 | 50,00 | 31,20 | 50,10 Valore di iscrizione della partecipazione | 4.750 | 829 | 722 | 530 Ricavi e altri proventi | 5.125 | 591 | 11.898 | 456 Costi operativi | (814) | (598) | (10.967) | (42) Altri proventi (oneri) operativi | | (45) | (5) | Ammortamenti e svalutazioni | (2.560) | (28) | (489) | (43) Risultato operativo | 1.751 | (80) | 437 | 371 Proventi (oneri) finanziari | (373) | (4) | (167) | (3) Proventi (oneri) su partecipazioni | 332 | | 60 | 33 Risultato ante imposte | 1.710 | (84) | 330 | 401 Imposte sul reddito | (404) | | (145) | (303) Risultato netto | 1.306 | (84) | 185 | 98 Altre componenti dell'utile complessivo | (295) | (22) | 59 | (8) Totale utile (perdita) complessivo | 1.011 | (106) | 244 | 90 Utile (perdita) di competenza del Gruppo | 653 | (42) | 56 | 49 Dividendi percepiti dalla joint venture | 829 | | | 95 I dati relativi al risultato dell’esercizio e all’utile complessivo delle joint venture rilevanti sono di seguito riportati: | | | 2024 | | ---|---|---|---|---|--- | | | Mozambique Rovuma | | (€ milioni) | 2023 Sol IX Llc | GreenIT SpA | Venture SpA | Cardón IV SA | Vårgrønn AS Risultato netto | 1 | 4 | 47 | (18) | (57) Altre componenti dell'utile complessivo | 8 | (2) | 64 | 47 | 26 Totale utile (perdita) complessivo | 9 | 2 | 111 | 29 | (31) | | 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) RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 393 I dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in società collegata riferiti ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono di seguito riportati: | 2024 ---|--- | Abu Dhabi Oil Refining | | | QatarEnergy (€ milioni) | Company (TAKREER) | Vår Energi ASA | Ithaca Energy Plc | LNG NFE (5) Attività correnti | 6.719 | 1.249 | 946 | \- di cui disponibilità liquide ed equivalenti | 47 | 268 | 170 | Attività non correnti | 18.130 | 19.760 | 6.100 | 2.658 Totale attività | 24.849 | 21.009 | 7.046 | 2.658 Passività correnti | 3.835 | 1.724 | 1.320 | 60 \- di cui passività finanziarie correnti | | 68 | 31 | Passività non correnti | 9.640 | 19.285 | 3.775 | 67 \- di cui passività finanziarie non correnti | 6.543 | 5.795 | 994 | Totale passività | 13.475 | 21.009 | 5.095 | 127 Net equity | 11.374 | | 1.951 | 2.531 Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % | 20,00 | 63,04 | 37,17 | 25,00 Valore di iscrizione della partecipazione | 2.275 | | 725 | 633 Ricavi e altri proventi | 12.879 | 6.884 | 703 | Costi operativi | (11.985) | (1.375) | (134) | (6) Altri proventi (oneri) operativi | (386) | | | Ammortamenti e svalutazioni | (338) | (1.884) | (367) | Risultato operativo | 170 | 3.625 | 202 | (6) Proventi (oneri) finanziari | (332) | (455) | (66) | 1 Risultato ante imposte | (162) | 3.170 | 136 | (5) Imposte sul reddito | | (2.759) | (118) | 1 Risultato netto | (162) | 411 | 18 | (4) Altre componenti dell'utile complessivo | 708 | (125) | 100 | 138 Totale utile (perdita) complessivo | 546 | 286 | 118 | 134 Utile (perdita) di competenza del Gruppo | (32) | 259 | 7 | (1) Dividendi percepiti dalla collegata | 269 | 627 | 69 | ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 394 | | 2023 | ---|---|---|--- | Abu Dhabi Oil Refining | | (€ milioni) | Company (TAKREER) | Vår Energi ASA | QatarEnergy LNG NFE (5) Attività correnti | 3.506 | 1.502 | \- di cui disponibilità liquide ed equivalenti | 196 | 665 | Attività non correnti | 17.036 | 15.784 | 1.884 Totale attività | 20.542 | 17.286 | 1.884 Passività correnti | 648 | 1.843 | 83 \- di cui passività finanziarie correnti | | | Passività non correnti | 7.722 | 14.734 | 44 \- di cui passività finanziarie non correnti | 4.972 | 3.586 | Totale passività | 8.370 | 16.577 | 127 Net equity | 12.172 | 709 | 1.757 Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % | 20,00 | 63,04 | 25,00 Valore di iscrizione della partecipazione | 2.434 | 447 | 439 Ricavi e altri proventi | 29.259 | 6.335 | Costi operativi | (26.459) | (1.242) | (18) Altri proventi (oneri) operativi | (738) | | Ammortamenti e svalutazioni | (426) | (1.840) | Risultato operativo | 1.636 | 3.253 | (18) Proventi (oneri) finanziari | (154) | (148) | 3 Risultato ante imposte | 1.482 | 3.105 | (15) Imposte sul reddito | | (2.541) | 4 Risultato netto | 1.482 | 564 | (11) Altre componenti dell'utile complessivo | (412) | (48) | (55) Totale utile (perdita) complessivo | 1.070 | 516 | (66) Utile (perdita) di competenza del Gruppo | 296 | 356 | (3) Dividendi percepiti dalla collegata | 277 | 640 | I dati relativi al risultato dell’esercizio e all’utile complessivo delle società collegate rilevanti sono di seguito riportati: | 2024 | ---|---|--- (€ milioni) | ADNOC Global Trading Ltd | Coral FLNG SA Risultato netto | 563 | (33) Altre componenti dell'utile complessivo | 48 | 57 Totale utile (perdita) complessivo | 611 | 24 | 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) RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 395 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 entità ed enti pubblici italiani, ad esclusione delle società in controllo pub- blico 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 27 . Al riguardo si segnala che quando Eni svolge il ruolo di operatore 28 di joint venture non incorporate 29 , costituite per la gestione di progetti petroliferi, ciascuna erogazione effettuata direttamente da Eni è riportata nel suo ammontare pieno, indipendentemente dalla circostanza che Eni sia rimborsata pro- porzionalmente dai partner non operatori attraverso il meccanismo dell’addebito dei costi (cash-call). 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 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 associa- zioni di categoria e territoriali, nonché a favore di fondazioni o al- tre 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 30 . 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 2024, 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 indicazioni 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) Fondazione Eni Enrico Mattei (FEEM) | 4.000.000 Fondazione Teatro alla Scala | 3.221.088 Eni Foundation | 2.771.800 Fondazione Giorgio Cini | 500.000 Fondazione Banco dell'energia Ente Filantropico | 437.050 WeWorld GVC ONLUS | 350.000 Fondazione Terre des Hommes Italia ETS | 270.000 Fondazione Dynamo Camp ETS | 256.000 EITI - Extractive Industries Transparency Initiative | 55.107 Associazione Pionieri e Veterani Eni | 56.000 Parrocchia di Santa Barbara – San Donato Milanese | 50.000 FONDAZIONE COTEC - Fondazione per l'innovazione tecnologica | 50.000 Amici della Terra Italia ONLUS | 50.000 Aspen Institute Italia | 35.000 E4IMPACT Foundation | 35.000 Italiadecide | 35.000 (27) Sono escluse le erogazioni operate da società estere del Gruppo a beneficiari esteri. (28) 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. (29) Per joint venture non incorporate si intende un raggruppamento di imprese che opera congiuntamente all’interno del progetto in virtù di un contratto. (30) 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 396 | Importo del vantaggio ---|--- | economico corrisposto Soggetto beneficiario | (importi in euro) Alma Mater Studiorum | 30.000 GCNI - Fondazione Global Compact Network Italia | 28.200 Voluntary Principles Association (VPA) | 25.038 Casa Bethlem | 25.000 Croce Rossa Italiana sezione di Macerata | 25.000 Associazione Cilla Liguria ODV | 21.000 Associazione Amici della Luiss Guido Carli | 20.000 Centro Studi Americani | 20.000 Parrocchia San Giovanni Evangelista - Gela | 14.786 Harvard University | 11.221 Parks – Liberi e Uguali | 10.000 CasAmica ODV | 10.000 Fondazione Talento all'opera | 10.000 39 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti Nel 2024, 2023 e 2022 non si segnalano eventi e/o operazioni signi- ficative non ricorrenti. 40 Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali Nel 2024, 2023 e 2022 non si segnalano posizioni o transazioni deri- vanti da operazioni atipiche e/o inusuali. 41 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio A gennaio Eni ha emesso due bond ibridi per l’ammontare no- minale complessivo di €1,5 miliardi per riacquistare un analogo bond prossimo alla reset date il cui ammontare outstanding alla data di bilancio era €1,5 miliardi. In esecuzione dell’offerta di riac- quisto del bond outstanding, circa l’83% dei titoli in circolazione sono stati ceduti a Eni per l’ammontare di €1,25 miliardi. Il 6 marzo 2025, Eni e il fondo di private equity KKR hanno comple- tato l’operazione di investimento da parte di KKR con l’acquisto di un’interessenza di minoranza del 25% nella controllata Eni, Enilive, con un incasso di circa €2,97 miliardi. In precedenza, a febbraio 2025, Eni e il fondo avevano definito un’operazione speculare alla prima per un ulteriore investimento del 5% di KKR in Enilive. Al perfezionamento di questa seconda transazione, il fondo avrà una partecipazione del 30%. Il 19 marzo 2025, Eni e Vitol hanno concordato i termini econo- mici per il farm out a Vitol di un working interest del 25% pos- seduto da Eni nel progetto operato Congo FLNG (al closing Eni manterrà un working interest del 40%) e di un working interest del 30% posseduto da Eni nel progetto operato Baleine nell’off- shore della Costa d’Avorio (al closing Eni manterrà un working interest del 47,25%) con un incasso previsto di 1,65 miliardi di dollari e data economica 1° gennaio 2024\. Il closing delle due transazioni è soggetto alle normali approvazioni regolatorie e ad altre condizioni. A fine marzo 2025, il Dipartimento di Stato Usa ha notificato a Eni che le autorizzazioni concesse in passato per il rimborso in natura attraverso carichi di greggio del gas equity prodotto e venduto in Venezuela all’ente di Stato PDVSA sono state revo- cate. Eni continua a mantenere in modo trasparente i contatti con le Autorità USA per identificare possibili soluzioni affinché le forniture di gas, non oggetto di sanzioni, possano essere re- munerate da PDVSA. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 397 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 Africa Sub- Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2024 Società consolidate Attività relative a riserve certe 19.272 3.242 43.769 30.245 14.379 15.223 16.212 1.626 143.968 Attività relative a riserve probabili e possibili 22 190 651 2.393 2.259 887 209 6.611 Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni 339 29 2.012 837 138 14 26 13 3.408 Immobilizzazioni in corso 756 249 2.554 2.583 1.202 2.232 388 149 10.113 Costi capitalizzati lordi 20.389 3.710 48.986 36.058 15.719 19.728 17.513 1.997 164.100 Fondi ammortamento e svalutazione (16.541) (2.969) (36.505) (24.075) (5.441) (12.698) (14.273) (1.108) (113.610) Costi capitalizzati netti società consolidate (a)(b) 3.848 741 12.481 11.983 10.278 7.030 3.240 889 50.490 Società in joint venture e collegate Attività relative a riserve certe 12.751 645 10.137 295 2.150 25.978 Attività relative a riserve probabili e possibili 1.178 149 88 1.415 Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni 86 9 82 9 186 Immobilizzazioni in corso 4.989 22 2.246 370 249 7.876 Costi capitalizzati lordi 19.004 825 12.553 665 2.408 35.455 Fondi ammortamento e svalutazione (6.799) (140) (2.809) (1.644) (11.392) Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate (a)(c) 12.205 685 9.744 665 764 24.063 (a) Gli importi comprendono oneri finanziari capitalizzati netti per €830 milioni per le società consolidate e per €996 milioni per le società in joint venture e collegate. (b) Include l’allocazione del fair value degli asset delle società acquisite dal gruppo Neptune Energy. (c) Include l’allocazione del fair value degli asset delle società acquisite dal gruppo Neptune Energy e della società Ithaca Energy nel Regno Unito. (€ milioni) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Africa Sub- Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2023 Società consolidate Attività relative a riserve certe 19.073 6.802 40.429 30.058 13.360 13.048 19.106 1.608 143.484 Attività relative a riserve probabili e possibili 22 325 651 2.280 7 1.480 859 197 5.821 Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni 310 27 1.868 1.102 128 12 24 12 3.483 Immobilizzazioni in corso 1.006 354 2.146 2.510 1.062 1.834 511 83 9.506 Costi capitalizzati lordi 20.411 7.508 45.094 35.950 14.557 16.374 20.500 1.900 162.294 Fondi ammortamento e svalutazione (16.515) (6.390) (32.559) (24.796) (4.578) (10.853) (16.042) (1.060) (112.793) Costi capitalizzati netti società consolidate (a)(b) 3.896 1.118 12.535 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 (a) Gli importi comprendono oneri finanziari capitalizzati netti per €709 milioni per le società consolidate e per €658 milioni per le società in joint venture e collegate. (b) Include l’allocazione del fair value degli asset delle società acquisite da Chevron in Indonesia e da BP in Algeria. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 398 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 Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2024 Società consolidate Costi di ricerca 47 53 98 139 57 128 124 2 648 Costi di sviluppo (a) 445 340 1.168 3.250 252 1.012 760 101 7.328 Totale costi sostenuti società consolidate 492 393 1.266 3.389 309 1.140 884 103 7.976 Società in joint venture e collegate Costi di ricerca 231 90 321 Costi di sviluppo (b) 1.850 15 1.191 157 (6) 3.207 Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate 2.081 15 1.281 157 (6) 3.528 2023 Società consolidate Costi di ricerca 12 55 328 189 9 277 138 1 1.009 Costi di sviluppo (a) 798 249 1.633 2.662 296 921 937 151 7.647 Totale costi sostenuti società consolidate 810 304 1.961 2.851 305 1.198 1.075 152 8.656 Società in joint venture e collegate 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 12 101 247 295 4 253 26 1 939 Costi di sviluppo (a) 216 (129) 1.138 1.458 277 835 1.292 117 5.204 Totale costi sostenuti società consolidate 234 (28) 1.547 1.764 281 1.088 1.400 118 6.404 Società in joint venture e collegate Acquisizioni di riserve certe 291 291 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 (a) Gli importi indicati comprendono costi relativi all’abbandono delle attività per €73 milioni nel 2024, costi per €773 milioni nel 2023 e decrementi per €307 milioni nel 2022. (b) Gli importi indicati comprendono costi relativi all’abbandono delle attività per €42 milioni nel 2024, costi per €163 milioni nel 2023 e decrementi per €111 milioni nel 2022. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 399 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 Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2024 Società consolidate Ricavi: \- vendite a imprese consolidate 1.256 524 1.590 1.984 1.747 3.171 1.364 11.636 \- vendite a terzi 462 7.135 892 958 752 138 19 10.356 Totale ricavi 1.256 986 8.725 2.876 2.705 3.923 1.502 19 21.992 Costi di produzione (350) (328) (971) (617) (280) (392) (403) (25) (3.366) Costi di trasporto (4) (86) (65) (8) (175) (8) (15) (361) Imposte sulla produzione (139) (1) (299) (276) (339) (73) (1.127) Costi di ricerca (16) (158) (148) (54) (81) (243) (39) (2) (741) Ammortamenti e svalutazioni (a) (606) (440) (1.880) (2.121) (555) (1.142) (1.373) (52) (8.169) Altri (oneri) proventi (179) (413) (330) (280) (168) (335) (45) (7) (1.757) Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi (38) (440) 5.032 (480) 1.446 1.464 (446) (67) 6.471 Imposte sul risultato 73 134 (3.150) (347) (507) (1.283) 39 23 (5.018) Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate 35 (306) 1.882 (827) 939 181 (407) (44) 1.453 Società in joint venture e collegate Ricavi: \- vendite a imprese consolidate 3.330 1.149 4.479 \- vendite a terzi 1.213 162 1.682 669 3.726 Totale ricavi 4.543 162 2.831 669 8.205 Costi di produzione (711) (33) (621) (23) (1.388) Costi di trasporto (151) (15) (3) (169) Imposte sulla produzione (2) (42) (148) (192) Costi di ricerca (119) (7) (126) Ammortamenti e svalutazioni (1.150) (62) (864) (66) (2.142) Altri (oneri) proventi 37 (26) (127) (1) (333) (450) Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi 2.449 24 1.170 (1) 96 3.738 Imposte sul risultato (1.839) (2) (456) (42) (2.339) Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate 610 22 714 (1) 54 1.399 (a) Include svalutazioni nette per €2.203 milioni. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 400 (€ milioni) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale 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 7.936 903 897 532 135 51 10.472 Totale ricavi 1.475 880 9.413 2.648 2.742 3.502 1.796 52 22.508 Costi di produzione (348) (202) (952) (656) (267) (304) (469) (25) (3.223) Costi di trasporto (3) (43) (68) (10) (178) (6) (19) (327) Imposte sulla produzione (152) (300) (294) (326) (73) (1.145) Costi di ricerca (12) (14) (245) (121) (2) (140) (152) (1) (687) Ammortamenti e svalutazioni (a) (886) (166) (1.979) (716) (601) (1.093) (1.531) (95) (7.067) Altri (oneri) proventi (347) (117) (360) (128) (148) (263) (108) (7) (1.478) Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi (273) 338 5.509 723 1.546 1.370 (556) (76) 8.581 Imposte sul risultato 169 (292) (3.368) (391) (503) (1.150) 369 19 (5.147) Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate (104) 46 2.141 332 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 SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 401 (€ milioni) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale 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 8.843 1.216 1.001 837 307 72 12.628 Totale ricavi 2.281 1.877 10.938 5.650 2.603 3.819 1.990 75 29.233 Costi di produzione (387) (189) (970) (871) (241) (326) (410) (21) (3.415) Costi di trasporto (3) (42) (55) (29) (147) (3) (16) (295) Imposte sulla produzione (286) (330) (478) (421) (63) (1.578) Costi di ricerca (11) (25) (268) (150) (6) (123) (21) (1) (605) Ammortamenti e svalutazioni (a) (449) (158) (1.995) (1.488) (434) (727) (707) (90) (6.048) Altri (oneri) proventi (1.987) (98) 1.577 (196) (127) (292) 2 (4) (1.125) Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi (842) 1.365 8.897 2.438 1.648 1.927 775 (41) 16.167 Imposte sul risultato 337 (665) (3.932) (979) (524) (1.457) (41) 47 (7.214) Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate (505) 700 4.965 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 402 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 Regu- lation 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 in- gegneria, 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 ra- gionevole certezza che inizierà entro un tempo ragionevole. Le condizioni economiche esistenti includono prezzi e costi usati per la determinazione della producibilità economica del giacimento. I prezzi sono determinati come media aritmetica semplice dei prezzi di chiusura rilevati il primo giorno di ciascuno dei 12 mesi dell’eserci- zio, salvo i casi in cui il loro calcolo derivi dall’applicazione di formule contrattuali in essere. Nel 2024 il prezzo del marker Brent di riferi- mento è stato di 81 $/barile. Le riserve certe non comprendono 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 recupera- bili attraverso pozzi esistenti, con impianti e metodi operativi esisten- ti, oppure possono riguardare quei casi in cui i costi degli interventi 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 perforate, op- pure 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 31 indipendente, parallela a quella interna, di una parte a rotazione delle riserve certe. Le descrizioni delle qualifiche tecniche delle persone responsabili della valutazione sono incluse nei rapporti rilasciati dalle società indipendenti 32 . Le loro valutazioni sono basate su dati forniti da Eni e da loro 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 riserve certe e includono: le registrazioni delle misurazioni effettuate sui pozzi, le misure delle coordinate delle traiettorie dei pozzi, l’analisi delle pro- prietà PVT (pressione, volume e temperatura) dei fluidi di giacimento, mappe, dati di produzione e iniezione per pozzo/giacimento/campo, studi di giacimento, analisi tecniche sulla performance del giacimen- to, piani di sviluppo, costi operativi e di sviluppo futuri. Per la determi- nazione 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 ven- ture e collegate sono certificati per conto delle stesse da società di in- gegneri petroliferi indipendenti con modalità analoghe e forniti ad Eni 33 . Le risultanze della valutazione indipendente condotta nel 2024 han- no confermato, come in passato, la ragionevolezza delle valutazioni interne. In particolare, nel 2024 sono state oggetto di valutazione indipendenti riserve certe per circa il 40% delle riserve Eni al 31 di- cembre 2024 34 . Nel triennio 2022-2024 le valutazioni indipendenti hanno riguardato l’85% del totale delle riserve certe. Eni opera tramite Production Sharing Agreement (PSA) in diversi Pa- esi esteri dove svolge attività di esplorazione e produzione di petrolio e gas. Le riserve certe relative ai PSA sono stimate in funzione dei co- sti 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 produzione. Le riserve certe relative ai PSA rappresentano il 57%, 55% e il 54% del to- tale delle riserve certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 2024, 2023 e 2022\. Effetti analoghi a quelli dei PSA si pro- ducono nei contratti di servizio; le riserve certe relative a tali contratti rappresentano il 2% del totale delle riserve certe in barili di petrolio equivalenti sia per il 2024 che per gli anni 2023 e 2022. 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 l’1%, il 2% e il 3% del totale delle riserve certe in barili di olio equivalenti rispettivamente per gli anni 2024, 2023 e 2022; (ii) le quantità di gas naturale destinate all’autoconsumo pari a 67.395 milioni di metri cubi nel 2024 (66.192 milioni e 67.554 milioni rispettiva mente nel 2023 e 2022); (iii) le quantità di idrocarburi affe- renti all’impianto di liquefazione di Angola LNG partecipata dalla JV Azule costituita al 50% con bp. (31) Negli ultimi tre anni ci si è avvalsi del servizio di certificazione indipendente di DeGolyer and MacNaughton, Ryder Scott e Sproule. (32) II report degli ingegneri indipendenti sono disponibili sul sito Eni all’indirizzo eni.com nella sezione “Documentazione/Relazione finanziaria annuale 2024”. (33) Nel 2024 Azule Energy e Vår Energi. (34) Nel 2024 sono inclusi i volumi di Azule Energy, Vår Energi per i quali Eni ha richiesto una Third Party Letter. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 403 Riserve certe non sviluppate I metodi di valutazione delle riserve certe, l’andamento delle produzioni future e degli investimenti per lo sviluppo hanno un margine di incertez- za. L’accuratezza delle stime è funzione della qualità delle informazioni disponibili e delle valutazioni di tipo ingegneristico e geologico. I succes- sivi risultati dei pozzi, delle verifiche della produzione possono compor- tare delle revisioni, in aumento o in diminuzione, delle valutazioni iniziali. Le riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2024 ammontano a 2.787 milioni di boe, di cui 1.192 milioni di boe di liquidi e 1.595 milio- ni di boe di gas naturale, principalmente in Africa e Asia. Le società consolidate possiedono riserve certe non sviluppate per Nel 2024 le riserve certe non sviluppate sono aumentate di 368 milioni di boe (le riserve certe non sviluppate delle società conso- lidate sono diminuite di 29 milioni di boe, mentre quelle delle joint ventures e collegate sono aumentate di 397 milioni di boe). Le principali variazioni sono riferite a: i) progressione nella conversione a riserve certe sviluppate (-128 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: Baleine in Costa d’Avorio, Azule Energy in Angola, Karachaganak in Kazakhstan e Cassiopea in Italia; ii) nuove scoperte ed estensioni pari a 367 milioni di boe, di cui 51 milioni di boe di liquidi e 316 milioni di boe di gas, sono prin- cipalmente il risultato dell’iscrizione delle riserve del progetto Coral North (329 milioni di boe), sulla base della decisione fi- nale d’investimento di Eni, dello stato di avanzamento e dell’im- pegno da parte della joint venture che opera il progetto, non- ché della ragionevole aspettativa che le restanti approvazioni formali da parte delle autorità del governo del Mozambico sa- ranno ottenute a breve. Lo sviluppo del progetto Coral North è 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 effettuate. Le valutazioni delle riserve potrebbero conseguentemente divergere anche in misura significativa dai volumi di petrolio e di gas naturale che saranno effettivamente prodotti. 1.633 milioni di boe (di cui 775 milioni di boe di liquidi e 858 milioni di boe di gas naturale). L’evoluzione delle riserve certe non sviluppate nell’esercizio è rappre- sentata dalla seguente tabella: regolato secondo i termini e le condizioni del PSC dell’Area 4 assegnato alla joint venture nel 2006. Inoltre, le nuove scoper- te ed estensioni fanno riferimento anche alla decisione finale d’investimento e all’ottenimento di tutte le autorizzazioni per i progetti di Bonga North in Nigeria (23 milioni di boe) e Umm Shaif negli Emirati Arabi Uniti (15 milioni di boe); iii) revisioni di precedenti stime (107 milioni di boe), principalmen- te nei liquidi. Le revisioni positive sono principalmente riferite all’avanzamento dell’attività di sviluppo negli Emirati Arabi Uniti (155 milioni di boe) principalmente nei campi di Hail & Ghasha e negli Stati Uniti (18 milioni di boe). Le revisioni negative sono riferite principalmente ad una riduzione in Vår Energi (-58 milio- ni di boe) e in Libia (-29 milioni di boe); iv) operazioni di portfolio (+22 milioni di boe), dall’effetto dell’ac- quisizione della società Neptune che ha portato nuovi asset in Norvegia, Indonesia e Regno Unito e dalla business combina- tion con Ithaca Energy (cessione asset UK ad Ithaca Energy ed acquisizione quota del 37,17% su tutti gli asset in Ithaca Ener- gy) e dalla cessione degli asset in Alaska, Nigeria e Congo. (milioni di boe) Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2023 2.419 Promozioni (128) Nuove scoperte ed estensioni 367 Revisioni di precedenti stime 107 Miglioramenti da recupero assistito 0 Portfolio 22 Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2024 2.787 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 404 Riserve certe di petrolio (compresi condensati e liquidi di gas naturale) (milioni di barili) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2024 Società consolidate Riserve al 31 dicembre 2023 211 27 523 334 637 485 213 2.430 di cui: sviluppate 136 24 326 225 576 240 163 1.690 non sviluppate 75 3 197 109 61 245 50 740 Acquisizioni 8 8 Revisioni di precedenti stime 12 22 (6) 105 52 185 Miglioramenti di recupero assistito 1 1 Estensioni e nuove scoperte 15 22 37 Produzione (10) (6) (65) (32) (40) (34) (21) (208) Cessioni (29) (71) (118) (218) Riserve al 31 dicembre 2024 213 458 268 591 578 127 2.235 Società in joint venture e collegate Riserve al 31 dicembre 2023 326 6 207 110 26 675 di cui: sviluppate 167 6 107 26 306 non sviluppate 159 100 110 369 Acquisizioni 90 1 2 93 Revisioni di precedenti stime 21 2 35 58 Miglioramenti di recupero assistito Estensioni e nuove scoperte 14 14 Produzione (44) (1) (32) (3) (80) Cessioni (2) (2) Riserve al 31 dicembre 2024 391 8 226 110 23 758 Riserve al 31 dicembre 2024 213 391 466 494 591 688 150 2.993 Sviluppate 129 207 299 290 539 233 104 1.801 consolidate 129 291 187 539 233 81 1.460 joint venture e collegate 207 8 103 23 341 Non sviluppate 84 184 167 204 52 455 46 1.192 consolidate 84 167 81 52 345 46 775 joint venture e collegate 184 123 110 417 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 405 (milioni di barili) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2023 Società consolidate Riserve al 31 dicembre 2022 188 36 531 367 644 433 234 1 2.434 di cui: sviluppate 139 32 336 212 585 231 171 1 1.707 non sviluppate 49 4 195 155 59 202 63 727 Acquisizioni 4 4 Revisioni di precedenti stime 34 (2) 58 (2) 35 35 3 (1) 160 Miglioramenti di recupero assistito Estensioni e nuove scoperte 50 50 Produzione (11) (7) (70) (31) (42) (31) (24) (216) Cessioni (2) (2) Riserve al 31 dicembre 2023 211 27 523 334 637 485 213 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 211 353 529 541 637 595 239 3.105 Sviluppate 136 191 332 332 576 240 189 1.996 consolidate 136 24 326 225 576 240 163 1.690 joint venture e collegate 167 6 107 26 306 Non sviluppate 75 162 197 209 61 355 50 1.109 consolidate 75 3 197 109 61 245 50 740 joint venture e collegate 159 100 110 369 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 406 (milioni di barili) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2022 Società consolidate Riserve al 31 dicembre 2021 197 34 603 589 710 476 237 1 2.847 di cui: sviluppate 146 34 389 435 641 262 164 1 2.072 non sviluppate 51 214 154 69 214 73 775 Acquisizioni 1 17 2 20 Revisioni di precedenti stime 3 6 (24) (62) (34) (15) 13 (113) Miglioramenti di recupero assistito 2 4 6 Estensioni e nuove scoperte 3 6 61 70 Produzione (13) (7) (73) (51) (32) (28) (22) (226) Cessioni (170) (170) Riserve al 31 dicembre 2022 188 36 531 367 644 433 234 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 188 386 539 602 644 533 261 1 3.154 Sviluppate 139 205 344 347 585 231 198 1 2.050 consolidate 139 32 336 212 585 231 171 1 1.707 joint venture e collegate 173 8 135 27 343 Non sviluppate 49 181 195 255 59 302 63 1.104 consolidate 49 4 195 155 59 202 63 727 joint venture e collegate 177 100 100 377 Le principali variazioni delle riserve certe di petrolio (compresi condensati e liquidi di gas naturale) indicate nelle tabelle precedenti per il pe- riodo dal 2022 al 2024 sono discusse di seguito. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 407 Società consolidate ACQUISIZIONI 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. Nel 2024 sono stati acquisiti 8 milioni di barili per l’acquisizione della società Neptune. REVISIONI DI PRECEDENTI STIME 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) principal - mente sui campi di Triton e Allegheny e la Libia (15 milioni di barili) su Wafa e la Struttura E. Le principali variazioni negative si regi - strano 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 effetto prezzo; in Kazakhstan (+35 milioni di barili) nei campi di Kashagan e Karachaganak principalmente per effetto prezzo; in Italia (+34 milioni 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 mi - lioni di barili) soprattutto nei campi Triton, Oooguruk e Allegheny. Nel 2024 le revisioni di precedenti stime sono pari a +185 milioni di barili. Le principali revisioni positive sono: negli Emirati Arabi Uniti (+110 milioni di barili) principalmente nei campi Ghasha, Lower Zakum e Hail grazie ai dati disponibili dai nuovi pozzi; in Algeria (+30 milioni di barili) principalmente nei campi del Berkine North per migliori performance. Le principali revisioni negative sono in Egitto (-31 milioni di barili) concentrate soprattutto nei campi di Belayim e Meleiha e recepiscono l’andamento delle performance dei campi. MIGLIORAMENTI DA RECUPERO ASSISTITO 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. Nel 2024 si registra 1 milione di barili legato a miglioramenti da recu- pero assistito sul campo St. Malo negli Stati Uniti d’America. ESTENSIONI E NUOVE SCOPERTE 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 della decisione finale di investimento nel progetto Hail and Ghasha. Nel 2024 le nuove scoperte ed estensioni ammontano a 37 milioni di barili, principalmente per la decisione finale d’investimento nei pro- getti Umm Shaif negli Emirati Arabi Uniti (22 milioni di barili) e Bonga North in Nigeria (15 milioni di barili). CESSIONI 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. Nel 2024 si registrano 218 milioni di barili di cessioni. Di questi, 71 sono legati alla cessione degli asset NAOC in Nigeria, 118 alla ven- dita degli asset in Alaska, e i restanti sono relativi alla cessione di al- cuni campi minori in Congo e ai risultati della business combination con Ithaca Energy. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 408 Società in joint venture e collegate 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. Nel 2024 le acquisizioni ammontano a 93 milioni di barili e sono do- vute principalmente alla business combination con Ithaca Energy ed all’acquisizione della società Neptune da parte di Vår Energi. REVISIONI DI PRECEDENTI STIME 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 Vene- zuela (+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). Nel 2024 le revisioni sono state positive per 58 milioni di barili, e ri- guardano principalmente Azule Energy e Var Energi. ESTENSIONI E NUOVE SCOPERTE 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. Nel 2024 le estensioni e nuove scoperte di 14 milioni di barili sono principalmente il risultato dell’iscrizione delle riserve del progetto Coral North. 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. Nel 2024 le cessioni di 2 milioni di barili riguardano asset di Vår Energi. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 409 (milioni di metri cubi) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2024 Società consolidate Riserve al 31 dicembre 2023 24.310 4.907 168.060 70.208 43.766 36.919 3.703 5.420 357.293 di cui: sviluppate 18.504 4.725 90.076 38.241 43.766 20.536 3.000 1.652 220.500 non sviluppate 5.806 182 77.984 31.967 16.383 703 3.768 136.793 Acquisizioni 5.227 252 6.399 11.878 Revisioni di precedenti stime 867 50 4.859 5.503 993 7.578 648 73 20.571 Miglioramenti di recupero assistito 4 4 Estensioni e nuove scoperte 52 61 113 Produzione (a) (2.031) (2.006) (22.043) (4.650) (2.592) (6.098) (505) (146) (40.071) Cessioni (6.646) (16.430) (1.193) (24.269) Riserve al 31 dicembre 2024 23.146 1.532 151.128 54.683 42.167 44.859 2.657 5.347 325.519 Società in joint venture e collegate Riserve al 31 dicembre 2023 14.621 380 42.490 39.792 35.700 132.983 di cui: sviluppate 10.182 380 29.304 35.700 75.566 non sviluppate 4.439 13.186 39.792 57.417 Acquisizioni 15.396 4.934 20.330 Revisioni di precedenti stime 786 1.626 1.063 134 87 3.696 Miglioramenti di recupero assistito Estensioni e nuove scoperte 46.745 46.745 Produzione (b) (3.948) (636) (2.456) (2.957) (9.997) Cessioni (239) (10) (249) Riserve al 31 dicembre 2024 26.616 6.304 87.832 39.926 32.830 193.508 Riserve al 31 dicembre 2024 23.146 28.148 157.432 142.515 42.167 84.785 35.487 5.347 519.027 Sviluppate 19.633 16.885 82.505 63.990 42.091 22.636 34.408 662 282.810 consolidate 19.633 1.453 76.201 34.159 42.091 22.636 1.578 662 198.413 joint venture e collegate 15.432 6.304 29.831 32.830 84.397 Non sviluppate 3.513 11.263 74.927 78.525 76 62.149 1.079 4.685 236.217 consolidate 3.513 79 74.927 20.524 76 22.223 1.079 4.685 127.106 joint venture e collegate 11.184 58.001 39.926 109.111 (a) Include volumi destinati all’autoconsumo per 6,320 Mscm. (b) Include volumi destinati all’autoconsumo per 925 Mscm. Riserve certe di gas naturale ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 410 (milioni di metri cubi) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2023 Società consolidate Riserve al 31 dicembre 2022 24.605 6.329 175.696 66.294 44.180 36.268 7.457 11.530 372.359 di cui: sviluppate 19.681 6.047 96.321 36.992 44.180 22.550 5.502 6.321 237.594 non sviluppate 4.924 282 79.375 29.302 13.718 1.955 5.209 134.765 Acquisizioni 6.071 6.071 Revisioni di precedenti stime 1.888 (297) 9.226 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) (23.025) (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 4.907 168.060 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 19.528 168.440 112.698 43.766 76.711 39.403 5.420 490.276 Sviluppate 18.504 14.907 90.456 67.545 43.766 20.536 38.700 1.652 296.066 consolidate 18.504 4.725 90.076 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 77.984 45.153 56.175 703 3.768 194.210 consolidate 5.806 182 77.984 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. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 411 (milioni di metri cubi) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 2022 Società consolidate Riserve al 31 dicembre 2021 25.994 7.005 181.904 83.628 48.296 43.101 7.753 12.103 409.784 di cui: sviluppate 20.635 6.849 125.638 49.801 48.287 27.501 5.936 7.525 292.172 non sviluppate 5.359 156 56.266 33.827 9 15.600 1.817 4.578 117.612 Acquisizioni 2 175 63 240 Revisioni di precedenti stime 1.110 412 13.390 (8.081) (2.064) (1.512) 476 (32) 3.699 Miglioramenti di recupero assistito 40 40 Estensioni e nuove scoperte 203 2.530 4.346 7.079 Produzione (a) (2.501) (1.291) (22.343) (4.971) (2.052) (5.242) (835) (541) (39.776) Cessioni (8.628) (79) (8.707) Riserve al 31 dicembre 2022 24.605 6.329 175.696 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 24.643 175.942 110.497 44.180 78.447 45.852 11.530 515.696 Sviluppate 19.681 18.604 96.567 67.290 44.180 22.550 43.897 6.321 319.090 consolidate 19.681 6.047 96.321 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 79.375 43.207 55.897 1.955 5.209 196.606 consolidate 4.924 282 79.375 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. Le principali variazioni delle riserve certe di gas naturale indicate nelle tabelle precedenti per il periodo dal 2022 al 2024 sono discusse di seguito. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 412 Società consolidate ACQUISIZIONI 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. Nel 2024 si registrano 11.878 milioni di metri cubi per all’acquisizio- ne della società Neptune in Indonesia, Olanda e Regno Unito. REVISIONI DI PRECEDENTI STIME Nel 2022 le revisioni totali sono pari a 3.699 milioni di metri cubi. Le prin- cipali revisioni positive si sono registrate in Congo (13.270 milioni 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 principali 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 totali sono pari a +18.962 milioni di metri cubi. Le principali revisioni positive si sono registrate in: Libia (+18.448 milioni 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 Mboun - di Gas e Nené; in Algeria (5.043 milioni di metri cubi) principalmente 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 associate. Nel 2024 le revisioni totale sono pari a +20.571 milioni di metri cubi. Le principali revisioni si sono registrate negli Emirati Arabi Uniti (+7.243 milioni di metri cubi) principalmente nei campi di Hail e Ghasha grazie ai dati disponibili dai nuovi pozzi; in Algeria (+2.860 milioni di metri cubi) principalmente nei campi di In Amenas, In Salah, HBNS e Brn Silurian per migliori performance; in Costa d’Avorio (2.469 milioni di metri cubi) nel campo di Baleine per migliori performance; in Ghana (2.161 milioni di metri cubi) nel campo di Sankofa come risultato dell’implementazio - ne della compressione. 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. Nel 2024 si registrano 4 milioni di metri cubi dovuti a migliora- menti da recupero assistito sul campo St. Malo negli Stati Uniti d’America. ESTENSIONI E NUOVE SCOPERTE Nel 2022 le nuove scoperte ed estensioni sono pari 7.079 milioni di me- tri cubi e sono riferite principalmente alla decisione finale d’investimento 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 investi- mento in Merakes East. Nel 2024 le nuove scoperte ed estensioni sono pari a 113 milioni di me- tri cubi, a seguito della decisione finale di investimento nei progetti di Umm Shaif negli Emirati Arabi Uniti (61 milioni di metri cubi) e di Bonga North in Nigeria (52 milioni di metri cubi). CESSIONI Nel 2022 le cessioni sono 8.707 milioni di metri cubi principalmente do- vute alla riclassificazione delle riserve tra società consolidata a società in joint venture e collegata; la cessione degli asset in Pakistan ammonta a 79 milioni di metri cubi. Nel 2023 le cessioni di -8.240 milioni di metri cubi si sono registrate 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 concessione Ghasha. Nel 2024 le cessioni di 24.269 milioni di metri cubi sono legate alla ces- sione degli asset NAOC in Nigeria, alla vendita degli asset in Alaska e di alcuni campi minori in Congo, nonché ai risultati della business combi- nation con Ithaca Energy. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 413 Società in joint venture e collegate 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. Nel 2024 le acquisizioni ammontano a 20,330 milioni di metri cubi dovuti all’acquisizione della società Neptune da parte di Vår Energi e alla business combination con Ithaca Energy. REVISIONI DI PRECEDENTI STIME Nel 2022 le revisioni di precedenti stime sono 7.413 milioni di metri cubi, principalmente dovute ad Azule in Angola, Vår Energi in Nor- vegia 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 Mozambico (+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. Nel 2024 le revisioni di precedenti stime sono +3.696 milioni di me- I futuri flussi di cassa stimati rappresentano i ricavi ottenibili dalla produzione e sono determinati applicando alla stima delle produzioni future delle riserve certe i prezzi del petrolio e del gas medi dell’an - no relativamente al 2024, 2023 e 2022. Futuri cambiamenti di prezzi sono considerati solo se previsti dai termini contrattuali. Le stime dei futuri costi di sviluppo e di produzione sono determinate 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’ap - plicazione di un tasso di attualizzazione standard del 10% annuo, dell’eccedenza delle entrate di cassa future derivanti dalle riserve cer - te 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 te - tri cubi, localizzate principalmente all’Algeria (+1.622 milioni di me- tri cubi) nel campo di Touat, in Mozambico (1.297 milioni di metri cubi) nel campo Coral South ed in Vår Energi. ESTENSIONI E NUOVE SCOPERTE 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. Nel 2024 le estensioni e nuove scoperte di 46.745 milioni di metri cubi sono principalmente il risultato dell’iscrizione delle riserve del progetto Coral North. CESSIONI Nel 2022 le cessioni di 1.798 milioni di metri cubi sono dovute all’I- PO 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. Nel 2024 le cessioni di 249 milioni di metri cubi sono principalmen- te legate ad attività di portfolio di Vår Energi ed Azule Energy. nere conto dell’effetto dell’inflazione futura. I costi futuri di sviluppo includono i costi stimati dei pozzi di sviluppo, dell’installazione di at - trezzature produttive e il costo netto connesso allo smantellamento e all’abbandono dei pozzi e delle attrezzature, sulla base dei costi esistenti alla fine dell’esercizio, senza tenere conto dell’effetto dell’in - flazione 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 re - alizzo 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. Valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 414 (€ milioni) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale Africa Sub-Sahariana Kazakhstan Resto dell’Asia America Australia e Oceania Totale 31 dicembre 2024 Società consolidate Entrate di cassa future 20.844 570 66.540 30.478 40.322 49.205 9.164 742 217.865 Costi futuri di produzione (8.273) (297) (14.034) (10.912) (6.786) (13.462) (3.994) (132) (57.890) Costi futuri di sviluppo e d'abbandono (3.318) (417) (9.317) (4.942) (1.658) (7.547) (2.104) (280) (29.583) Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito 9.253 (144) 43.189 14.624 31.878 28.196 3.066 330 130.392 Imposte sul reddito future (2.088) (49) (21.879) (3.541) (8.505) (18.186) (387) (6) (54.641) Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione 7.165 (193) 21.310 11.083 23.373 10.010 2.679 324 75.751 Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (2.995) 60 (10.150) (4.102) (11.301) (5.826) (656) (96) (35.066) Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri 4.170 (133) 11.160 6.981 12.072 4.184 2.023 228 40.685 Società in joint venture e collegate Entrate di cassa future 39.301 1.846 31.708 18.602 7.397 98.854 Costi futuri di produzione (10.169) (612) (7.702) (5.969) (1.882) (26.334) Costi futuri di sviluppo e d'abbandono (7.279) (111) (4.289) (278) (191) (12.148) Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito 21.853 1.123 19.717 12.355 5.324 60.372 Imposte sul reddito future (16.126) (205) (5.549) (9.018) (2.231) (33.129) Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione 5.727 918 14.168 3.337 3.093 27.243 Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (1.077) (285) (7.742) (2.119) (1.128) (12.351) Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri 4.650 633 6.426 1.218 1.965 14.892 Totale 4.170 4.517 11.793 13.407 12.072 5.402 3.988 228 55.577 Il valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati si analizza per area geografica come segue: RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 415 (€ milioni) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale 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 72.835 35.147 40.081 40.622 14.951 707 230.993 Costi futuri di produzione (8.848) (1.227) (15.439) (13.512) (6.475) (11.042) (5.852) (164) (62.559) Costi futuri di sviluppo e d'abbandono (4.270) (824) (9.383) (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 48.013 13.878 31.792 22.143 7.145 188 134.640 Imposte sul reddito future (2.233) (1.274) (24.069) (4.729) (8.186) (16.348) (3.161) (8) (60.008) Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione 7.373 601 23.944 9.149 23.606 5.795 3.984 180 74.632 Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (3.325) (39) (10.467) (4.223) (11.668) (3.081) (1.462) (58) (34.323) Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri 4.048 562 13.477 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 13.495 10.944 11.938 3.672 4.437 122 52.594 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 416 (€ milioni) Italia Resto d’Europa Africa Settentrionale 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 85.036 48.292 53.529 45.179 21.233 1.525 301.371 Costi futuri di produzione (10.267) (1.752) (17.846) (15.823) (7.844) (12.181) (5.950) (230) (71.893) Costi futuri di sviluppo e d'abbandono (4.484) (1.296) (7.835) (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 59.355 22.412 43.812 28.436 12.220 918 195.931 Imposte sul reddito future (6.388) (3.087) (30.885) (7.990) (11.568) (21.227) (4.903) (81) (86.129) Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione 17.829 1.474 28.470 14.422 32.244 7.209 7.317 837 109.802 Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (7.141) (344) (11.738) (6.456) (16.087) (2.980) (3.443) (357) (48.546) Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri 10.688 1.130 16.732 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 16.799 19.154 16.157 5.140 5.861 480 81.957 (€ milioni) Società consolidate Società in joint venture e collegate Totale 2024 Valore al 31 dicembre 2023 40.309 12.285 52.594 Aumenti (diminuzioni): \- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione (17.581) (6.150) (23.731) \- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione (5.380) 89 (5.291) \- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo 401 1.851 2.252 \- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono (2.959) (3.860) (6.819) \- costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo 6.649 4.824 11.473 \- revisioni delle quantità stimate 4.664 (2.467) 2.197 \- effetto dell'attualizzazione 7.405 1.984 9.389 \- variazione netta delle imposte sul reddito 6.578 (1.654) 4.924 \- acquisizioni di riserve 1.085 5.167 6.252 \- cessioni di riserve (2.947) (1) (2.948) \- variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni 2.461 2.824 5.285 Saldo aumenti (diminuzioni) 376 2.607 2.983 Valore al 31 dicembre 2024 40.685 14.892 55.577 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 2024, 2023 e 2022: RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 417 (€ 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 (€ 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 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 418 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 2024. 2\. Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2024 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 consolidato al 31 dicembre 2024: 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 e 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’emittente e dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento, unitamente alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui sono esposti. 18 marzo 2025 /firma/ Claudio Descalzi Claudio Descalzi Amministratore Delegato /firma/ Francesco Esposito Francesco Esposito Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 419 Bilancio di esercizio Schemi di bilancio 422 Note al bilancio di esercizio 428 Proposte del Consiglio di Amministrazione all’Assemblea degli Azionisti 492 Attestazione a norma dell’art. 154-bis, comma 5 del D.lgs. 58/1998 493 31.12.2024 31.12.2023 (€) Note Totale di cui verso parti correlate Totale di cui verso parti correlate ATTIVITÀ Attività correnti Disponibilità liquide ed equivalenti (5) 5.141.514.547 56.801.111 7.119.312.637 162.617.124 Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (6) 6.256.387.532 6.279.897.189 Altre attività finanziarie (15) 6.041.000.641 6.036.678.808 6.211.975.790 6.139.411.679 Crediti commerciali e altri crediti (7) 9.737.814.848 5.484.371.603 8.493.489.596 6.310.349.533 Rimanenze (8) 1.616.101.403 1.855.628.196 Attività per imposte sul reddito (9) 489.707.351 272.208.601 Altre attività (10) 1.824.985.653 1.366.359.720 5.226.740.427 4.898.127.146 31.107.511.975 35.459.252.436 Attività non correnti Immobili, impianti e macchinari (11) 3.686.275.947 3.760.542.034 Diritto di utilizzo beni in leasing (12) 1.484.222.821 1.452.286.298 Attività immateriali (13) 166.369.881 253.109.465 Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo (8) 1.621.608.834 1.575.309.913 Partecipazioni (14) 60.835.378.858 60.343.961.870 Altre attività finanziarie (15) 15.867.244.894 15.622.767.933 15.607.717.197 15.559.546.893 Attività per imposte anticipate (16) 3.407.504.570 2.017.699.162 Attività per imposte sul reddito (9) 81.267.518 100.141.158 Altre attività (10) 434.227.438 194.170.846 653.602.170 436.719.282 87.584.100.761 85.764.369.267 Attività destinate alla vendita (24) 2.149.484 2.152.441 TOTALE ATTIVITÀ 118.693.762.220 121.225.774.144 PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO Passività correnti Passività finanziarie a breve termine (18) 23.716.746.796 20.662.321.044 23.758.488.870 21.376.866.198 Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine (18) 2.968.109.364 2.529.389.040 Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine (12) 378.270.268 189.839.617 289.584.507 138.751.832 Debiti commerciali e altri debiti (17) 7.798.008.454 4.731.628.230 7.835.521.427 5.148.552.309 Passività per imposte sul reddito (9) 4.734.631 538.523.340 Altre passività (10) 3.821.748.027 2.563.205.678 5.374.824.868 3.857.060.557 38.687.617.540 40.326.332.052 Passività non correnti Passività finanziarie a lungo termine (18) 21.085.178.972 2.524.814 21.043.540.730 3.062.843 Passività per beni in leasing a lungo termine (12) 1.454.708.683 946.348.893 1.605.732.228 1.100.667.160 Fondi per rischi e oneri (21) 5.300.776.320 5.640.728.562 Fondi per benefici ai dipendenti (22) 318.946.534 336.448.938 Passività per imposte differite (16) 60.329.449 Altre passività (10) 1.111.044.017 619.965.442 1.193.707.256 699.726.976 29.270.654.526 29.880.487.163 TOTALE PASSIVITÀ 67.958.272.066 70.206.819.215 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 42.234.287.252 45.115.209.920 Azioni proprie (2.882.533.455) (2.333.082.056) Utile (perdita) dell'esercizio 6.419.275.358 3.272.366.066 TOTALE PATRIMONIO NETTO 50.735.490.154 51.018.954.929 TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO 118.693.762.220 121.225.774.144 STATO PATRIMONIALE ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 422 2024 2023 (€) Note Totale di cui verso parti correlate Totale di cui verso parti correlate Ricavi della gestione caratteristica 35.026.371.529 25.353.184.777 42.790.197.560 29.312.287.633 Altri ricavi e proventi 569.017.335 448.685.154 432.266.298 234.159.708 Totale Ricavi (27) 35.595.388.864 43.222.463.858 Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (28) (34.279.563.426) (21.266.863.799) (39.995.945.213) (22.803.498.353) Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti (7) 19.212.671 111.763.629 Costo lavoro (28) (1.130.258.724) (1.165.907.049) Altri proventi (oneri) operativi (23) (191.829.996) (1.285.831.301) 704.616.620 2.731.196.854 Ammortamenti (11),(12),(13) (576.903.598) (634.252.386) Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing (11),(12),(13) (490.454.828) (644.545.294) Radiazioni (11),(13) (2.300.799) (18.575.194) UTILE (PERDITA) OPERATIVO (1.056.709.836) 1.579.618.971 Proventi finanziari 5.768.131.413 1.575.825.123 4.344.222.489 712.554.993 Oneri finanziari (6.532.970.129) (1.285.190.295) (4.830.210.794) (748.629.036) Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 366.067.603 263.029.648 Strumenti finanziari derivati 286.677.054 6.086.385 (41.814.226) 38.583.813 PROVENTI (ONERI) FINANZIARI (29) (112.094.059) (264.772.883) PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI (30) 6.166.944.213 2.282.431.094 545.688.320 UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE 4.998.140.318 3.597.277.182 Imposte sul reddito (31) 1.421.135.040 (324.911.116) UTILE (PERDITA) DELL'ESERCIZIO 6.419.275.358 3.272.366.066 CONTO ECONOMICO RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 423 (€ milioni) Note 2024 2023 Utile (perdita) dell'esercizio 6.419 3.272 Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo: Componenti non riclassificabili a conto economico Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti (25) 3 (4) Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI (25) (1) 2 Effetto fiscale (25) (1) 1 1 (1) Componenti riclassificabili a conto economico Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge (25) (2.185) (217) Effetto fiscale (25) 633 63 (1.552) (154) Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo (1.551) (155) Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio 4.868 3.117 PROSPETTO DELL’UTILE COMPLESSIVO ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 424 (€ 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 2023 4.005 7.968 959 (2.333) 2.333 864 (6) (35) (106) 29.098 5.000 3.272 51.019 Utile (perdita) dell'esercizio 6.419 6.419 Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo: Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale 2 2 Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI (1) (1) Componenti non riclassificabili a conto economico (1) 2 1 Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale (1.552) (1.552) Componenti riclassificabili a conto economico (1.552) (1.552) Utile (perdita) complessivo dell'esercizio (1.552) (1) 2 6.419 4.868 III e IV tranches dividendo 2023 (€0,47 per azione) (735) (766) (1.501) I e II tranches dividendo 2024 (€0,50 per azione) (1.565) (1) (1.566) Destinazione utile 2023 2 3.270 (3.272) Acquisto azioni proprie (2.003) 2.003 (2.003) (2.003) Annullamento azioni proprie 1.375 (1.375) Piano incentivazione di lungo termine e Piano azionariato diffuso 78 (78) 24 24 Cedole obbligazioni subordinate perpetue (138) (138) Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di strumenti rappresentativi di capitale (2.300) (550) 550 2 386 (3.272) (5.184) Altre variazioni (1) 33 32 Altri movimenti di patrimonio netto (1) 33 32 Saldi al 31 dicembre 2024 4.005 5.668 959 (2.883) 2.883 (689) (7) (33) (104) 29.517 5.000 6.419 50.735 (segue) PROSPETTO DELLE VARIAZIONI NELLE VOCI DI PATRIMONIO NETTO RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 425 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 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) ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 426 (€ milioni) 2024 2023 Utile (perdita) dell'esercizio 6.419 3.272 Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) al flusso di cassa netto da attività operativa: Ammortamenti 577 634 Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing 490 644 Radiazioni 2 19 Effetto valutazione partecipazioni 783 1.790 Plusvalenze nette su cessioni di attività 1 (390) Dividendi (6.931) (3.691) Interessi attivi (1.726) (954) Interessi passivi 2.228 1.349 Imposte sul reddito (1.421) 325 Altre variazioni (68) (149) Flusso di cassa del capitale di esercizio 706 871 \- rimanenze 193 1.718 \- crediti commerciali 660 4.134 \- debiti commerciali (97) (4.612) \- fondi per rischi e oneri (89) 234 \- altre attività e passività 39 (603) Variazione fondo per benefici ai dipendenti (15) 35 Dividendi incassati 5.152 2.787 Interessi incassati 1.750 843 Interessi pagati (2.247) (1.239) Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati (293) 32 Flusso di cassa netto da attività operativa 5.407 6.178 \- di cui verso parti correlate 6.159 10.101 Flusso di cassa degli investimenti (2.711) (19.406) \- attività materiali (731) (648) \- attività immateriali (67) (77) \- diritto di utilizzo prepagato di beni in leasing (5) \- partecipazioni (1.935) (2.977) \- crediti finanziari strumentali all'attività operativa (15.715) -rami d'azienda (35) \- variazione debiti netti relativi all’attività di investimento 27 46 Flusso di cassa dei disinvestimenti 718 816 \- attività materiali 11 7 \- attività immateriali 8 14 \- rami d'azienda 2 \- partecipazioni e attività destinate alla vendita 697 472 \- crediti finanziari strumentali all'attività operativa 323 Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa 581 886 Flusso di cassa netto da attività di investimento (1.412) (17.704) \- di cui verso parti correlate 275 (15.705) Assunzione (Rimborsi) di debiti finanziari a lungo termine 145 2.333 Rimborso di passività per beni in leasing (291) (280) Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine (628) 13.854 Dividendi pagati (3.068) (3.046) Acquisto azioni proprie (2.012) (1.803) Effetto emissione di obbligazioni convertibili 79 Pagamento cedole obbligazioni subordinate perpetue (138) (138) Flusso di cassa netto da attività di finanziamento (5.992) 10.999 \- di cui verso parti correlate (855) 9.109 "Effetto delle differenze di cambio da conversione, fusioni e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti" 20 18 Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti (1.977) (509) Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio esercizio 7.119 7.628 Disponibilità liquide ed equivalenti a fine esercizio 5.142 7.119 RENDICONTO FINANZIARIO RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 427 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 continuità aziendale, secondo gli International Financial Repor- ting Standards (nel seguito “IFRS”) emanati dall’International Ac- counting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all’art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio 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 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 valuta- zione. Questi ultimi sono stati applicati coerentemente a tutti gli esercizi presentati salvo quando diversamente indicato. Il progetto di bilancio di esercizio al 31 dicembre 2024 è stato approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 18 marzo 2025. I valori indicati nelle note illustrative a commento delle voci di bi- lancio, tenuto conto della rilevanza degli importi, sono espressi 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 rilevazio- ne e valutazione delle partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate che sono valutate al costo di acquisto 3 . In pre- senza di piani di incentivazione basati su azioni della controllante attribuiti a dipendenti delle società controllate, il valore di iscrizio- ne delle partecipazioni è incrementato, in assenza di meccanismi di riaddebito, del costo delle attribuzioni effettuate. In presenza di obiettive evidenze di perdita di valore, la recupe- rabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione della par- tecipazione 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 partecipazione e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione, al netto dei costi di vendita ov- vero considerando il complesso degli esiti degli impairment test condotti dalle partecipate, integrata della posizione finanziaria netta; 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 parte- cipazione, 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. Con riferimento 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 rive- nienti dagli accordi contrattuali. Le operazioni di compravendita e/o di conferimento di rami d’a- zienda e di partecipazioni di controllo poste in essere con società controllate, ed aventi finalità meramente riorganizzative, sono rilevate secondo il principio della continuità dei valori; con rife- rimento alle operazioni regolate per cassa, l’eventuale differenza tra il prezzo e il valore contabile dell’oggetto trasferito determina in capo alla controllante un aumento del valore di iscrizione della partecipazione ovvero la rilevazione di un dividendo a conto eco- nomico. Le operazioni di fusione per incorporazione madre-figlia, in quan- to aventi finalità meramente riorganizzative, sono rilevate in con- (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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 428 2 Schemi di bilancio 3 Modifica dei criteri contabili 4 Principi contabili di recente emanazione tinuità con i valori del bilancio consolidato Eni. L’eventuale avanzo di fusione è rilevato in una riserva di patrimonio netto. 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 significati- vi 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. Le modifiche agli IFRS, entrate in vigore dal 1° gennaio 2024, non hanno prodotto effetti significativi. Con riferimento agli schemi di bilancio si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 429 5 Disponibilità liquide ed equivalenti Le disponibilità liquide ed equivalenti di €5.142 milioni (€7.119 mi- lioni al 31 dicembre 2023) comprendono attività finanziarie esigibili all’origine, generalmente, entro tre mesi. Le disponibilità liquide ed equivalenti sono costituite essenzialmente da depositi in euro e in moneta estera, che rappresentano l’impiego 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 conflu- iscono sui conti Eni. L’ammontare di restricted cash è di circa €54 milioni 4 (€198 milioni al 31 dicembre 2023) in relazione a misure di pignoramento da parte di terzi. La scadenza media dei depositi in euro (€1.240 milioni) è di 8 giorni e il tasso di interesse effettivo è del 3,12%; la scadenza media dei de- positi in dollari USA (€3.230 milioni) è di 10 giorni e il tasso di interes- se effettivo è 4,89%; la scadenza media dei depositi in sterline inglesi (€181 milioni) è di 19 giorni e il tasso di interesse effettivo è 4,81%. Le expected credit loss su depositi, presso banche e istituti finanziari terzi, valutati al costo ammortizzato non sono significative. (€ milioni) 31.12.2024 31.12.2023 Attività finanziarie destinate al trading Titoli emessi da Stati Sovrani 846 1.125 Altri titoli 5.052 4.819 5.898 5.944 Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico Altri titoli 358 336 6.256 6.280 (€ milioni) 31.12.2024 31.12.2023 Attività finanziarie destinate al trading Euro 3.821 3.382 Dollaro USA 2.077 2.562 5.898 5.944 Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico Euro 162 200 Dollaro USA 196 136 358 336 6.256 6.280 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 €738 milioni (€1.288 milioni al 31 dicembre 2023). L’analisi per valuta è la seguente: (4) Nel mese di febbraio 2025 l’importo di €42 milioni è stato svincolato. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 430 Valore Nominale (€ milioni) Fair Value (€ milioni) Classe di rating Moody’s Classe di rating S&P Titoli emessi da Stati Sovrani Tasso fisso Italia 50 51 Baa3 BBB Stati Uniti d'America 703 693 Aaa AA+ Cile 48 47 A2 A Francia 52 53 Aa3 AA- Svezia 1 1 Aaa AAA Corea del Sud 1 1 Aa2 AA 855 846 Totale titoli emessi da Stati Sovrani 855 846 Altri titoli Tasso fisso Titoli quotati emessi da imprese industriali 2.924 2.931 Da Aaa a Ba2 Da AAA a BB Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi 810 811 Da Aa1 a Baa3 Da AA+ a BBB- Altri titoli 44 44 Da A3 a Baa2 Da A- a BBB 3.778 3.786 Tasso variabile Titoli quotati emessi da imprese industriali 358 361 Da Aa2 a Baa2 Da AA a BBB Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi 674 679 Da Aaa a Baa2 Da AAA a BBB Altri titoli 224 226 Da Aa1 a Baa1 Da AA+ a BBB+ 1.256 1.266 Totale Altri titoli 5.034 5.052 Totale Attività finanziarie destinate al trading 5.889 5.898 Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 358 358 Da Aaa a Baa1 Da AAA a BBB+ 6.247 6.256 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) 31.12.2024 31.12.2023 Crediti commerciali 6.289 6.939 Crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione 146 167 Anticipi al personale 12 10 Acconti a fornitori 23 15 Crediti per attività di disinvestimento 221 37 Crediti verso altri 3.047 1.326 9.738 8.494 I crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue: RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 431 Crediti in bonis (€ milioni) Rischio basso Rischio medio Rischio alto Crediti in default Totale 31.12.2024 Clientela business 222 1.105 46 184 1.557 Pubbliche Amministrazioni 1 214 215 Altre controparti 235 21 166 422 Imprese controllate 7.784 7.784 Valore lordo 8.241 1.127 46 564 9.978 Fondo svalutazione (1) (5) … (234) (240) Valore netto 8.240 1.122 46 330 9.738 Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte) 0,01 0,49 … 45,61 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 I crediti commerciali, generalmente, sono infruttiferi e prevedono ter- mini di pagamento entro i 95 giorni. I crediti commerciali riguardano essenzialmente crediti derivanti dalla cessione di gas naturale e di energia elettrica e dalla vendita di prodotti petroliferi. Nell’ordinaria gestione del capitale circolante, Eni esegue operazioni di cessione pro soluto di crediti prevalentemente commerciali con sca- denza 2025. I crediti verso altri di €3.047 milioni includono principalmente: (i) crediti per dividendi deliberati e non ancora incassati dalle partecipate (€2.681 milioni) riferibili essenzialmente a Eni International BV (€2.646 milioni); (ii) i crediti per il regolamento di rapporti patrimoniali con imprese con- trollate incluse nel consolidato fiscale (€239 milioni); (iii) i crediti verso imprese controllate incluse nel consolidato IVA (€88 milioni). I crediti per attività di disinvestimento di €221 milioni si riferiscono essenzialmente a crediti rilevati a seguito di operazioni di cessioni di gruppo. I crediti commerciali e altri crediti in moneta diversa dall’euro sono pari a €3.049 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 432 (€ milioni) 2024 2023 Fondo svalutazione iniziale 130 315 Accantonamenti su crediti in bonis 1 13 Accantonamenti su crediti in default 17 10 Rilasci su crediti in bonis (36) (100) Rilasci su crediti in default (6) (108) Altre variazioni 134 Fondo svalutazione finale 240 130 (€ milioni) 2024 2023 Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti: Accantonamenti netti al fondo svalutazione (18) (23) Perdite nette su crediti (2) (1) Rilasci per esubero 39 136 19 112 (€ milioni) 31.12.2024 31.12.2023 Materie prime, sussidiarie e di consumo 252 360 Materiali per attività di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture 119 122 Prodotti in corso di lavorazione e semilavorati e lavori in corso su ordinazione 69 55 Prodotti finiti e merci 1.173 1.317 Certificati bianchi 3 2 1.616 1.856 (€ milioni) 2024 2023 Valore iniziale - Fondo svalutazione rimanenze correnti 159 272 Accantonamenti (utilizzi) (113) (113) Valore finale - Fondo svalutazione rimanenze correnti 46 159 I crediti commerciali e altri crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione crediti di €240 milioni (€130 milioni al 31 dicembre 2023): I rilasci del fondo svalutazione crediti commerciali e altri crediti in bonis e in default per complessivi €42 milioni sono riferiti per €35 milioni alla linea di business Global Gas & LNG Portfolio a seguito sostanzialmente della riduzione delle esposizioni creditizie per le migliorate condizioni di mercato. Le altre variazioni accolgono la svalutazione di crediti rilevati a fronte di pignoramenti regolati nell’esercizio corrente per i quali erano stati rilevati stanziamenti a fondi rischi e oneri in esercizi precedenti. Le riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue: 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 €252 milioni sono costituite da greggi. I prodotti finiti e merci sono costituiti da prodotti petroliferi (€486 milioni) e da gas naturale depositato principalmente presso Stoccaggi Gas Italia SpA e in altri Paesi UE (€555 milioni) e di GNL depositato presso il termi- nale di Zeebrugge in Belgio e su navi viaggianti (€132 milioni). Le rimanenze correnti sono esposte al netto del fondo svalutazione di €46 milioni (€159 milioni al 31 dicembre 2023) come di seguito indicato: 8 Rimanenze correnti e rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo Le rimanenze correnti si analizzano come segue: RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 433 31.12.2024 31.12.2023 Attività Passività Attività Passività (€ milioni) Correnti Non correnti Correnti Non correnti Correnti Non correnti Correnti Non correnti IRES 483 265 IRAP 1 80 Contributo solidaristico a carico delle imprese del settore energetico 455 Crediti per istanze di rimborso 81 100 Altre imposte sul reddito 6 5 7 4 490 81 5 272 100 539 31.12.2024 31.12.2023 Attività Passività Attività Passività (€ milioni) Correnti Non correnti Correnti Non correnti Correnti Non correnti Correnti Non correnti Fair value su strumenti finanziari derivati 1.520 143 2.625 242 4.968 316 4.007 337 Passività da contratti con la clientela 149 650 108 687 Attività e Passività relative ad altre imposte: \- Accise e Imposte di consumo 6 634 10 750 \- IVA 101 198 98 99 \- Royalty su idrocarburi estratti 127 154 \- Altre imposte e tasse 69 3 52 42 80 3 47 7 176 3 1.011 42 188 3 1.050 7 Altre 129 289 37 177 71 335 210 163 1.825 435 3.822 1.111 5.227 654 5.375 1.194 9 Attività e passività per imposte sul reddito 10 Altre attività e passività Le rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo di €1.622 milioni (€1.575 milioni al 31 dicembre 2023) sono costituite da 2,9 milioni di tonnel- late di greggi e prodotti petroliferi (2,8 milioni di tonnellate al 31 dicembre 2023) a fronte di obblighi di legge. Le imposte sul reddito sono commentate alla nota n. 31 - Imposte sul reddito. Il fair value degli strumenti finanziari derivati correnti e non correnti è com- mentato alla nota n. 23 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting. Le passività da contratti con la clientela riguardano essenzialmente: (i) gli anticipi a lungo termine ricevuti dalla Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA per il potenziamento delle infrastrutture del sistema di traspor- to del greggio alla Raffineria di Taranto per €486 milioni (€469 milioni al 31 dicembre 2023); (ii) 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 €55 milioni e €163 milioni (€56 milioni e €218 milioni al 31 dicembre 2023); (iii) gli anticipi a breve termine su forniture di gas €52 milioni (€9 milioni al 31 dicembre 2023). Le altre attività comprendono: (i) crediti non correnti per attività di di- sinvestimento per €119 milioni; (ii) 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 €96 milioni oltre i 12 mesi (€99 mi- lioni al 31 dicembre 2023); (iii) i depositi cauzionali verso fornitori oltre i 12 mesi per €39 milioni (€39 milioni al 31 dicembre 2023). Le altre passività comprendono: (i) il valore del gas prepagato dai clienti per effetto dell’attivazione della clausola di take-or-pay prevista dai relativi contratti di fornitura di lungo termine (€57 milioni); (ii) le passività relative alla compensation riconosciuta ad Eni per il contrat- to di approvvigionamento gas da destinare all’impianto di Damietta (€68 milioni oltre 12 mesi e €17 milioni entro 12 mesi); (iii) debiti non correnti per attività d’investimento per €39 milioni (€52 milioni al 31 dicembre 2023); (iv) i depositi cauzionali da clienti oltre i 12 mesi per €12 milioni (€24 milioni al 31 dicembre 2023). I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 434 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 2024 Valore iniziale netto 181 2.500 155 25 32 339 529 3.761 Operazioni straordinarie (9) (6) (2) (3) (20) Investimenti 1 1 28 6 11 265 419 731 Capitalizzazioni ammortamenti 32 32 Ammortamenti (a) (8) (246) (21) (12) (11) (298) Riprese di valore (svalutazioni) nette (1) (85) (44) (133) (219) (482) Radiazioni (2) (2) Dismissioni (5) (4) (9) Trasferimenti 14 130 1 (145) - Altre variazioni 2 (113) 36 1 (4) 51 (27) Valore finale netto 175 2.183 148 19 32 352 777 3.686 Valore finale lordo 1.040 15.601 8.481 364 636 604 2.459 29.185 Fondo ammortamento e svalutazione 865 13.418 8.333 345 604 252 1.682 25.499 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 (a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione. Gli effetti derivanti dalle operazioni straordinarie di €20 milioni sono riconducibili essenzialmente al conferimento del ramo d’azienda “Su- stainable Mobility” a Enilive SpA in relazione all’atto stipulato il 20 di- cembre 2023, con efficacia 1° gennaio 2024. Gli investimenti di €731 milioni riguardano: (a) la Refining (€405 milio- ni) in relazione all’attività di raffinazione e logistica, essenzialmente per attività di asset integrity e stay in business, nonché interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente; (b) la Exploration & Production (€267 milioni) in relazione a: (i) ottimizzazione di giacimenti in produ- zione attraverso interventi sui pozzi (Cervia 34 ST); (ii) l’avanzamento del programma di perforazione, allacciamento e adeguamento degli impianti di produzione in Val d’Agri; (c) la Corporate (€59 milioni) prin- cipalmente per migliorie apportate alle sedi di proprietà o in locazione. Le svalutazioni hanno riguardato principalmente: (i) la Exploration & Production (€219 milioni) essenzialmente a seguito delle revisioni del- le riserve. Il tasso di attualizzazione post-tax è del 5,6%; (ii) la Refining per gli investimenti di periodo di compliance e stay in business relativi a CGU svalutate in precedenti esercizi e delle quali è stata confermata l’assenza di prospettive di redditività (€263 milioni), il tasso di attualiz- zazione post-tax è del 6,3%. Maggiori informazioni relative agli impairment sono indicate alla nota n. 15 - Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e imma- teriali e diritti di utilizzo beni in leasing del Bilancio consolidato. Le altre variazioni includono: (i) l’incremento 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 (€15 milioni); (ii) il decremento dell’asset retirement cost delle attività materiali della linea di business Exploration & Production per effetto principalmente della variazione dei tassi di attualizzazione (€128 milioni); (iii) gli investimenti della Refining per l’acquisto di im- mobili, impianti e macchinari da fornitori per i quali sono state ne- goziate dilazioni dei termini di pagamento che hanno comportato la classificazione del debito come finanziario (€94 milioni). RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 435 (%) Fabbricati 3-16 Pozzi e impianti di sfruttamento Aliquota UOP Impianti specifici di raffineria e logistica 5,5 - 10 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 2024 Valore iniziale netto 883 372 - 85 89 23 1.452 Incrementi 10 29 34 179 252 Ammortamenti (a) (109) (50) (33) (52) (31) (275) Riprese di valore (svalutazioni) nette 121 (12) 109 Altre variazioni (15) (19) (25) (11) 16 (54) Valore finale netto 880 313 - 56 60 175 1.484 Valore finale lordo 1.791 586 \- 148 146 279 2.950 Fondo ammortamento e svalutazione 911 273 92 86 104 1.466 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 (a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione su altri asset. I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli: Il tasso d’interesse utilizzato per la capitalizzazione degli oneri finanziari è del 3,02% (2,28% al 31 dicembre 2023). Gli oneri finanziari capitalizzati ammontano a €38 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 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 436 (€ milioni) Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine Passività per beni in leasing a lungo termine Totale 2024 Valore iniziale 290 1.606 1.896 Incrementi 247 247 Decrementi (291) (291) Altre variazioni 379 (398) (19) Valore finale 378 1.455 1.833 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 Il diritto di utilizzo beni in leasing “RoU” di €1.484 milioni è riferito essenzialmente: (i) per €880 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 €313 milioni all’affitto di immobili ad uso ufficio in particolare della Corporate, con una durata residua media di circa 5 anni compren- siva delle valutazioni effettuate in merito all’esercizio delle opzioni di rinnovo e di risoluzione anticipata; (iii) per €56 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 €60 milio- ni ai contratti relativi ai mezzi di perforazione navali drilling rig della Exploration & Production con una durata residua contrattuale me- dia di circa 10 mesi; (v) le altre tipologie (€175 milioni) riguardano essenzialmente i contratti di leasing relativi ai sistemi di storage e apparati TLC. Le passività per beni in leasing si analizzano come segue: 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 di €291 milioni; (ii) i pagamenti per interessi passivi di €87 milioni. I principali contratti di leasing sottoscritti per i quali l’asset non è stato ancora messo a disposizione riguardano un contratto dal valore no- minale di €329 milioni relativo alla locazione di uffici della durata di 20 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 (€287 milioni) e dei mezzi navali di perforazione (€78 milioni). RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 437 (€ milioni) 2024 2023 Altri ricavi e proventi \- proventi da remeasurement 4 4 Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi \- leasing di breve durata 3 5 \- leasing di modico valore 23 19 \- oneri da remeasurement 2 4 28 28 Ammortamenti \- ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing 275 238 a dedurre: \- capitalizzazione ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing ad attività materiali (22) (28) 253 210 Riprese di valore (svalutazioni) nette dei diritti utilizzo beni in leasing 109 83 Proventi (oneri) finanziari \- differenze di cambio da allineamento su passività per leasing 8 \- interessi passivi su passività per beni in leasing (87) (90) a dedurre: \- oneri finanziari su passività per beni in leasing imputati ad attività materiali 2 3 (77) (87) 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 2024 Valore iniziale netto 8 54 61 128 251 2 253 Operazioni straordinarie (1) (1) (1) Investimenti 27 40 67 67 Ammortamenti (35) (1) (36) (36) Riprese di valore (svalutazioni) nette (2) (115) (117) (117) Dismissioni (10) (10) (10) Altre variazioni 3 9 (1) 11 (1) 10 Valore finale netto 8 49 108 165 1 166 Valore finale lordo 385 1.248 141 210 1.984 1 1.985 Fondo ammortamento e svalutazione 377 1.199 33 210 1.819 1.819 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 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 438 Le concessioni, licenze, marchi e diritti simili di €8 milioni riguarda- no essenzialmente i diritti minerari relativi alle concessioni di gia- cimenti. 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 €49 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. Le immobilizzazioni in corso e acconti di €108 milioni riguardano principalmente attività relative a progetti CCUS. Le altre attività immateriali relative essenzialmente ai diritti di li- quefazione presso l’impianto di Damietta (€114 milioni) sono state interamente svalutate a seguito delle risultanze dell’impairment effettuato. 2024 2023 (€ 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 58.911 1.331 102 60.344 58.626 1.085 104 59.815 Fusioni per incorporazione (1.413) (1.413) Acquisizioni e sottoscrizioni 1.931 4 1.935 2.983 7 2.990 Cessioni e rimborsi (304) (393) (697) (40) (4) (44) Conferimenti 21 21 950 950 Rettifiche di valore (1.311) 539 (772) (2.199) 206 (1.993) Valutazione al fair value con effetti a OCI (1) (1) 2 2 Altre variazioni e riclassifiche 5 5 4 33 37 Valore finale 59.253 1.481 101 60.835 58.911 1.331 102 60.344 Valore finale lordo 76.326 1.840 101 78.267 74.663 2.228 102 76.993 Fondo svalutazione 17.073 359 17.432 15.752 897 16.649 14 Partecipazioni RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 439 Le partecipazioni sono aumentate di €491 milioni per effetto delle variazioni indicate nella tabella seguente: (€ milioni) Partecipazioni al 31 dicembre 2023 60.344 Acquisizioni e sottoscrizioni 1.935 \- Interventi sul capitale 1.927 Eni Marine Services SpA 628 Versalis SpA 600 Enilive SpA 515 Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 120 Eni Natural Energies SpA 40 Agenzia Giornalistica Italia SpA 9 Eni Insurance SpA 6 Eniquantic SpA 5 Green Hydrogen Venezia Srl 3 Altre 1 \- Acquisizioni 8 Petroven srl 8 Cessioni e Rimborsi (697) \- Rimborsi di capitale (304) Export LNG Ltd (304) \- Cessioni (393) Saipem SpA (393) Conferimenti 21 Enilive SpA 20 Versalis SpA 1 Rettifiche di valore (772) \- Riprese di valore 567 Saipem SpA 539 Eni Plenitude SpA Società Benefit 11 LNG Shipping SpA 9 Eni España Comercializadora de Gas SAU 8 (segue) ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 440 (€ milioni) \- Svalutazioni (1.339) Versalis SpA (603) Eni Petroleum Co Inc (399) Export LNG Ltd (240) Eni Mediterranea Idrocarburi SpA (36) Eni Mozambico SpA (52) Agenzia Giornalistica Italia SpA (3) EniProgetti SpA (2) Eni Industrial Evolution SpA (ex Eni West Africa SpA) (2) Eni Timor Leste SpA (2) Valutazione al fair value con effetti a OCI (1) Altre minori (1) Altre variazioni e riclassifiche 5 \- Altre variazioni 5 Versalis SpA 2 Eni Plenitude SpA Società Benefit 2 Enilive SpA 1 Partecipazioni al 31 dicembre 2024 60.835 I rimborsi di capitale riguardano la partecipazione Export LNG Ltd e sono relativi al rimborso di quote di capitale eccedenti rispetto alle esigenze finanziarie della società. Le cessioni riguardano la cessione di circa il 10% del capitale so- ciale di Saipem SpA avvenuta attraverso un processo di accele- rated bookbuilding rivolto ad investitori istituzionali (€1,970 per azione), per un controvalore totale pari a €393 milioni regolata in data 14 giugno 2024. I conferimenti riguardano essenzialmente il conferimento del ramo d’azienda “Sustainable Mobility” a Enilive SpA in relazione all’atto stipulato il 20 dicembre 2023, con efficacia 1° gennaio 2024. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 441 (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 31.12.2024 Saldo netto al 31.12.2023 Saldo netto al 31.12.2024 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 5 11 6 (5) Ecofuel SpA 100,000 48 48 235 187 Eni Corporate University SpA 100,000 3 4 4 Eni España Comercializadora De Gas SAU 100,000 48 56 79 23 Eni Gas Transport Services Srl 100,000 … … … Eni Global Energy Markets SpA 100,000 655 655 517 (138) Eni Industrial Evolution SpA (ex Eni West Africa SpA) 100,000 3 1 1 Eni Insurance DAC 100,000 500 500 705 205 Eni Insurance SpA 100,000 6 6 Eni International BV 100,000 42.445 42.445 44.385 1.940 Eni International Resources Ltd 99,998 2 2 9 7 Eni Investments Plc 99,999 4.662 4.662 3.544 (1.118) Eni Marine Services SpA 100,000 628 2.621 1.993 Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 100,000 427 511 56 (455) Eni Mozambico SpA 100,000 73 21 (25) (46) Eni Natural Energies SpA 100,000 154 194 166 (28) Eni Petroleum Co Inc 60,060 1.631 1.232 996 (236) Eni Plenitude SpA Società Benefit 92,422 4.881 4.894 5.922 1.028 Eni Rewind SpA 99,999 613 613 Eni Timor Leste SpA 100,000 3 1 1 Eni Trade & Biofuels SpA 100,000 207 207 283 76 Eni Trading & Shipping SpA - in liquidazione 100,000 3 3 Enilive SpA 100,000 1.559 2.095 2.222 127 EniPower SpA 51,000 320 320 437 117 EniProgetti SpA 100,000 24 22 57 35 Eniquantic SpA 94,000 5 5 EniServizi SpA 100,000 17 17 16 (1) Eniverse Ventures Srl 100,000 21 21 10 (11) Export LNG Ltd 100,000 566 22 22 Floaters SpA 100,000 372 372 327 (45) Ieoc SpA 100,000 3 2 2 LNG Shipping SpA 100,000 232 241 230 (11) Petroven Srl 100,000 8 10 2 Servizi Aerei SpA 100,000 47 47 50 3 Società Petrolifera Italiana SpA 99,964 3 3 3 Versalis SpA 100,000 (338) (338) Totale imprese controllate 58.911 59.253 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 442 (€ milioni) Quota % posseduta al 31.12.2024 Saldo netto al 31.12.2023 Saldo netto al 31.12.2024 A Valore di patrimonio netto B Differenza rispetto alla valutazione al patrimonio netto C=B-A Imprese collegate e joint venture Consorzio per l'attuazione del Progetto Divertor Tokamak Test DTT Scarl 25,000 … Green Hydrogen Venezia Srl 50,000 3 3 Mozambique Rovuma Venture SpA 35,714 354 355 382 27 Norpipe Terminal HoldCo Ltd 14,201 1 1 9 8 Saipem SpA 21,193 915 1.061 528 (533) SeaCorridor Srl 50,100 33 33 485 452 Seram SpA 25,000 … … 2 Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA 70,000 28 28 18 (10) South Italy Green Hydrogen Srl 50,000 … … … Totale imprese collegate e joint venture 1.331 1.481 60.242 60.734 Con riferimento alla partecipazione Eni Plenitude SpA Società Bene- fit, la quota di possesso (92,4%) si decrementa rispetto al 31 dicem- bre 2023 (100%) a seguito dell’accordo tra Eni Plenitude SpA Società Benefit (Plenitude) ed Energy Infrastructure Partners (EIP) di marzo 2024 che ha consentito a EIP di entrare nel capitale sociale di Pleni- tude attraverso un aumento di capitale di €588 milioni pari al 7,6% del capitale sociale della Società. Le svalutazioni delle partecipazioni del settore Exploration & Pro- duction sono state operate a seguito dell’effetto combinato dell’inde- bolimento dei prezzi degli idrocarburi attesi nel breve-medio termine, della revisione di stima delle riserve e dei maggiori costi d’esercizio. In particolare, 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 sfruttamento delle riserve di idrocarburi ad esse ascrivibili, pru- denzialmente determinati e opportunamente integrati per tener conto dei costi di struttura; per gli altri valori dell’attivo e del passivo sono stati considerati 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 produzio- ne stimati applicando ai profili produttivi delle riserve certe e probabili attesi dagli assets della partecipata gli scenari di mercato dei prezzi degli idrocarburi; (ii) le stime dei futuri costi di sviluppo, di estrazione, di smantellamento e ripristino degli impianti e dei costi generali spe- cifici; (iii) la stima delle imposte. I flussi di cassa sono stati attualizzati utilizzando un WACC adjusted compreso tra il 5,7% e il 10,9%. 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 recu- perabile considerando il maggiore tra il fair value al netto dei costi di dismissione, e il valore d’uso. Il fair value è determinato generalmen- te sulla base delle quotazioni di borsa. La stima del valore d’uso è de- terminata attualizzando i flussi di cassa attesi dalla partecipazione e, se significativi 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 parti- colare, la stima del valore recuperabile rispetto a quella di libro ha riguardato, tra l’altro: • Eni Global Energy Markets SpA sulla base del valore dei flussi di cassa del piano quadriennale aziendale e, per gli anni successivi al quarto in base al metodo della perpetuity dell’ultimo anno di piano utilizzando un tasso di attualizzazione WACC adjusted del 5,8%; • LNG Shipping SpA sulla base del valore dei flussi di cassa per tutta la durata di vita delle navi un tasso di attualizzazione WACC adju- sted del 5,9%. Con riferimento a Saipem SpA, la verifica della recuperabilità del va- lore di iscrizione della partecipazione riflette la quotazione di Borsa al 30 dicembre 2024. Il valore di iscrizione delle partecipazioni minoritarie valutate al fair value riguarda essenzialmente la partecipazione del 3,88% nel Porto Intermodale Ravenna SpA (€6 milioni), la partecipazione dell’1,30% nella Simest SpA (€4 milioni) e la partecipazione del 1,26% nella In- terporto di Padova SpA (€1 milione). Per le informazioni sulle valutazioni al fair value si rinvia a quanto indicato alla nota n. 26 – Garanzie, impegni e rischi. Sulle partecipazioni non sono costituite garanzie reali né vi sono al- tre restrizioni alla loro disponibilità. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 443 15 Altre attività finanziarie 16 Attività per imposte anticipate e passività per imposte differite 31.12.2024 31.12.2023 (€ milioni) Correnti Non correnti Correnti Non correnti Crediti finanziari strumentali all'attività operativa 42 1.970 15.608 Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa 6.041 15.825 4.242 6.041 15.867 6.212 15.608 Dal 1° gennaio 2024, i finanziamenti a lungo termine concessi alle partecipate, caratterizzati da durata e interessi espliciti, sono stati ri- classificati come crediti finanziari non strumentali; pertanto, i crediti finanziari non strumentali all’attività operativa riguardano essenzial- mente i crediti a breve termine per rapporti di conto corrente con le società del Gruppo e i finanziamenti a lungo termine, comprensivi delle quote a breve termine, verso le società del Gruppo. Per maggio- ri dettagli si rimanda al “Commento ai risultati economico-finanziari di Eni SpA” della presente Relazione. Le convenzioni in essere al 31 dicembre 2024 prevedono, per tali cre- diti finanziari, l’applicazione di un tasso di interesse determinato, per ciascuna divisa, sulla base di un benchmark interest rate maggiorato di uno spread che riflette il costo del funding per Eni, il margine ope- rativo 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 €13.899 milioni. I crediti finanziari con scadenza oltre i 5 anni ammontano a €328 milioni (€757 milioni al 31 dicembre 2023). 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) 31.12.2024 31.12.2023 Imposte sul reddito anticipate IRES 3.319 2.366 Imposte sul reddito differite IRES (69) (438) Imposte sul reddito anticipate IRAP 70 Imposte sul reddito differite IRAP (2) Imposte sul reddito anticipate estere 5 6 Imposte sul reddito differite estere (4) (5) Totale Eni SpA 3.319 1.929 Imposte anticipate (differite) società in joint operation 89 89 Attività per imposte anticipate 3.408 2.018 Imposte sul reddito differite IRAP (60) Passività per imposte differite (60) Le altre attività finanziarie di €21.908 milioni si analizzano come segue: ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 444 Le imposte anticipate nette di €3.408 milioni risentono della valutazio- ne svolta dal management circa la probabilità di recupero di tali attività considerando le stime dei redditi imponibili futuri delle società facenti parti del consolidato fiscale nazionale, basate sulle previsioni del pia- no quadriennale e di long-term coerenti con i processi di impairment. La natura delle differenze temporanee che hanno determinato le at- tività per imposte anticipate e le passività per imposte differite è la seguente: (€ milioni) Valore al 31.12.2023 Incrementi Decrementi Altre variazioni Valore al 31.12.2024 Imposte differite lorde: \- differenze su attività materiali ed immateriali (18) 5 (13) \- differenze su derivati (352) 352 \- altre (133) (44) 117 (2) (62) (503) (44) 122 350 (75) Imposte anticipate lorde: \- differenze su derivati 281 281 \- fondi per rischi ed oneri 1.581 212 (284) 1.509 \- svalutazione su beni diversi da partecipazioni 1.043 172 (146) 1.069 \- differenze su attività materiali ed immateriali 226 8 (46) 188 \- svalutazione crediti 35 (14) 21 \- fondi per benefici ai dipendenti 94 18 (20) 92 \- perdita fiscale 1.891 (433) 1.458 \- altre 86 8 (7) 87 4.956 418 (950) 281 4.705 \- valutazione anticipate (2.584) 1.273 (1.311) 2.372 1.691 (950) 281 3.394 Totale Eni SpA 1.869 1.647 (828) 631 3.319 Imposte anticipate joint operation 96 96 Imposte differite joint operation (7) (7) Totale joint operation 89 89 Totale attività per imposte anticipate e passività per imposte differite 1.958 1.647 (828) 631 3.408 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 445 I debiti commerciali di €7.011 milioni riguardano essenzialmente i debiti della linea di business Global Gas & LNG Portfolio e Power di €4.127 milioni (€3.523 milioni al 31 dicembre 2023) e della linea di bu- siness Refining di €2.103 milioni (€2.639 milioni al 31 dicembre 2023). I debiti per attività di investimento di €249 milioni riguardano essen- zialmente i debiti per investimenti relativi ad asset della linea di busi- ness Exploration & Production (€230 milioni). I debiti verso altri di €490 milioni riguardano principalmente: (i) i debi- ti diversi verso il personale e verso istituti di previdenza sociale (€160 milioni); (ii) i debiti verso controllate partecipanti al consolidato fisca- le (€28 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 in- tercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza. I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rappor- ti con parti correlate. 17 Debiti commerciali e altri debiti 18 Passività finanziarie (€ milioni) 31.12.2024 31.12.2023 Debiti commerciali 7.011 7.033 Acconti e anticipi da partner per attività di esplorazione e produzione 48 49 Debiti per attività di investimento 249 255 Debiti verso altri 490 499 7.798 7.836 31.12.2024 31.12.2023 (€ milioni) Passività finanziarie a breve termine Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine Passività finanziarie a lungo termine Totale Passività finanziarie a breve termine Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine Passività finanziarie a lungo termine Totale Banche 2.931 268 896 4.095 2.373 568 965 3.906 Obbligazioni ordinarie 2.691 19.258 21.949 1.952 19.159 21.111 Obbligazioni convertibili 9 928 937 9 917 926 Altri finanziatori 20.786 3 20.789 21.385 3 21.388 23.717 2.968 21.085 47.770 23.758 2.529 21.044 47.331 Le passività finanziarie si analizzano come segue: Al 31 dicembre 2024 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 €300 milioni; (ii) commercial paper per €2.769 milioni (€2.277 milioni al 31 dicembre 2023). 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 2024 i debiti finanziari soggetti a queste clausole restrittive ammontano a €613 milioni. Eni ha rispettato le condizioni concordate. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 446 (€ milioni) Importo nominale Disaggio di emissione, rateo di interesse e altre rettifiche (a) Totale Valuta Scadenza Tasso % Obbligazioni ordinarie: \- Euro Medium Term Notes 1.250 23 1.273 EUR 2033 4,250 \- Euro Medium Term Notes 1.200 14 1.214 EUR 2025 3,750 \- Euro Medium Term Notes 1.000 60 1.060 EUR 2029 3,625 \- Euro Medium Term Notes 1.000 26 1.026 EUR 2034 3,875 \- Euro Medium Term Notes 1.000 13 1.013 EUR 2026 1,500 \- Euro Medium Term Notes 1.000 11 1.011 EUR 2031 2,000 \- Euro Medium Term Notes 1.000 5 1.005 EUR 2026 1,250 \- Euro Medium Term Notes 1.000 4 1.004 EUR 2030 0,625 \- Euro Medium Term Notes 800 4 804 EUR 2028 1,625 \- Euro Medium Term Notes 750 9 759 EUR 2027 1,500 \- Euro Medium Term Notes 750 (3) 747 EUR 2034 1,000 \- Euro Medium Term Notes 722 9 731 USD 2027 variabile \- Euro Medium Term Notes 650 5 655 EUR 2025 1,000 \- Euro Medium Term Notes 600 (1) 599 EUR 2028 1,125 \- Euro Medium Term Notes 500 4 504 EUR 2025 1,275 \- Euro Medium Term Notes 100 4 104 EUR 2028 5,441 \- Euro Medium Term Notes 75 1 76 EUR 2043 3,875 \- Euro Medium Term Notes 70 1 71 EUR 2032 4,000 \- Euro Medium Term Notes 50 1 51 EUR 2031 4,800 \- Bond US 1.202 (20) 1.182 USD 2054 5,950 \- Bond US 962 8 970 USD 2028 4,750 \- Bond US 962 2 964 USD 2029 4,250 \- Bond US 962 (3) 959 USD 2034 5,500 \- Bond US 337 1 338 USD 2040 5,700 17.942 178 18.120 \- Retail - sustainability‐linked 2.000 64 2.064 EUR 2028 4,300 \- Euro Medium Term Notes -sustainability‐linked 1.000 1.000 EUR 2028 0,375 \- Euro Medium Term Notes -sustainability‐linked 750 15 765 EUR 2027 3,625 3.750 79 3.829 21.692 257 21.949 (a) includono le variazioni di fair value in relazione al fair value hedge accounting dell’oggetto coperto. L’analisi dei prestiti obbligazionari al 31 dicembre 2024 è di seguito indicata: 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 2024 il programma risulta utilizzato per €15,3 miliardi. Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi hanno un valore nominale di €4.350 milioni. Nel corso del 2024 sono state emesse nuove obbligazioni ordinarie all’interno del programma Euro Medium Term Notes per €3.164 milioni. Oltre ai contratti di finanziamento sustainability-linked di cui sopra, Eni ha in essere sustainability-linked bond per un valore nominale complessivo di €3.750 milioni le cui obbligazioni sono collegate al conseguimento di determinati obiettivi 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. Nel caso di mancato rag- giungimento degli obiettivi gli accordi prevedono un incremento del tasso di interesse. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 447 31.12.2024 31.12.2023 (€ milioni) Passività finanziarie a lungo e quote a breve di passività finanziarie a lungo termine Tasso medio (%) Passività finanziarie a lungo e quote a breve di passività finanziarie a lungo termine Tasso medio (%) Euro 18.907 2,43 19.846 2,34 Dollaro USA 5.146 5,74 3.727 5,76 24.053 23.573 (€ milioni) 31.12.2024 31.12.2023 Obbligazioni ordinarie 16.993 16.805 Obbligazioni sustainability‐linked 3.647 3.840 Obbligazioni convertibili 973 1.061 Banche 1.118 1.469 Altri finanziatori 3 1 22.734 23.176 Al 31 dicembre 2024, Eni dispone di linee di credito sustainability‐ linked a lungo termine committed per €9.000 milioni (€9.000 milio- ni al 31 dicembre 2023) non utilizzate. Questi contratti prevedono un meccanismo 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 effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito, la sua scadenza e le condizioni di remunerazione. Il fair value dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi della quota a breve termine, ammonta a €22.734 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 2,44% e il 2,70% (tra il 1,86% e il 4,01% al 31 dicembre 2023) e per il dollaro USA compresi tra il 4,32% e il 4,43% (tra il 3,45% e il 5,74% al 31 dicembre 2023). La gerarchia del fair value è di livello 2. I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate. Il prestito obbligazionario convertibile senior unsecured sustaina- bility-linked per un valore nominale complessivo di €1.000 milioni, convertibile in azioni ordinarie Eni, è collegato 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 instal- lata per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Il prezzo di conversione è di €17,5513. Le passività finanziarie verso altri finanziatori di €20.789 milioni si riferiscono essenzialmente ai rapporti di conto corrente e i depositi intrattenuti dalle società del Gruppo. Le convenzioni in essere al 31 dicembre 2024 prevedono, per i conti correnti e i depositi intercom- pany, l’applicazione di un tasso di interesse determinato, per ciascu- na 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 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: (€ 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 16 1.016 EUR 2030 2,950 di cui componente passività finanziarie 920 17 937 di cui componente equity 80 (1) 79 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 448 (€ 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 31.12.2023 23.758 23.573 1.896 49.227 Variazioni monetarie (628) 145 (291) (774) Differenze cambio da conversione e da allineamento 529 138 8 675 Altre variazioni non monetarie 58 197 220 475 Valore al 31.12.2024 23.717 24.053 1.833 49.603 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 non monetarie comprendono per €247 milioni gli incrementi delle passività per leasing connessi alle nuove attivazioni di contratti e la revisione dei precedenti e per €98 milioni debiti verso fornitori con i quali sono state negoziate dilazioni dei termini di pa- gamento che hanno comportato la classificazione del debito come finanziario. 20 Analisi dell’indebitamento finanziario netto (€ milioni) 31.12.2024 31.12.2023 A. Disponibilità liquide 490 855 B. Mezzi equivalenti a disponibilità liquide 4.652 6.264 C. Altre attività finanziarie correnti 12.297 10.522 D. Liquidità (A+B+C) 17.439 17.641 E. Debito finanziario corrente 26.417 25.719 \- di cui debito finanziario corrente verso società del gruppo 20.662 21.377 F. Quota corrente del debito finanziario non corrente 646 858 G. Indebitamento finanziario corrente (E+F) 27.063 26.577 H. Indebitamento finanziario corrente netto (G-D) 9.624 8.936 I. Debito finanziario non corrente 2.354 2.574 J. Strumenti di debito 20.144 20.076 K. Debiti commerciali e altri debiti L. Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K) 22.498 22.650 M. Totale Indebitamento finanziario (H+L) 32.122 31.586 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 449 21 Fondi per rischi e oneri (€ 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 31.12.2023 3.467 963 277 152 782 5.641 Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo 69 (20) 49 Accantonamenti 136 373 13 5 192 719 Utilizzi a fronte oneri (257) (286) (6) (114) (663) Utilizzi per esuberanza (75) (15) (14) (89) (193) Altre variazioni (114) (117) (21) (252) Valore al 31.12.2024 3.226 1.015 153 157 750 5.301 Il fondo smantellamento e ripristino siti e social project di €3.226 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 (€2.460 mi- lioni). Il tasso di attualizzazione utilizzato è compreso tra il 2,13% e il 2,59%; il periodo previsto degli esborsi è 2025-2080; (ii) la ri- levazione di social project a fronte degli impegni assunti con le autorità regionali (€368 milioni); (iii) la stima dei costi di decom- missioning di linee produttive e strutture logistiche ausiliarie di raffinazione (€398 milioni). Il fondo rischi e oneri ambientali di €1.015 milioni riguarda princi- palmente: (i) gli oneri ambientali a fronte delle garanzie rilasciate a Eni Rewind SpA all’atto della cessione delle partecipazioni in Agricoltura SpA e in Singea SpA (€527 milioni); (ii) i rischi a fronte degli interventi di bonifica del suolo e del sottosuolo da attuare negli impianti per l’estrazione di idrocarburi (€129 milioni), negli impianti di raffinazione (€98 milioni), nei depositi e negli impianti di produzione di lubrificanti (€74 milioni), nelle stazioni di servi- zio (€44 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 conferimento a Erg Raffinerie Mediterranee SpA della raffineria e della centrale elettrica di Priolo (€89 milioni); (iv) gli oneri ambientali riferibili ad altri siti non operativi (€54 milioni). Il fondo rischi per contenziosi di €153 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 €157 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 Agricol- tura SpA. Gli altri fondi di €750 milioni comprendono: (i) il fondo per contrat- ti onerosi (€91 milioni) relativamente agli oneri che si prevede di sostenere per contratti i cui costi di esecuzione sono divenuti su- periori ai benefici derivanti dal contratto stesso; (ii) gli oneri rela- tivi ai contenziosi con l’Amministrazione Finanziaria per imposte indirette (€74 milioni); (iii) gli oneri sociali e il trattamento di fine rapporto connesso ai piani di incentivazione monetaria differita, di lungo termine e azionaria (€35 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 (€14 milioni). L’indebitamento finanziario netto non comprende €15.825 milioni di crediti finanziari non strumentali all’attività operativa. Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono circa €54 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’attività 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. Gli strumenti di debito comprendono il fair value attivo dei contratti derivati FVH interest rate swap a copertura di prestiti obbligazionari a tasso fisso per €42 milioni. La quota corrente del debito finanziario non corrente e il debito fi- nanziario non corrente comprendono passività per beni in leasing rispettivamente per €378 milioni e €1.455 milioni (rispettivamente €290 milioni e €1.606 milioni al 31 dicembre 2023). ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 450 (€ milioni) 31.12.2024 31.12.2023 Piani a benefici definiti: \- TFR 72 75 \- Piani esteri a benefici definiti 1 2 \- Fisde e altri 70 73 143 150 Altri fondi per benefici ai dipendenti 176 186 319 336 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 €176 milioni riguardano essenzialmente gli incentivi monetari differiti per €101 milioni, il contratto di espansione per €62 milioni e i premi di anzianità per €13 milioni. I fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attua- riali, si analizzano come di seguito indicato: 2024 2023 (€ 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 75 24 73 172 186 358 102 23 72 197 166 363 Costo corrente 1 1 2 36 38 1 1 2 31 33 Interessi passivi 2 1 2 5 6 11 3 1 2 6 5 11 Rivalutazioni: 1 (1) 7 7 2 1 3 1 4 \- utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie 3 3 1 2 3 3 \- effetto dell'esperienza passata 1 (1) 4 4 1 (1) 1 1 Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzioni 2 3 5 66 71 Benefici pagati (5) (1) (5) (11) (59) (70) (23) (1) (5) (29) (52) (81) Altre variazioni (11) (1) (12) (31) (43) Valore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio (a) 72 26 70 168 176 344 75 24 73 172 186 358 Attività a servizio del piano all'inizio dell'esercizio 24 24 24 23 23 23 Rendimento delle attività a servizio del piano 2 2 2 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) 27 27 27 24 24 24 Massimale di attività/passività onerosa all'inizio dell'esercizio 2 2 2 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 2 2 2 Passività netta rilevata in bilancio (a-b+c) 72 1 70 143 176 319 75 2 73 150 186 336 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 451 (€ milioni) TFR Piani esteri a benefici definiti Fisde e altri Totale piani a benefici definiti Altri fondi per benefici ai dipendenti Totale 2024 Costo corrente 1 1 2 36 38 Interessi passivi (attivi) netti: \- Interessi passivi sull'obbligazione 2 1 2 5 6 11 Totale interessi passivi (attivi) netti 2 1 2 5 6 11 \- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari" 2 1 2 5 5 Rivalutazioni dei piani a lungo termine 7 7 Totale 2 2 3 7 49 56 \- di cui rilevato nel "Costo lavoro" 1 1 2 49 51 \- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari" 2 1 2 5 5 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 I costi relativi alle passività per benefici verso i dipendenti, valutati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si analizzano come segue: Le variazioni dei piani a benefici definiti rilevate tra le altre componenti dell’utile complessivo si analizzano come di seguito indicato: 2024 2023 (€ 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 \- Effetto dell'esperienza passata 1 (1) 1 (1) \- Rendimento delle attività a servizio del piano (2) (2) \- Modifiche nel massimale di attività/passività onerosa 1 1 (1) (1) (2) 2 1 1 4 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 452 Le attività al servizio del piano si analizzano come segue: (€ milioni) 31.12.2024 31.12.2023 Attività a servizio del piano: \- con prezzi quotati in mercati attivi 27 24 27 24 Le principali ipotesi attuariali adottate sono di seguito indicate: TFR Piani esteri a benefici definiti FISDE e altri Altri fondi per benefici ai dipendenti 2024 Tassi di sconto (%) 3,1 3,2 3,1 2,8 -3,1 Tasso di inflazione (%) 2 2 2 2 Aspettativa di vita all'età di 65 anni anni 24 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 Gli effetti derivanti da modifiche ragionevolmente possibili delle ipotesi attuariali alla fine dell’esercizio non sono significativi. L’ammontare dei contributi che si prevede di versare ai piani per benefici ai dipendenti nell’esercizio successivo ammonta a €77 milioni, di cui €15 milioni relativi ai piani a benefici definiti. 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 31.12.2024 2025 10 … 5 62 2026 8 … 4 57 2027 8 … 4 51 2028 9 … 4 5 2029 9 … 4 1 Oltre il 2029 28 … 49 Durata media ponderata anni 5,3 7,1 12,0 2,7 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 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 453 31.12.2024 31.12.2023 (€ milioni) Fair value attivo Fair value passivo Fair value attivo Fair value passivo Contratti derivati non di copertura Contratti su valute \- Currency swap 34 71 178 \- Outright 9 48 12 2 \- Interest currency swap 256 125 84 265 207 83 264 Contratti su interessi \- Interest rate swap 14 18 44 34 14 18 44 34 Contratti su merci \- Over the counter 1.299 1.639 4.054 3.966 \- Future 1 1 7 \- Opzioni vendute 117 \- Opzioni acquistate 31 32 \- Altri 8 11 1.299 1.765 4.097 4.005 1.578 1.990 4.224 4.303 Contratti derivati cash flow hedge Contratti su merci \- Over the counter 43 877 1.060 41 43 877 1.060 41 Contratti derivati fair value hedge Contratti su interessi \- Interest rate swap 42 42 Totale contratti derivati 1.663 2.867 5.284 4.344 Di cui: \- correnti 1.520 2.625 4.968 4.007 \- non correnti 143 242 316 337 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 €1 milione, interest rate swap su- stainability-linked con primari istituti bancari che prevedono un mec- canismo di aggiustamento del costo collegato al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità. Per ulteriori informazioni sulle valutazioni al fair value, si rinvia alla nota n. 26 - Garanzie, impegni e rischi. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 454 Di seguito è fornita l’analisi degli oggetti coperti distintamente per tipologia di rischio nell’ambito di coperture cash flow hedge e fair value hedge: 31.12.2024 31.12.2023 (€ 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 1.113 (970) 1.072 (1.921) 1.216 2.138 31.12.2024 31.12.2023 (€ milioni) Valore contabile dell’oggetto coperto Valore cumulato variazione FVH incluse nel valore contabile dell’oggetto coperto Variazione di valore oggetto coperto utilizzate per calcolo inefficacia coperture Valore contabile dell’oggetto coperto Valore cumulato variazione FVH incluse nel valore contabile dell’oggetto coperto Variazione di valore oggetto coperto utilizzate per calcolo inefficacia coperture Fair value hedge Rischio tasso di interesse \- passività finanziarie 2.066 44 44 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. Ai fini della qualificazione dell’operazione come di copertura è verifi- cata l’esistenza di una relazione economica tra l’oggetto coperto e lo strumento di copertura tale da operare la compensazione delle relati- ve 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, c.d. 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- rimento tali da rendere le operazioni attuate 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, impegni e rischi. Gli strumenti derivati di copertura fair value hedge su interessi si rife- riscono a contratti derivati interest rate swap con l’obiettivo di trasfor- mare parte del valore nominale di passività finanziarie, esistenti o di nuova emissione, da tasso fisso a variabile fino alla loro scadenza. L’esposizione al rischio di cambio derivante dai titoli denominati in dol- lari USA (€2.077 milioni) compresi nel portafoglio di liquidità strategi- ca, è gestita utilizzando quale strumento di copertura, in una relazione fair value hedge, le differenze di cambio (negative di €133 milioni nel corso del 2024) che maturano su una porzione dei prestiti obbligazio- nari in dollari USA (€2.273 milioni). Maggiori informazioni sono fornite alla nota n. 26 \- Garanzie, impegni e rischi - Gestione dei rischi finanziari. 31.12.2024 31.12.2023 (€ 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 \- Over the counter 5.531 (1.113) 7 3.017 1.921 191 5.531 (1.113) 7 3.017 1.921 191 Contratti derivati fair value hedge Contratti su interessi \- Interest rate swap 1.981 42 1 1.981 42 1 Gli strumenti finanziari di copertura si analizzano come segue: RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 455 EFFETTI RILEVATI NEI PROVENTI (ONERI) OPERATIVI EFFETTI RILEVATI NEI PROVENTI (ONERI) FINANZIARI (€ milioni) 2024 2023 Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati non di copertura (199) 514 Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 7 191 (192) 705 (€ milioni) 2024 2023 Strumenti finanziari derivati su valute 314 (60) Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse (27) 18 287 (42) Gli altri oneri operativi netti di €192 milioni (proventi operativi netti di €705 milioni nel 2023) riguardano essenzialmente la rilevazione a conto economico degli effetti relativi al regolamento e alla valuta- I proventi (oneri) finanziari netti su strumenti finanziari derivati com- prendono la valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati privi dei requisiti formali per essere trattati in base all’hedge accoun- ting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all’e- sposizione netta dei rischi su cambi e su tassi d’interesse e, pertanto, zione al fair value degli strumenti finanziari derivati su commodity in parte privi dei requisiti formali per essere trattati in base all’hedge accounting. non sono riferibili a specifiche transazioni commerciali o finanziarie. Gli strumenti finanziari su cambi comprendono la gestione del rischio di cambio implicito nella formula di prezzo delle commodity. I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rap- porti con parti correlate. 24 Attività destinate alla vendita 25 Patrimonio netto Le attività destinate alla vendita di €2 milioni si riferiscono principalmente a siti dismessi della linea Refining. (€ milioni) 31.12.2024 31.12.2023 Capitale sociale 4.005 4.005 Riserva legale 959 959 Azioni proprie acquistate (2.883) (2.333) Riserva azioni proprie in portafoglio 2.883 2.333 Altre riserve di capitale: 5.668 7.968 Riserve di rivalutazione: 5.227 7.527 \- 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 5.139 \- Legge n. 342/2000 liberata ex art. 2445 cc 2.300 \- 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 (segue) ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 456 (€ milioni) 31.12.2024 31.12.2023 Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale (689) 864 Riserva fair value partecipazioni minoritarie (7) (6) Riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale (33) (35) Riserva IFRS 10 e 11 (104) (106) Altre riserve: 29.517 29.098 Riserve di utili : 29.397 28.986 \- Riserva disponibile 28.030 27.619 \- Riserva da avanzo di fusione 861 861 \- 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 40 33 Riserva piano azionariato diffuso 1 Componente equity prestito obbligazionario convertibile 79 79 Obbligazioni subordinate perpetue 5.000 5.000 Utile dell'esercizio 6.419 3.272 50.735 51.019 Capitale sociale Al 31 dicembre 2024, il capitale sociale di Eni SpA, interamente versato, ammonta a €4.005.358.876 (stesso ammontare al 31 dicembre 2023) ed è rappresentato da n. 3.284.490.525 azioni ordinarie prive di indica- zione del valore nominale (3.375.937.893 azioni ordinarie al 31 dicem- bre 2023). La distribuzione per azionariato è articolata come segue: (i) n. 65.586.402 azioni, pari al 2%, di proprietà del Ministero dell’Economia e delle Finanze; (ii) n. 936.179.478 azioni, pari al 28,5%, di proprietà della Cassa Depositi e Prestiti SpA; (iii) n. 203.137.967 azioni, pari al 6,18%, di proprietà di Eni; (iv) n. 2.079.586.678 azioni, pari 63,32% 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 incorporazio- ni 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 so- ciale per rimborso ai soci. Alla formazione dell’importo di €474 milioni concorrono, perché precedentemente imputate ad aumento del capi- tale 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 mi- lioni, (c) Legge n. 413/1991 di €137 milioni, (d) Legge n. 342/2000 di €8 milioni; (ii) per Somicem, 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 conversione (€132 milioni) derivante dalla ridenominazione del capitale sociale in euro deliberata il 1° giugno 2001 dall’Assemblea che non viene con- siderata 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 2024, le azioni proprie acquistate ammontano a €2.883 milioni (€2.333 milioni al 31 dicembre 2023), e sono rappresentate da n. 203.137.967 azioni ordinarie. Nell’esercizio 2024, sono state acqui- state n. 142.480.744 azioni proprie per un controvalore complessivo di €2.003 milioni, nell’ambito del completamento del piano di buy-back 2023 e dell’esecuzione del programma 2024 da €2 miliardi comple- tato all’80% alla data di bilancio, nel rispetto delle autorizzazioni as- sembleari. Nel corso dell’esercizio sono state cancellate n. 91.447.368 azioni proprie per un controvalore complessivo di €1.375 milioni, sono state assegnate a titolo gratuito ai dirigenti Eni n. 1.908.045 azioni pro- prie, 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 e sono state assegnate a titolo gratuito ai dipendenti Eni n. 3.102.700 azioni proprie come pre- visto dal “Piano di Azionariato Diffuso 2024-2026 (“PAD”)” approvato dall’Assemblea di Eni del 15 maggio 2024. Riserva azioni proprie in portafoglio La riserva azioni proprie in portafoglio di €2.883 milioni (€2.333 milioni al 31 dicembre 2023) è a fronte del valore di iscrizione n. 203.137.967 azioni ordinarie acquistate fino al 31 dicembre 2024 in esecuzione di deliberazioni dell’Assemblea degli azionisti mediante RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 457 l’utilizzo di altre riserve disponibili. La riserva risulta indisponibile fin- tanto che le azioni proprie saranno in portafoglio. Altre riserve di capitale Le altre riserve di capitale di €5.668 milioni riguardano: • riserve di rivalutazione: €5.227 milioni. Accolgono l’imputazione, al netto della relativa imposta sostitutiva quando dovuta, dei saldi attivi risultanti dalle rivalutazioni monetarie consentite dalle diverse leggi che si sono succedute nel tempo. Tali riserve derivano dalle ricostituzioni delle corrispondenti riserve risultanti dai bilanci delle società incorpora- te 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, verificata la sussistenza delle condizioni di legge ai fini della distribuzione, ha approvato; (i) nella seduta del 4 aprile 2024, la distribuzione la quarta tranche del dividendo 2023 (€0,23 per azione pari a €735 milioni) utilizzando, allo scopo, la riserva ex Lege 342/2000, il cui utilizzo è stato oggetto di deliberazione da parte dell’Assemblea del 10 maggio 2023, (ii) nelle sedute del 25 luglio 2024 e del 24 ottobre 2024, rispettivamente, la prima tranche del dividendo 2024 (€0,25 per azione pari a €786 milioni) e la seconda tranche del dividendo 2024 (€0,25 per azione pari a €779 milioni) utilizzando, allo scopo, la riser- va ex Lege 342/2000, il cui utilizzo è stato oggetto di deliberazione da parte dell’Assemblea del 15 maggio 2024, per la restante quota della quarta tranche (€1 milioni) è stata utilizzata la riserva disponibile; • riserva adeguamento patrimonio netto Legge n. 292/1993: €378 milioni. 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 inte- ramente utilizzata imputandola alla “Riserva per acquisto azioni proprie” e successivamente nella riserva da cui ha avuto origine a seguito della scadenza dell’autorizzazione dell’Assemblea degli azionisti per l’acquisto di azioni proprie (€378 milioni) avvenuta nel 2015; • 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 autorizzato Eni a contrarre mutui con la Banca Europea per gli 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 negativa di €689 milioni riguarda la riserva per la valuta- zione al fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge stipulati da Global Gas & LNG Portfolio al netto del relati- vo effetto fiscale, come di seguito indicato: Derivati di copertura Cash flow hedge (€ milioni) Riserva lorda Effetto fiscale Riserva netta Riserva al 31 dicembre 2023 1.216 (352) 864 Variazione dell'esercizio (1.113) 322 (791) Rigiro a conto economico (1.072) 311 (761) Rigiro a rettifica rimanenze (1) (1) Riserva al 31 dicembre 2024 (970) 281 (689) 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 €33 milioni, riguarda la rilevazione delle variazioni dei fondi per benefici ai dipendenti che per effetto delle disposizioni dei principi contabili internazionali sono rilevate nel prospetto dell’utile complessivo. Le rivalutazioni, comprensive 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 €104 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 ScpA e accoglie essenzialmente la differenza tra il valore della partecipazione classificata come joint operation, ogget- to di eliminazione nel processo di consolidamento, e la frazione corri- spondente dell’attivo e passivo della joint operation rilevata. Altre riserve Le altre riserve di €29.517 milioni riguardano: le riserve di utili per €29.397 milioni: • riserva disponibile: €28.030 milioni, si incrementa di €411 milioni per effetto, tra l’altro, dell’attribuzione dell’utile 2023 (€3.270 mi- lioni), in esecuzione della delibera dell’Assemblea ordinaria del 15 maggio 2024. La riserva, inoltre, si decrementa principalmente per effetto: (i) dell’imputazione a specifica riserva indisponibile a fronte degli acquisti delle azioni proprie effettuati per pari importi vincolati fintanto che le azioni proprie saranno in portafoglio (€2.003 milio- ni); (ii) della distribuzione agli azionisti della terza tranche del divi- ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 458 dendo dell’esercizio 2024 di €0,24 per azione deliberato dal Con- siglio di Amministrazione in data 15 febbraio 2024 (€766 milioni); • riserva da avanzo di fusione: €861 milioni. La riserva accoglie l’a- vanzo di fusione derivante dalle incorporazioni di Est Più SpA, con effetto dal 1° dicembre 2015 (€4 milioni), di Eni Hellas SpA, con ef- fetto dal 1° novembre 2012 (€8 milioni), di Eni Gas & Power GmbH, con effetto dal 1° ottobre 2014 (€5 milioni), ACAM Clienti SpA, con effetto dal 1° dicembre 2016 (€12 milioni) e Eni Finance Internatio- nal SA (€225 milioni) con effetto dal 21 dicembre 2023. Nel luglio 2012 la riserva era stata interamente utilizzata imputandola alla “Riserva per acquisto azioni proprie” e successivamente ricostruita a seguito della scadenza dell’autorizzazione dell’Assemblea degli azionisti per l’acquisto di azioni proprie (€607 milioni) avvenuta nel 2015\. 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 milio- ni. Accoglie: (i) ai sensi dell’art. 173, comma 9, del D.P.R. n. 917/1986, la ricostituzione per la parte relativa al patrimonio netto scisso delle riser- ve risultanti dal bilancio 2003 dell’Italgas SpA in sospensione d’impo- sta 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 ricostituzione delle corrispondenti riserve risul- tanti 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 riallinea- mento dei valori fiscalmente riconosciuti ai maggiori valori civilisti- ci delle immobilizzazioni materiali per le quali erano stati stanziati ammortamenti anticipati in sede di attribuzione dell’utile dell’eser- cizio 1999\. La riserva è stata costituita riclassificando la “Riserva ammortamenti anticipati ex art. 67 D.P.R. n. 917/1986” per la parte da considerarsi in sospensione di imposta 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’incorpo- rata 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 stanziamento al trattamento di fine rapporto versato nel corso dell’esercizio ai fondi pensione Fopdire e Fondenergia ai quali partecipano, rispet- tivamente, i dirigenti e gli altri dipendenti del Gruppo. Quanto com- plessivamente a €0,785 milioni la riserva rappresenta la ricostitu- zione, ai sensi dell’art. 172, comma 5, del D.P.R. n. 917/1986, delle corrispondenti riserve 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: €40 mi- lioni. Accoglie gli effetti dei Piani di Incentivazione di Lungo Termine azionario rilevati in contropartita del conto economico in relazione ai dipendenti Eni (€21 milioni) e in contropartita alla voce partecipazioni (€19 milioni) in relazione ai dipendenti a ruolo delle società controllate. La riserva piano di azionariato diffuso: €1 milione. Accoglie gli effetti del piano di azionariato a favore dei dipendenti in esecuzione della de- libera dell’Assemblea ordinaria del 15 maggio 2024. Componente equity prestito obbligazionario convertibile: €79 milioni. Accoglie gli effetti della componente equity del prestito obbligaziona- rio 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 suc- cessivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dal 13 gennaio 2046 5 ; (ii) emissione perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di €1,5 miliardi con periodo di “non-call” di 9 anni, con un prezzo di re-of- fer 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 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 ibri- da 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 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, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dall’11 maggio 2032 e di un successivo aumento di ulteriori (5) A gennaio 2025 Eni, ha riacquistato per cassa, e successivamente cancellato parte di tale prestito obbligazionario ibrido perpetuo contestualmente all’emissione di nuove obbligazioni subordinate ibride perpetue denominate in euro e destinate a investitori istituzionali per un ammontare complessivo pari a €1,5 miliardi. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 459 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 an- nua del 2,750% fino alla prima data di reset prevista l’11 maggio 2030. 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 Il patrimonio netto comprende riserve soggette a tassazione in caso di di- stribuzione. In tal caso sarebbero dovute imposte per circa €0,57 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 concor- rere alla formazione del reddito imponibile ammontano a €32,1 miliardi. 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 possibilità di utilizzazione: (€ milioni) Importo Possibilità di utilizzazione Quota diponibile per la distribuzione ai soci Capitale sociale 4.005 Riserva legale 959 B Riserve di capitale 5.668 5.668 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. 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 28.684 Riserve di utili: 29.397 29.397 \- Riserva disponibile 28.030 A,B,C 28.030 \- 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 40 B Riserva piano azionariato diffuso 1 B Componente equity prestito obbligazionario convertibile 79 B Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale (689) B Riserva fair value partecipazioni minoritarie (7) Riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale (33) Riserva IFRS 10 e 11 (104) - Riserva azioni proprie in portafoglio (2.883) - Azioni proprie acquistate 2.883 - Obbligazioni subordinate perpetue 5.000 - Utile dell'esercizio 6.419 50.735 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 460 26 Garanzie, impegni e rischi GARANZIE (€ milioni) 31.12.2024 31.12.2023 Imprese controllate 100.226 90.043 Imprese collegate e joint venture 3.798 3.602 Proprio 1.179 1.310 Altri 196 184 Totale 105.399 95.139 Le garanzie di 105.399 milioni (€95.139 milioni al 31 dicembre 2023) si analizzano come segue: Nel normale svolgimento del business Eni SpA emette garanzie a fa- vore delle società partecipate ed in particolare controllate, joint ventu- re e collegate in relazione all’adempimento di obbligazioni contrattuali, partecipazioni a gare d’appalto e iniziative di business, impegni con- trattuali di pagamento fee per servizi di rigassificazione, e altri impegni delle società partecipate, nonché garanzie a beneficio di banche e isti- tuti finanziari che hanno erogato fondi a partecipate Eni o hanno posto in essere operazioni finanziarie. Alcune garanzie sono state rilasciate a amministrazioni fiscali e enti di Stato in relazione al pagamento di ALTRI IMPEGNI E RISCHI Gli altri impegni includono gli accordi derivanti dai contratti di approv- vigionamento e trasporto di gas naturale di lungo termine, gli impegni relativi alla buona esecuzione dei lavori, gli impegni connessi al trasfe- rimento di partecipazioni e rami d’azienda nonché Parent Company Guarantees rilasciate principalmente nell’interesse di partecipate del settore Exploration & Production, il cui ammontare massimo garantito non è definibile a priori in quanto a copertura di tutti gli obblighi con- trattuali derivanti dalla firma dei contratti petroliferi, di acquisizione e cessione di quote societarie e di acquisizione di servizi. Sono inoltre inclusi gli impegni assunti per le iniziative di forestry, poste in essere nell’ambito della strategia low carbon definita dall’impresa e riguarda- no in particolare gli impegni per l’acquisto, fino al 2038, di crediti di car- bonio prodotti e certificati secondo standard internazionali da soggetti Gli impegni di €38 milioni riguardano essenzialmente i contributi previsti dagli accordi e protocolli di intenti stipulati con la regione Sicilia e Basilicata connessi ai programmi di sviluppo delle attività Eni nelle regioni. contributi e imposte ovvero in relazione al corretto adempimento di impegni assunti dalle partecipate. Le società partecipate rilasciano, generalmente, manleva ad Eni SpA a fronte delle garanzie rilasciate. L’impegno effettivo rispetto al valore nominale delle garanzie ammon- ta a €91.568 milioni e tiene conto dell’avanzamento delle attività e dei finanziamenti rimborsati (€81.560 milioni al 31 dicembre 2023). Anche sulla base dell’esperienza storica, si ritiene ragionevolmente probabile che tali garanzie non avranno effetti significativi sui risulta- ti economici e sui flussi di cassa del bilancio. specializzati nei programmi di conservazione delle foreste nonché per locazioni di immobili ad uso uffici, gestiti da EniServizi SpA, che allo stato non risultano ancora disponibili per l’uso. GESTIONE DEI RISCHI FINANZIARI 6 La gestione dei rischi finanziari si basa su linee di indirizzo emanate dal CdA di Eni SpA nell’esercizio del suo ruolo di indirizzo e di fissazio- ne dei limiti di rischio, con l’obiettivo di uniformare e coordinare cen- tralmente le politiche Eni in materia di rischi finanziari (“Linee di indiriz- zo 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 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. I rischi di 693 milioni riguardano essenzialmente i rischi di custo- dia di beni di terzi costituiti principalmente da greggio e prodotti petroliferi presso le raffinerie e i depositi della Società per i quali esiste una polizza assicurativa. (€ milioni) 31.12.2024 31.12.2023 Impegni 38 40 Rischi 693 792 731 832 IMPEGNI E RISCHI (6) 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. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 461 holding period, ipotizzando variazioni avverse nelle variabili di mercato e tenuto conto della correlazione esistente tra le posi- zioni 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, centralizzano le posizioni a rischio di Eni a livello consolidato, massimizzando ove possibile i benefici del netting. Le metodologie di calcolo e le tecniche di mi- surazione utilizzate sono conformi alle raccomandazioni del Co- mitato 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 operati- ve è indicato di adottare politiche finalizzate alla minimizzazione del rischio, favorendone il trasferimento alle Strutture di Finanza Operativa. Per quanto riguarda il rischio di prezzo delle commodi- ty, le “Linee di indirizzo” definiscono le regole per una gestione di questo rischio finalizzata all’ottimizzazione dell’attività “core” e al perseguimento degli obiettivi di stabilità relativi ai margini com- merciali/industriali. In questo caso sono definiti limiti massimi di rischio espressi in termini di VaR, di soglie di revisione strate- gia, e di stop loss con riferimento all’esposizione di natura com- merciale e di trading proprietario. La delega a gestire il rischio di prezzo delle commodity prevede un meccanismo di allocazione e suballocazione dei limiti di rischio alle singole unità di business esposte. Eni Trade & Biofuels e Eni Global Energy Markets, ol- tre 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 costitu- zione e il mantenimento di una riserva di liquidità all’interno della quale si individua l’ammontare di liquidità strategica, per consen- tire di far fronte a eventuali fabbisogni straordinari, gestita dal- la funzione finanza di Eni SpA con l’obiettivo di ottimizzazione 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 realizzata tramite operazioni in conto proprio in ot- tica 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 liquidità. Le quattro tipologie di rischio di mercato, le cui politiche di gestione e di con- trollo sono state sopra sintetizzate, presentano le caratteristiche di seguito specificate. Rischio 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 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, delle 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 Finanza Operativa (Finanza Eni Corporate e Banque Eni SA, quest’ultima nei limiti imposti dalla normativa bancaria in tema di “Concen- tration Risk”) nonché su Eni Trade & Biofuels e Eni Global Energy Markets per quanto attiene alle attività in derivati su commodity. In particolare, Finanza Eni Corporate garantisce per le società Eni la copertura dei fabbisogni e l’assorbimento dei surplus finanzia- ri e le operazioni in cambi e in derivati finanziari non commodity di Eni, mentre Eni Trade & Biofuels e Eni Global Energy Markets assicurano la negoziazione 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 regolamentati europei e non europei, Mul- tilateral Trading Facility (MTF), Organised Trading Facility (OTF) e piattaforme di intermediazione 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, 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 com- modity e il connesso rischio di cambio economico in un’ottica di ottimizzazione. Eni monitora che ogni attività in derivati classifi- cata come risk reducing sia direttamente o indirettamente col- legata 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 pro- prietario la cui attività è svolta da Eni Trade & Biofuels e Eni Glo- bal 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 indirizzo” prevede che la misurazione e il controllo dei rischi di mercato si basino sulla determinazione di un set di limiti massimi di ri- schio accettabile espressi in termini di: (i) stop loss, ovvero della massima perdita realizzabile per un determinato portafoglio in un determinato orizzonte temporale; (ii) soglie di revisione stra- tegia, 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 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 462 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 Eni Corporate di posizioni a rischio tasso di cambio di Eni viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l’approccio parametrico (varianza/covarian- za), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di un giorno. Rischio mercato - Tasso d’interesse Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mer- cato delle attività e passività finanziarie dell’impresa valutate al fair value e sul livello degli oneri e proventi finanziari. L’obiettivo di risk management Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttura finan- ziaria definiti e approvati nel “Piano Finanziario”. Le Strutture di Finanza Eni Corporate, in funzione del modello di finanza accen- trata, raccolgono i fabbisogni finanziari Eni e gestiscono le posi- zioni rivenienti, 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 uti- lizza contratti derivati su tasso di interesse per gestire il bilancia- mento tra indebitamento 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 quo- tazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante da posizioni a rischio tasso di interesse viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l’approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livello di confi- denza pari al 99% e un holding period di un giorno. Rischio mercato – Commodity Il rischio di prezzo delle commodity è identificato come la possi- bilità 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 compromettere gli obiettivi definiti nel piano quadriennale e nel budget. Il rischio di prezzo delle commodity è riconducibile alle seguenti categorie di esposizione: (a) esposizione strategica: esposizioni identificate 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 approvvigionamento gas per la parte non bi- lanciata da contratti di vendita (già stipulati o previsti), il margine derivante dal processo di trasformazione della chimica, il margi- ne di raffinazione e gli stoccaggi di lungo periodo funzionali alle connesse attività logistico-industriali; (b) esposizione commer- ciale: tale tipologia di esposizioni è costituita dalle componenti contrattualizzate collegate alle attività commerciali/industriali (esposizioni contracted) di norma afferenti l’orizzonte temporale del piano quadriennale e del budget, le componenti non anco- ra contrattualizzate ma che lo saranno con ragionevole certez- za (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 svol- te sulla base di logiche rischio/rendimento tramite l’implemen- tazione di una o più strategie e sono soggette a limiti di rischio specifici (VaR, soglie di revisione strategia e stop loss). All’interno delle esposizioni commerciali sono ricomprese, in particolare, le esposizioni oggetto di asset backed hedging, derivanti dalla fles- sibilità/opzionalità degli asset; (c) esposizione di trading proprie- tario: operazioni attuate in conto proprio in ottica opportunistica nel breve termine e normalmente non finalizzate alla delivery con l’intenzione di sfruttare movimenti favorevoli di prezzi, spread e/o volatilità ed effettuate a prescindere dalle esposizioni del porta- foglio 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 gestio- ne/copertura che è eventualmente effettuata solo in particolari condizioni aziendali o di mercato. Lo svolgimento di attività di hedging 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 espo- sizioni 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 ri- schi (Natural Hedge) e ridurre conseguentemente il ricorso agli strumenti derivati (attivando pertanto logiche di mercato inter- no). Per quanto riguarda le esposizioni di natura commerciale, l’obiettivo di risk management Eni è l’ottimizzazione delle attività “core” e preservare i risultati economici/finanziari. Per la gestio- ne 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 Eni Corporate per la gestione del collegato rischio cambio, utilizza strumenti derivati negoziati nei mercati regolati, MTF, OTF e strumenti deri- vati negoziati sui circuiti Over the Counter (in particolare contratti swap, forward, Contracts for Differences e opzioni su commo- dity) con sottostante greggio, gas, prodotti petroliferi, energia elettrica e certificati di emissione. Per quanto attiene alla valoriz- zazione al fair value degli strumenti derivati su commodity, essa RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 463 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 setto- re. Il VaR derivante dalle posizioni delle business unit esposte a rischio commodity viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l’approccio della simulazione storica ponderata, adot- tando un livello di confidenza pari al 95% e un holding period di un giorno. Rischio mercato- Liquidità strategica Il rischio di mercato riveniente dall’attività di gestione della por- zione di riserva di liquidità denominata “liquidità strategica” è identificato 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 alienazione o quando sono valutati in bilancio al fair va- lue. La costituzione 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 macroeco- nomico e operazioni 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 speci- fici 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 governance 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 un giorno e intervallo di confidenza pari al 99 percentile), stop loss e altri limiti operativi in termini di concentra- zione, per emittente, comparto di attività e Paese di emissione, duration, classe di rating e tipologia degli strumenti di investi- mento da inserire nel portafoglio, volti a minimizzare 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 2024 il rating del portafoglio complessivo di Liquidità Strategica è pari a A/A- in linea rispetto a quello di fine 2023. Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2024 in termi- ni di VaR (raffrontati con quelli dell’esercizio 2023) per quanto attiene ai rischi tasso di interesse e di cambio nonché al rischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di esposi- zione); relativamente alla liquidità strategica, è riportata la sen- sitivity a variazioni dei tassi di interesse: (Value at risk - approccio parametrico varianze/covarianze; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 99%) 2024 2023 (€ milioni) Massimo Minimo Media Fine esercizio Massimo Minimo Media Fine esercizio Tasso di interesse (a) 13,02 3,92 5,95 7,48 4,70 0,63 1,57 1,32 Tasso di cambio (a) 5,46 0,06 1,64 0,67 0,48 0,02 0,15 0,29 (a) I valori relativi al VaR di tasso di interesse e di cambio si riferiscono alla sola Finanza operativa Eni Corporate; i valori del 2023 sono calcolati con un holding period: 20 giorni, intervallo di confidenza: 99%. (Value at risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%) 2024 2023 (€ milioni) Massimo Minimo Media Fine esercizio Massimo Minimo Media Fine esercizio Portfolio Management Esposizioni Commerciali (b) 64,60 1,05 19,98 3,09 239,45 4,15 48,59 4,23 (b) Il perimetro consiste nelle unità di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing e Refining evolution & transformation. Il VaR è calcolato sulla cosiddetta vista Statutory, con orizzonte temporale coinci- dente 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 Revt 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) 2024 2023 (€ milioni) Massimo Minimo Media Fine esercizio Massimo Minimo Media Fine esercizio Liquidità strategica - portafoglio euro 0,60 0,20 0,40 0,60 0,22 0,13 0,18 0,19 2024 2023 ($ milioni) Massimo Minimo Media Fine esercizio Massimo Minimo Media Fine esercizio Liquidità strategica \- portafoglio USD 0,20 0,10 0,10 0,10 0,12 0,04 0,08 0,11 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 464 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 controllo del rischio di credito basato sulla valutazione dell’Expected Cre- dit Loss. L’Expected Credit Loss costituisce il valore della perdita attesa a fronte di un credito vantato nei confronti di una con- troparte, 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 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 liquidi- tà corrente e strategica e dalle posizioni in contratti derivati, le policy interne prevedono il controllo dell’esposizione e del- la concentrazione attraverso limiti di rischio credito espressi in termini di massimo affidamento e corrispondenti a diver- se classi di controparti finanziarie, basate sul rating fornito dalle principali agenzie. Il rischio è gestito dalle funzioni di finanza operativa, da Eni Global Energy Markets SpA (EGEM), da Eni Trade & Biofuels SpA (ETB), e da Eni Trading & Ship- ping Inc (ETS Inc.) per l’attività in derivati su commodity in coerenza con il modello di finanza accentrata. 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 mas- simo di affidamento per la singola entità legale e complessi- vamente 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 addi- zionali per fronteggiare i propri impegni o, come estrema con- seguenza, una situazione di insolvibilità che pone a rischio la continuità aziendale. Tra gli obiettivi di risk management di Eni vi è il mantenimento di un ammontare adeguato di risorse finanziarie prontamente disponibili per far fronte a shock esogeni (drastici mutamenti di scenario, restrizioni nell’accesso al mercato dei capitali) ov- vero per assicurare un adeguato livello di elasticità operativa ai programmi di sviluppo dell’azienda. A tal fine, Eni mantiene una riserva di liquidità strategica costituita prevalentemente da strumenti finanziari a breve termine ed alta liquidabilità, privile- giando 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, at- traverso la disponibilità di attivi finanziari e di linee di credito RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 465 nonché l’accesso, tramite il sistema creditizio e i mercati dei capitali, ad un’ampia gamma di tipologie di finanziamento. A fronte del perdurare della volatilità dei mercati delle com- modity e del connesso impegno finanziario legato alla margi- nazione dei derivati in commodity, Eni ha consolidato la fles- sibilità finanziaria raggiunta nei precedenti esercizi, 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 2024 il programma risulta utilizzato per €15,3 miliardi. Standard & Poor’s assegna ad Eni il rating A- con outlook Negativo per il debito a lungo termine e A-2 per il debito a breve; Moody’s assegna ad Eni il rating Baa1 con outlook Stabile per il debi- to 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 prettamente endogene e di mercato, al rating sovrano dell’I- talia. A tale proposito, sulla base delle metodologie utilizzate dalle agenzie di rating, un downgrade del rating sovrano italia- no può ripercuotersi sul rating delle società emittenti italiane, tra cui Eni. Nel corso del 2024 S&P ha rivisto l’outlook di Eni da Stabile a Negativo. Nel corso del 2024 Eni ha ampliato il proprio programma di Euro Commercial Paper da €4 a €6 mi- liardi. Al 31 dicembre 2024 il valore complessivo delle linee di credito committed disponibili è pari a €9 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) 2025 2026 2027 2028 2029 Oltre Totale 31.12.2024 Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve 2.581 2.366 2.429 5.517 2.019 8.908 23.820 Passività finanziarie a breve termine 23.717 23.717 Passività per beni in leasing 375 257 182 169 112 735 1.830 Passività per strumenti finanziari derivati 2.625 132 12 43 55 2.867 29.298 2.755 2.623 5.729 2.131 9.698 52.234 Interessi su debiti finanziari 741 675 632 551 369 2.785 5.753 Interessi su passività per beni in leasing 78 66 58 49 42 175 468 819 741 690 600 411 2.960 6.221 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 86 73 61 53 48 223 544 759 706 595 512 429 1.010 4.011 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 466 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. (7) I pagamenti relativi ai benefici per i dipendenti sono indicati alla nota n. 22 - Fondi per benefici ai dipendenti. Anni di scadenza (€ milioni) 2025 2026 2027 2028 2029 Oltre Totale Costi di abbandono e ripristino siti (a) 217 163 152 135 204 3.430 4.301 Costi relativi a fondi ambientali 303 171 111 88 118 252 1.043 Impegni di acquisto (b) 21.349 20.930 16.666 15.024 12.551 66.919 153.439 \- Gas Take-or-pay 20.456 20.229 16.157 14.559 12.307 66.552 150.260 Ship-or-pay 893 701 509 465 244 367 3.179 Altri impegni, di cui: 11 7 20 38 Memorandum di intenti Val d'Agri 11 7 18 Altri 20 20 Totale 21.880 21.271 16.929 15.247 12.873 70.621 158.821 (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. Nella tavola che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e altri debiti: Anni di scadenza (€ milioni) 2025 2026-2029 Oltre Totale 31.12.2024 Debiti commerciali 7.011 7.011 Altri debiti e anticipi 787 8 12 807 7.798 8 12 7.818 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 PAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI OBBLIGAZIONI CONTRATTUALI 7 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 467 Anni di scadenza (€ milioni) 2025 2026 2027 2028 Oltre Totale Impegni per progetti committed 463 348 189 164 84 1.248 IMPEGNI PER INVESTIMENTI Nel prossimo quadriennio Eni SpA (comprensiva della joint opera- tion) prevede di effettuare un programma di investimenti tecnici di circa €2,2 miliardi. Nella tabella che segue sono rappresentati con riferimento alla data di bilancio gli investimenti relativi ai progetti committed di maggiori dimensioni. Un progetto è considerato com- mitted 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. 2024 2023 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) (412) 88 (79) 472 \- Strumenti finanziari derivati di copertura CFH (b) (834) 7 (2.185) 1.019 191 (217) \- Strumenti finanziari derivati di copertura FVH (c) 42 42 \- Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (c) 6.256 366 6.280 263 Partecipazioni valutate al fair value: \- Partecipazioni minoritarie 11 (1) 12 2 Crediti e debiti e altre attività/passività valutate al costo ammortizzato \- Crediti commerciali e altri crediti (d) 9.738 39 8.494 73 \- Crediti finanziari (c) 21.908 2.643 21.820 598 \- Debiti commerciali e altri debiti (e) (7.798) (117) (7.836) 93 \- Debiti finanziari (c) (47.770) (3.132) (47.331) (978) (a) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli “Altri proventi (oneri) operativi” per €199 milioni di oneri (proventi per €514 milioni nel 2023) e nei “Proventi (oneri) finanziari” per €287 milioni di proventi (oneri per €42 milioni nel 2023). (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” e negli” Acquisti, prestazioni e costi diversi”, proventi per €1.072 milioni (proventi per €2.138 milioni nel 2023). (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 €19 milioni di proventi (proventi per €112 milioni nel 2023) e nei “Proventi (oneri) finanziari” per le differenze di cambio da allineamento al cambio di fine esercizio per €20 milioni di proventi (oneri per €39 milioni nel 2023). (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: ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 468 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; CONTENZIOSI Eni è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni legali 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 de- termineranno effetti negativi rilevanti sul bilancio di esercizio. Per una sintesi dei procedimenti più significativi riguardanti Eni SpA si REGOLAMENTAZIONE IN MATERIA AMBIENTALE Si rinvia al paragrafo “Garanzie, impegni e rischi \- Regolamentazione in materia ambientale” delle Note al bilancio consolidato. Con rife- rimento agli Schemi Emissions Trading in UE e UK (EU ETS e UK ETS), nell’esercizio 2024, a fronte di 3,5 milioni di tonnellate di anidri- b) Livello 2: valutazioni effettuate sulla base di input, differenti dai prezzi quotati di cui al punto precedente, che, per le attività/ passività 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 2024 di Eni SpA sono classificate: rinvia al paragrafo “Garanzie, impegni e rischi \- Contenziosi” delle Note al bilancio consolidato. Per tali contenziosi, come indicato nel- le 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. de carbonica emessa in atmosfera, sono stati assegnati 2,2 milioni di permessi di emissione. Il deficit risultante (1,3 milioni di permessi di emissione) è stato interamente compensato mediante acquisto di permessi di emissione sul mercato, con consegna nel 2025. 2024 2023 (€ 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 5.628 628 4.603 1.677 Strumenti finanziari derivati non di copertura 1.475 2 1 3.919 2 Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 43 1.046 Attività non correnti: Partecipazioni minoritarie 11 12 Strumenti finanziari derivati non di copertura 101 302 Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 14 Strumenti finanziari derivati di copertura fair value hedge 42 Passività correnti: Strumenti finanziari derivati non di copertura 1 1.828 7 3.970 Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 796 30 Passività non correnti: Strumenti finanziari derivati non di copertura 161 326 Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 81 11 Nel corso dell’esercizio 2024 non vi sono stati trasferimenti significativi tra i diversi livelli della gerarchia del fair value. INFORMAZIONI SULLE VALUTAZIONI AL FAIR VALUE RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 469 (€ milioni) 2024 2023 Ricavi delle vendite e delle prestazioni Prodotti petroliferi 14.728 16.830 Gas naturale 11.639 15.713 Energia elettrica e utility 3.569 4.167 GNL 1.858 3.209 Greggi 1.528 1.143 Gestione sviluppo sistemi informatici 171 187 Vettoriamento gas su tratte estere 48 50 Altre vendite e prestazioni 1.486 1.489 35.027 42.788 Variazioni dei lavori in corso su ordinazione (1) 2 35.026 42.790 (€ milioni) 2024 2023 Ricavi rilevati a fronte di anticipi e altre passività con la clientela esisitenti all'inizio dell'esercizio (a) 76 600 Ricavi rilevati a fronte di performance obligation soddisfatte o parzialmente soddisfatte in esercizi precedenti 7 1.086 83 1.686 (a) Per ulteriori informazioni si rinvia alla nota n. 10 - Altre attività e passività. (€ milioni) 2024 2023 Accise su prodotti petroliferi (7.793) (7.870) Vendite a gestori di stazioni di servizio per consegne fatturate a titolari di carte di credito e carte prepagate 3 Vendite in conto permuta di prodotti petroliferi, escluse le accise (281) (282) Prestazioni fatturate a partner per attività in joint venture (240) (212) Ricavi operativi relativi a permute greggi (40) (136) (8.354) (8.497) (€ milioni) 2024 2023 Proventi per attività in joint venture 51 46 Penalità contrattuali e altri proventi commerciali 32 3 Locazioni, affitti e noleggi 22 36 Plusvalenze da cessioni 7 9 Altri proventi 457 338 569 432 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 includono: (i) i proventi relativi alla gestione dei diritti di emissione e certificati di immissione in consumo di biocarbu- ranti (€217 milioni); (ii) il corrispettivo riconosciuto da Terna in relazione al meccanismo di Capacity Market (€120 milioni). Gli altri ricavi e proventi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate. ALTRI RICAVI E PROVENTI ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 470 (€ milioni) 2024 2023 Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci 28.303 32.130 Costi per servizi 4.257 4.619 Costi per godimento di beni di terzi 330 290 Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri 510 728 Variazioni rimanenze 193 1.722 Altri oneri 687 507 34.280 39.996 (€ milioni) 2024 2023 Gas naturale 13.106 15.219 Materie prime, sussidiarie 9.086 11.123 Prodotti 4.851 4.626 Semilavorati 944 675 Materiali e materie di consumo 470 670 a dedurre: \- costi per acquisti capitalizzati (138) (173) \- ricavi recuperi da partner quota costi acquisto per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci (16) (10) 28.303 32.130 (€ milioni) 2024 2023 Trasporto e distribuzione di gas naturale 957 1.252 Tolling fee per la produzione di energia elettrica 870 972 Progettazione e direzione lavori 456 349 Manutenzioni 396 372 Costruzioni, rilievi geologici e geofisici e perforazioni 360 320 Consulenze e prestazioni professionali 318 253 Sviluppo, gestione infrastrutture e applicativi ICT 291 320 Trasporti e movimentazioni 192 206 Trasporto e distribuzione di energia elettrica 109 93 Viaggi, missioni e altri 98 100 Servizi di modulazione e stoccaggio 96 119 Postali, telefoniche e ponti radio 88 95 Pubblicità, promozione e attività di comunicazione 69 75 Costi di vendita diversi 51 29 Altri 651 688 5.002 5.243 a dedurre: \- costi per servizi capitalizzati (536) (432) \- ricavi recuperi da partner quota costi per servizi (209) (192) 4.257 4.619 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: RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 471 (€ milioni) 2024 2023 Salari e stipendi 845 831 Oneri sociali 233 230 Oneri per benefici ai dipendenti 104 163 Costi personale in comando 31 27 Altri costi 67 55 1.280 1.306 a dedurre: \- proventi relativi al personale (107) (94) \- incrementi di immobilizzazioni per lavori interni (37) (40) \- ricavi recuperi da partner quota costo lavoro (6) (6) 1.130 1.166 2024 2023 Dirigenti 502 509 Quadri 3.756 3.739 Impiegati 4.977 4.860 Operai 905 926 10.140 10.034 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 €91 milioni. I costi per godimento beni di terzi di €330 milioni comprendono royalties su prodotti petroliferi estratti per €102 milioni (€89 milioni nel 2023). Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto dei rilasci per esube- ranza ammontano a €510 milioni e riguardano per €358 milioni l’accantona- mento netto al fondo rischi ambientali. Le informazioni relative ai fondi rischi e oneri sono indicate alla nota n. 21 - Fondi per rischi e oneri, cui si rinvia. Gli altri oneri di €687 milioni includono essenzialmente: (i) gli oneri relativi alla gestione dei diritti di emissione e dei certificati di immis- sione in consumo di biocarburanti (€350 milioni); (ii) le imposte in- dirette e tasse (€134 milioni); (iii) Certificati forestry (€47 milioni); (iv) gli oneri addebitati dal GSE \- Gestore Servizi Energetici relativi a diffe- renziali zonali, gli oneri per transazioni effettuate sulla borsa elettrica e gli altri oneri di gestione delle attività connesse con la commercia- lizzazione dell’energia elettrica (€36 milioni). Le informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 12 - Dirit- to di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing. 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 472 PIANI DI INCENTIVAZIONE DEI DIRIGENTI CON AZIONI ENI Di seguito sono indicati i principali termini dei piani di incentiva- zione dei dirigenti con azioni Eni le cui assegnazioni sono in esse- re alla chiusura dell’esercizio 2024. L’Assemblea nelle sedute del 13 maggio 2020 e del 10 maggio 2023 ha approvato rispettivamente i Piani di Incentivazione di Lungo Ter mine 2020-2022 e 2023-2025, che prevedono l’attribu- zione 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. I Piani di Incentivazione di Lungo Termine prevedono tre attribuzioni di azioni ordinarie ciascuno (rispetti- vamente negli anni 2020, 2021 e 2022 e negli anni 2023, 2024, 2025) e sono destinati all’Ammini stratore Delegato di Eni e ai di- rigenti di Eni e delle sue società con trollate rientranti nell’ambito delle “risorse manageriali critiche per il business”, individuate tra coloro che occupano le posizioni più diret tamente responsabili dei risultati aziendali o che sono di interesse strategico, compresi i dirigenti con responsabilità strategiche. I Piani prevedono l’asse- gnazione ai beneficiari di azioni Eni a titolo gratui to al termine di un periodo di vesting triennale a condizione che gli stessi siano rimasti in servizio. Coerentemente alla natura sostan ziale di retri- buzione, ai sensi delle disposizioni dei principi contabili interna- zionali, 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. Le caratteristiche di vesting dei Piani di remunerazione basati su azioni sono simili e sono collegate al raggiungimento degli obiet- tivi prefissati dalla Società in termini di risultati finanziari, apprez- zamento delle azioni come benchmark rispetto a un gruppo di competitors di Eni (“Peer Group”) e determinati KPI di sostenibilità ambientale e riduzio ne delle emissioni, in una percentuale rispetti- vamente del 40%, 25% e 35%, per il più recente piano di remunera- zione azionaria. In passato, il vesting delle azioni includeva anche determinati obiettivi industriali. In base all’andamento dei parametri di performance sopra indi- cati, il numero di azioni assegnabili a titolo gratuito dopo tre anni dall’attri buzione potrà essere compreso tra lo 0% e il 180% del numero delle azioni attribuite inizialmente. Il 50% delle azioni che saranno effetti vamente assegnate a ciascun beneficiario in servi- zio sarà sottopo sto ad una clausola di lock-up che ne impedisce il trasferimento per: (i) 1 anno dalla data di assegnazione per il Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2020-2022; (ii) 2 anni dalla data di assegnazione per il Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2023-2025. Alla grant date sono state attribuite complessivamente da parte di Eni: (i) nel 2024, n. 1.889.808 azioni; il fair value medio ponde- rato di tali azioni alla medesima data è pari a €9,39 per azione; (ii) 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; (iii) nel 2022, n. 2.069.685 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla medesima data è pari a €9,20 per azione. La determinazione del fair value è stata operata adottando appro- priate tecniche di valutazione avuto riguardo ai differenti para- metri 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 (€14,428 e €13,416 a seconda della grant date per l’at tribuzione 2024; €15,482 e €15,068 a seconda della grant date per l’attribuzione 2023; €12,918 e €14,324 a seconda della grant date per l’attribuzione 2022), ridotto dei dividendi at- tesi nel vesting period (la cui incidenza media annuale rispetto al valore del titolo Eni alla data di attribuzione risulta pari a 7,3% e 7,9% per l’attribuzione 2024, 6,6% e 6,8% per l’attribuzione 2023, 6,8% e 6,1% per l’attribuzione 2022), considerando la volatilità del titolo (23,7% e 21,8% per l’attribuzione 2024; 28,2% e 28,4% per l’attribuzione 2023; 30% e 31% per l’attribuzione 2022), le previ- sioni relative all’andamento dei parametri di performance, nonché il minor valore attribuibile alle azioni caratterizzate dal vincolo di cedibilità al termine del vesting period (c.d. lock-up period). I costi relativi ai Piani di Incentivazione di Lungo Termine, rilevati come componente del costo lavoro in quanto afferenti a dipen- denti della società, ammontano a €17,8 milioni (€15,1 milioni nel 2023) con contropartita alle riserve di patrimonio netto. PIANO AZIONARIATO DIFFUSO L’Assemblea degli Azionisti nella seduta del 15 maggio 2024 ha approvato il Piano di Azionariato Diffuso con la finalità di raffor- zare il senso di appartenenza all’azienda del personale Eni e pro- muovere la partecipazione alla crescita del valore aziendale, in linea con gli interessi degli azionisti. Il Piano prevede tre assegna- zioni annuali nel periodo 2024-2026 destinate ai dipendenti di Eni e delle sue società controllate. Per l’anno 2024, si è proceduto all’assegnazione di azioni gratuite da parte di Eni ai dipendenti a ruolo in Italia (circa 22 mila) che non potranno essere trasferite e/o cedute dai dipendenti per 3 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 473 (€ milioni) 2024 2023 Salari e stipendi 33 30 Benefici successivi al rapporto di lavoro 3 3 Altri benefici a lungo termine 20 17 56 50 (€ milioni) 2024 2023 Proventi (oneri) finanziari: Proventi finanziari 5.768 4.344 Oneri finanziari (6.533) (4.830) Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 366 263 (399) (223) Strumenti finanziari derivati 287 (42) (112) (265) 29 Proventi (oneri) finanziari anni dalla data di assegnazione (periodo di lock-up). In caso di di- missioni o licenziamento disciplinare durante il periodo di lock-up, è previsto il pagamento di una penale pari al controvalore moneta- rio delle azioni gratuite alla data di assegnazione. Alla grant date (27 novembre 2024) sono state attribuite comples- sivamente da parte di Eni nel 2024 n. 3.102.700 azioni. Coerentemente alla natura sostanziale di retribuzione, ai sensi delle disposizioni dei principi contabili internazionali, il costo del piano è determinato con riferimento al fair value delle azioni alla data di assegnazione. La rilevazione del costo avverrà pro-rata temporis lungo il triennio di riferimento. I costi relativi al Piano di Azionariato Diffuso, rilevati come com- ponente del costo lavoro in contropartita alle riserve di patrimonio netto, ammontano a €0,6 milioni. COMPENSI SPETTANTI AL KEY MANAGEMENT PERSONNEL I compensi spettanti a soggetti che hanno il potere e la responsabi- lità della pianificazione, direzione e controllo della Società e quindi gli amministratori esecutivi e non, i Dirigenti con responsabilità stra- tegiche (c.d. key management personnel) in carica nel corso dell’e- sercizio ammontano per il 2024 e il 2023 (inclusi i contributi e gli oneri accessori) rispettivamente a €56 milioni e a €50 milioni, e si analizzano come segue: I compensi spettanti agli amministratori ammontano a €12,9 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 svolgimento della funzione che abbiano costituito un costo per la So- cietà, anche se non soggetti all’imposta sul reddito delle persone fisiche. COMPENSI SPETTANTI AGLI AMMINISTRATORI E SINDACI ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 474 (€ milioni) 2024 2023 Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto: Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari (768) (517) Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori (1.389) (784) Interessi passivi su passività per beni in leasing (87) (90) Interessi attivi su depositi e c/c 179 265 Proventi (oneri) su attività finanziarie destinate al trading 345 229 Proventi (oneri) netti su altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 21 34 Interessi e altri proventi su crediti finanziari non strumentali all'attività operativa (b) 1.540 210 Commissioni mancato utilizzo linee di credito (12) (11) (171) (664) Differenze attive (passive) di cambio: Differenze attive di cambio 3.977 3.355 Differenze passive di cambio (4.134) (3.322) (157) 33 Altri proventi (oneri) finanziari: Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (a) (49) (79) Interessi e altri proventi su crediti finanziari strumentali all'attività operativa 471 Commissioni per servizi finanziari 30 28 Oneri correlati ad operazioni di factoring (32) (24) Interessi su crediti d'imposta 1 Altri proventi 19 8 Altri oneri (77) (23) (109) 382 Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale 38 26 (399) (223) (a) La voce riguarda l’incremento dei fondi rischi ed oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio. (b) Dal 1° gennaio 2024, gli interessi su finanziamenti a lungo termine concessi alle partecipate, caratterizzati da durata e interessi espliciti, sono stati riclassificati come interessi su crediti finanziari non strumentali all’attività operativa. Gli strumenti finanziari derivati, positivi di €287 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. (€ milioni) 2024 2023 Dividendi 6.931 3.691 Plusvalenze nette da vendite 373 Altri proventi 587 432 Totale proventi 7.518 4.496 Svalutazioni e altri oneri (1.351) (2.214) 6.167 2.282 30 Proventi (oneri) su partecipazioni I proventi (oneri) su partecipazioni si analizzano come segue: I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue: RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 475 (€ milioni) 2024 2023 Dividendi Eni International BV 5.669 3.190 Eni Investments Plc 385 Export LNG Ltd 275 Enilive SpA 127 Eni Insurance DAC 100 81 SeaCorridor Srl 95 95 Eni Global Energy Markets SpA 91 Ecofuel SpA 60 77 Eni Plenitude SpA Società Benefit 50 EniPower SpA 40 32 Eni Trade & Biofuels SpA 25 Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA 7 10 Norpipe Terminal HoldCo Ltd 3 4 Eni Industrial Evolution SpA (ex Eni West Africa SpA) 2 Eni International Resources Ltd 1 1 Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 107 Floaters SpA 68 Eni Finance International SA 26 Altre 1 6.931 3.691 Plusvalenze nette da vendite SeaCorridor Srl 372 Servizio Fondo Bombole Metano SpA 1 373 Altri proventi Ripresa di valore Saipem SpA 539 213 Ripresa di valore Eni Plenitude SpA Società Benefit 11 Ripresa di valore LNG Shipping SpA 9 8 Ripresa di valore Eni España Comercializadora de Gas SAU 8 Eni Trading & Shipping SpA - in liquidazione 6 Earn out cessione SeaCorridor Srl 202 Liquidazione Serfactoring SpA 8 Altri proventi 14 1 587 432 Totale proventi 7.518 4.496 I proventi su partecipazioni si analizzano come segue: ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 476 (€ milioni) 2024 2023 Svalutazioni Versalis SpA 603 1.072 Eni Petroleum Co Inc 399 706 Export LNG Ltd 240 36 Eni Mozambico SpA 52 60 Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 36 115 Agenzia Giornalistica Italia SpA 3 5 EniProgetti SpA 2 Eni Industrial Evolution SpA (ex Eni West Africa SpA) 2 1 Eni Timor Leste SpA 2 1 Eni Rewind SpA 199 Floaters SpA 6 Eni España Comercializadora de Gas SAU 2 Eni Natural Energies SpA 2 Società Petrolifera Italiana SpA 1 Altre minori 8 1.339 2.214 Altri oneri Oneri per cessione SeaCorridor Srl 12 12 Totale oneri 1.351 2.214 (€ milioni) 2024 2023 IRES 659 228 IRAP 1 (99) Altre imposte correnti 86 Totale imposte correnti 660 215 Imposte differite 77 (57) Imposte anticipate (a) 743 (455) Totale imposte differite e anticipate 820 (512) Totale imposte estere (59) (27) Totale imposte sul reddito di Eni SpA 1.421 (324) Imposte anticipate (differite) relative alla joint operation (1) Totale imposte sul reddito joint operation (1) 1.421 (325) (a) Per il commento alle imposte anticipate 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: RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 477 Le imposte Ires, positive per €659 milioni, comprendono gli effetti dell’u- tilizzo di riserve di capitale in sospensione di imposta liberate in osser- vanza delle disposizioni dell’art. 2445 del Codice civile che comporta, tra l’altro, il riconoscimento del credito di imposta relativa alla restituzione dell’imposta sostitutiva assolta in sede di costituzione della riserva. L’ultimo esercizio definito con gli uffici fiscali è quello chiuso al 31 di - cembre 2018\. 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 2018 possono essere notificati fino al 26 marzo 2025. L’analisi della differenza tra le imposte teoriche e le imposte effettive di Eni SpA, inclusiva delle joint operation, è di seguito analizzata: 2024 2023 (€ milioni) Incidenza % Incidenza % Utile prima delle imposte 4.998 3.597 Imposte teoriche 1.200 24,00% 863 24,00% Variazioni in aumento (diminuzione): \- dividendi esclusi da tassazione (1.518) -30,37% (844) -23,46% \- valutazione anticipate Ires (1.256) -25,13% (273) -7,59% \- cessioni pex (127) -3,53% \- valutazione partecipazioni 108 2,16% 479 13,32% \- perdite fiscali società consolidate 72 1,44% (54) -1,50% \- Irap corrente (1) -0,02% 99 2,75% \- Imposte anticipate e differite Irap (17) -0,34% 228 6,34% \- imposte estere 59 1,18% 27 0,75% \- altre variazioni (68) -1,35% (73) -2,03% Totale imposte sul reddito (1.421) -28,43% 325 9,04% 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’impie- go 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 e al Fondo Inte- grativo Sanitario dei Dirigenti delle Aziende del Gruppo Eni \- FISDE. In particolare, nel corso del 2024 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’assisten- za, della sanità, dell’educazione, della cultura e dell’ambiente, non- ché della ricerca scientifica e tecnologica (€2 milioni); (ii) Fondazio- ne 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 (€4 milio- ni); (iii) fondo pensione dirigenti (€22 milioni); (iv) Fondo Integrativo Sanitario dei Dirigenti delle Aziende del Gruppo Eni (€4 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: ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 478 ESERCIZIO 2024 31.12.2024 2024 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 2 15.151 8 Agip Karachaganak BV 3 3.325 10 Bioraffineria di Gela SpA 9 9 132 59 14 Ecofuel Spa 12 34 57 2 284 Eni Abu Dhabi BV 3 3 52.918 21 2 Eni Abu Dhabi Refining & Trading BV 3.849 Eni Arguni I Ltd 54 Eni Congo SAU 97 23 91 110 Eni Cote d'Ivoire Ltd 32 1 576 55 Eni España Comercializadora de Gas SAU 65 2 1 30 862 116 (6) Eni Gas & Power France SA 108 1 43 96 254 567 (66) Eni Global Energy Markets SpA 1.518 1.449 996 2.183 2.627 3.420 1.970 (1.080) Eni Indonesia Ltd 35 5 7 74 242 Eni International BV 5 193 17 Eni Lasmo PLC 622 Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 38 89 70 98 260 Eni México S. de RL de CV 29 165 50 Eni Muara Bakau BV 11 17 16 164 Eni North Africa BV 16 2 25 45 50 Eni Petroleum US LLC 460 Eni Plenitude Iberia SLU 85 Eni Plenitude Renewables Spain SLU 68 Eni Plenitude SpA Società Benefit 574 7 327 353 746 2.683 (149) Eni Rewind SpA 31 200 1.013 56 422 Eni Timor 22-23 BV 55 Eni Trade & Biofuels SpA 126 1.120 1 4.008 1.460 10.670 5 Eni Trading & Shipping Inc 1 50 976 1 766 Eni UK Ltd 13 3 811 38 4 Eni ULX Ltd 296 Eni US Operating Co. Inc. 134 1 Eni USA Gas Marketing LLC 1.351 Enilive Deutschland GmbH 140 10 1.476 Enilive France Sarl 1 54 7 Enilive SpA 1.245 166 2 1.123 9.729 1.677 Enilive Suisse SA 8 155 Enimoov SpA 634 3 39 2.358 2 EniPower Mantova SpA 1 114 6 1 134 EniPower SpA 31 415 6 18 506 EniProgetti SpA 15 78 11 25 173 EniServizi SpA 12 43 9 43 156 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 479 31.12.2024 2024 Denominazione (€ milioni) Crediti e altre attività Debiti e altre passività Derivati attivi Derivati passivi Garanzie Ricavi (a) Costi (b) Altri proventi (oneri) operativi Gruppo Neptune 4 12 19 4 174 Ieoc Production BV 20 6 60 LNG Shipping SpA 14 10 184 10 137 Versalis France SAS 1 2 96 Versalis SpA 121 23 130 608 77 Altre* 174 117 2 22 527 359 204 5.148 3.996 1.371 2.658 92.278 24.487 18.314 (1.296) Imprese collegate e joint venture Azule Energy Angola BV 7 76 14 Azule Energy Angola SpA 16 3.267 64 Damietta LNG (DLNG) SAE 28 3 74 North Sea Wind Ltd 177 Saipem SpA 1 35 9 3 122 Società EniPower Ferrara Srl 84 15 1 135 Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA 12 491 16 14 Trans Tunisian Pipeline Company SpA 61 27 248 Vår Energi ASA 11 70 248 14 697 Altre* 57 8 5 58 27 165 743 3.797 173 1.317 Imprese controllate dallo Stato Gruppo Snam 193 436 196 1.340 Gruppo Terna 66 29 295 146 10 GSE - Gestore Servizi Energetici 96 43 1.183 681 Altre* 6 7 13 32 361 515 1.687 2.199 10 Fondi pensione, fondazioni e altri soggetti correlati 3 1 32 5.674 5.257 1.371 2.658 96.075 26.348 21.862 (1.286) (a) I ricavi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché includono 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. (*) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 480 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 Bioraffineria di Gela SpA (ex Raffineria di Gela SpA) 16 8 152 67 10 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 Ltd 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 Ltd 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 Ltd 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 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 481 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 EniServizi SpA 10 21 9 40 134 Ieoc Production BV 28 10 74 LNG Shipping SpA 12 13 186 3 169 Versalis France SAS 3 95 Versalis SpA 123 243 1 121 598 77 Altre* 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* 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* 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 includono 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. (*) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 482 I rapporti più significativi con le imprese controllate, collegate e joint venture riguardano: • l’acquisto di greggio da Eni Trade & Biofuels SpA, Eni Trading & Shipping Inc. e da Eni Mediterranea Idrocarburi SpA sulla base dei corrispettivi legati alle quotazioni dei greggi di riferimento sui mercati internazionali riconosciuti e l’acquisto di prodotti da Enilive SpA; • la fornitura di prodotti petroliferi a società italiane controllate (tra le principali Enilive SpA, Enimoov SpA, Eni Mediterranea Idrocar- buri SpA, Eni Trade & Biofuels SpA), nonché di greggi a Enilive Deutschland GmbH e prodotti petroliferi a controllate estere (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 cessione dei diritti di emissione della CO 2 ad Eni Global Energy Markets SpA; • 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, Gruppo Neptune, Eni Global Energy Markets SpA, Eni Indonesia Ltd, 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 Cote d’Ivo- ire Ltd, Eni México S. De R.L. 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 - SOM SpA per il potenziamento delle infrastrutture del sistema di trasporto del greggio 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 DAC). In particolare, i rapporti con EniServizi SpA che svolge servizi generali quali la gestione di immobili, la ri- storazione, la guardiania, l’approvvigionamento dei beni non strate- gici e la gestione di magazzini. In considerazione dell’attività svolta e della natura della correlazione (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, amministrativo, 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 Plenitu- de 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 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; • 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. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 483 ESERCIZIO 2024 31.12.2024 2024 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 2 80 1 20 Agip Energy & Natural Resources (Nigeria) Ltd 195 182 6 4 Agip Karachaganak BV 1 121 1 8 Banque Eni SA 257 4 11 1 Bioraffineria di Gela SpA 116 4 Eni Abu Dhabi BV 1.068 275 64 15 Eni Algeria Production BV 55 2 Eni Canada Holding Ltd 61 3 Eni Congo SAU 3.722 427 239 Eni Cote d'Ivoire Ltd 2.824 2 981 144 4 Eni G&P Trading BV 304 2 3 Eni Ganal Deepwater Ltd 72 Eni Ghana Exploration and Production Ltd 235 7 5 Eni Global Energy Markets SpA 494 3 147 173 161 1 Eni In Amenas Ltd 183 7 Eni In Salah Ltd 224 9 Eni Insurance Designated Activity Co 70 10 Eni International BV 3.638 115 3 250 Eni International NA NV Sarl 68 7 Eni Investments Plc 855 86 Eni Iraq BV 235 3 Eni JPDA 03-13 Ltd 88 5 Eni Kenya BV 118 242 3 Eni Lasmo PLC 1.153 28 Eni Marine Services SpA 83 2 Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 628 175 21 3 Eni México S. de RL de CV 2.127 43 19 144 Eni Mozambique LNG Holding BV 58 3 Eni North Africa BV 135 1 6 (4) Eni Oman BV 53 2 Eni Petroleum Co Inc 631 27 13 Eni Plenitude Renewables Italy SpA 65 2 Eni Plenitude SpA Società Benefit 2.116 1 57 2 39 Eni Rewind SpA 1.878 3 69 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: ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 484 31.12.2024 2024 Denominazione (€ milioni) Crediti e disponibilità liquide e equivalenti Debiti Garanzie Proventi finanziari Oneri finanziari Derivati Proventi (oneri) su partecipazioni Eni Trade & Biofuels SpA 1.267 2.101 1.196 181 126 Eni Trading & Shipping Inc 148 72 4 1 Eni Transporte y Suministro Mexico S. de RL de CV 95 3 1 Eni Turkmenistan Ltd 89 12 Eni UK Ltd 630 1 16 3 Eni Venezuela BV 533 39 52 4 Enilive Deutschland GmbH 435 28 Enilive SpA 402 594 61 50 6 Enilive US Inc 129 6 Enimoov SpA 458 3 28 EniPower Mantova SpA 149 7 EniPower SpA 982 56 EniProgetti SpA 100 38 2 3 2 Finproject SpA 70 8 Floaters SpA 1.611 4.457 40 22 (33) Gruppo Neptune 183 2.319 9 51 (1) Ieoc Production BV 60 3 14 LNG Shipping SpA 298 13 1 Nigerian Agip Exploration Ltd 105 360 7 14 Novamont SpA 240 2 5 Versalis France SAS 272 1 6 (7) Versalis SpA 1.982 1 55 57 2 (2) Altre* 602 783 59 87 99 19.886 21.726 7.948 1.440 1.271 6 Imprese collegate e joint venture Mozambique Rovuma Venture SpA 1.769 132 3 Pengerang Biorefinery Sdn Bhd 60 Altre * 1 71 1 3 10 1.830 71 1 135 13 Imprese controllate dallo Stato Altre* 4 1 1 4 1 1 21.716 21.801 7.949 1.576 1.285 6 (*) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 485 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 Bioraffineria di Gela SpA (ex Raffineria di Gela SpA) 78 3 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 NA NV 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 Plenitude Renewables Italy SpA (ex 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 ESERCIZIO 2023 ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 486 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 Mexico 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 Versalis France SAS 220 37 2 3 Versalis SpA 2.041 1 40 46 1 Altre* 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* 17 47 1 2 1 1.356 47 1 103 2 Imprese controllate dallo Stato Gruppo Snam 545 Altre* 1 1 1 1 1 546 21.862 22.620 3.945 713 749 39 546 (*) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 487 31.12.2024 31.12.2023 (€ milioni) Totale Entità correlate Incidenza % Totale Entità correlate Incidenza % Disponibilità liquide ed equivalenti 5.142 57 1,11 7.119 163 2,29 Altre attività finanziarie correnti 6.041 6.037 99,93 6.212 6.139 98,82 Crediti commerciali e altri crediti 9.738 5.484 56,32 8.494 6.310 74,29 Altre attività correnti 1.825 1.366 74,85 5.227 4.898 93,71 Altre attività finanziarie non correnti 15.867 15.623 98,46 15.608 15.560 99,69 Altre attività non correnti 435 194 44,60 654 437 66,82 Passività finanziarie a breve termine 23.717 20.662 87,12 23.758 21.377 89,98 Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine 2.968 \- n.s. 2.529 \- n.s. Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine 378 190 50,26 290 139 47,93 Debiti commerciali e altri debiti 7.798 4.732 60,68 7.836 5.149 65,71 Altre passività correnti 3.822 2.563 67,06 5.375 3.857 71,76 Passività finanziarie a lungo termine 21.085 3 0,01 21.044 3 0,01 Passività per beni in leasing a lungo termine 1.455 946 65,02 1.606 1.101 68,56 Altre passività non correnti 1.111 620 55,81 1.194 700 58,63 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: 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. Per l’illustrazione delle principali garanzie con parti correlate si rinvia alla nota n. 26 - Garanzie, Impegni e rischi. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 488 2024 2023 (€ milioni) Totale Entità correlate Incidenza % Totale Entità correlate Incidenza % Ricavi della gestione caratteristica 35.026 25.353 72,38 42.790 29.312 68,50 Altri ricavi e proventi 569 449 78,91 432 234 54,17 Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi 34.280 21.267 62,04 39.996 22.803 57,01 Altri proventi (oneri) operativi (192) (1.286) n.s. 705 2.731 n.s. Proventi finanziari 5.768 1.576 27,32 4.344 713 16,41 Oneri finanziari 6.533 1.285 19,67 4.830 749 15,51 Strumenti finanziari derivati 287 6 2,09 (42) 39 n.s. Proventi (oneri) su partecipazioni 6.167 \- n.s. 2.282 546 23,93 (€ milioni) 2024 2023 Ricavi e proventi 25.915 29.679 Costi e oneri (21.323) (22.851) Altri proventi (oneri) operativi (1.286) 2.731 Variazione crediti e debiti commerciali e diversi 2.603 654 Interessi 250 (112) Flusso di cassa netto da attività operativa 6.159 10.101 Investimenti in attività materiali e immateriali (100) (51) Disinvestimenti in partecipazioni 420 Variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento 3 124 Variazione crediti finanziari 372 (16.198) Flusso di cassa netto da attività di investimento 275 (15.705) Variazione debiti finanziari e passività per beni in leasing (855) 9.109 Flusso di cassa netto da attività di finanziamento (855) 9.109 Totale flussi finanziari verso entità correlate 5.579 3.505 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: RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 489 Ai sensi dell’art. 1, comma 125-bis, della Legge n. 124/2017 e successi- ve modificazioni, di seguito sono indicate le informazioni in merito alle erogazioni ricevute da parte di entità ed enti pubblici italiani, ad esclusio- ne 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 in- direttamente, 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 incenti- vo/sovvenzione ricevute in applicazione di un regime generale 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 formazione continua da parte di fondi interprofessionali costituiti nella forma giuridica di associazione; (v) i contributi associativi 33 Erogazioni pubbliche - informativa ex art. 1, commi 125-129, Legge n. 124/2017 per l’adesione ad associazioni 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 so- cial project connessi con le attività di investimento operate. Le erogazioni sono individuate secondo il criterio di cassa 8 . L’informativa di seguito presentata include le erogazioni di importo pari o superiore a €10 mila effettuate da un medesimo soggetto erogante nel corso del 2024, 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 indicazioni 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 essenzialmente a fondazioni, associazioni e altri enti per finalità reputazionali, di liberalità e di sostegno ad iniziative benefiche e di solidarietà: (8) 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. 2024 2023 (€ milioni) Totale Entità correlate Incidenza % Totale Entità correlate Incidenza % Flusso di cassa da attività operativa 5.407 6.159 n.s. 6.178 10.101 n.s. Flusso di cassa da attività di investimento (1.412) 275 n.s. (17.704) (15.705) 88,71 Flusso di cassa da attività di finanziamento (5.992) (855) 14,27 10.999 9.109 82,82 L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi: ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 490 34 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti Nel 2024 e 2023 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti. 35 Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali Nel 2024 e 2023 non si rilevano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali. 36 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio Il 6 marzo 2025, Eni e il fondo di private equity KKR hanno completato l’operazione di investimento da parte di KKR con l’acquisito un’interes- senza di minoranza del 25% nella controllata Eni, Enilive, con un incasso di circa €2,97 miliardi. In precedenza, a febbraio 2025, Eni e il fondo avevano definito un’operazione speculare alla prima per un ulteriore investimento del 5% di KKR in Enilive. Al perfezionamento di questa seconda transazione, il fondo avrà una partecipazione del 30%. Soggetto beneficiario Importo del vantaggio economico corrisposto (€) Fondazione Enrico Mattei (FEEM) 4.000.000 Fondazione Teatro alla Scala 3.221.088 Eni Foundation 2.391.800 Fondazione Giorgio Cini 500.000 EITI - Extractive Industries Transparency Initiative 55.107 Associazione Pionieri e Veterani Eni 53.000 Parrocchia di Santa Barbara - San Donato Milanese 50.000 FONDAZIONE COTEC - Fondazione per l'innovazione tecnologica 50.000 Amici della Terra Italia ONLUS 50.000 Aspen Institute Italia 35.000 E4IMPACT Foundation 35.000 Italiadecide 35.000 GCNI - Fondazione Global Compact Network Italia 28.200 Voluntary Principles Association (VPA) 25.038 Associazione Cilla Liguria ODV 21.000 Associazione Amici della Luiss Guido Carli 20.000 Centro Studi Americani 20.000 Harvard University 11.221 Parks Liberi e Uguali 10.000 CasAmica ODV 10.000 EROGAZIONI CONCESSE RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 491 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 2024 di Eni SpA che chiude con l’utile di 6.419.275.358,30 euro; • attribuire l’utile dell’esercizio di 6.419.275.358,30 euro alla riserva disponibile. 18 marzo 2025 per il Consiglio di Amministrazione Il Presidente del Consiglio di Amministrazione Giuseppe Zafarana ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 492 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 2024. 2\. Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio d’esercizio al 31 dicembre 2024 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 2024: 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’e- mittente, unitamente alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui è esposto. 18 marzo 2025 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 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 493 Allegati Allegati alle note del bilancio consolidato di Eni SpA al 31 dicembre 2024 496 Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2024 496 Variazioni dell’area di consolidamento verificatesi nell’esercizio 542 Corrispettivi di revisione legale dei conti e dei servizi diversi dalla revisione 546 Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2024 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 2024, 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 17 dicembre 2023 n. 209, recante le nor- me di attuazione della riforma fiscale in materia di fiscalità inter- nazionale ha modificato la disciplina di cui all’art. 167 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917. Le disposizioni in materia di imprese estere controllate, CFC, si applicano qualora i soggetti controllati non residenti integrino congiuntamente le seguenti condizioni: a) sono assoggettati a tassazione effettiva inferiore al 15 per cento (pari al rapporto tra la somma delle imposte correnti, anticipate e differite iscritte nel proprio bilancio d’esercizio e l’utile ante impo- ste dell’esercizio risultante dal predetto bilancio), e a tassazione effettiva inferiore alla metà di quella a cui sarebbero stati sog- getti qualora residenti in Italia; b) oltre un terzo dei proventi del 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 2024, le imprese di Eni SpA sono così ripartite: soggetto rientra in una o più delle seguenti categorie: interessi, canoni, dividendi, redditi da leasing finanziario, redditi da attività assicurativa e bancaria, proventi derivanti da prestazione di ser- vizi e compravendita di beni infragruppo con valore economico aggiunto scarso o nullo. Al 31 dicembre 2024 Eni controlla 3 società che beneficiano di un regime fiscale privilegiato ai sensi di questa normativa. Le suddette 3 società sono soggette ad imposizione in Italia perché incluse nel- la dichiarazione dei redditi di Eni. Nessuna società controllata che beneficia di un regime fiscale pri- vilegiato ha emesso strumenti finanziari e tutti i bilanci 2024 sono oggetto di revisione contabile. ALLEGATI ALLE NOTE DEL BILANCIO CONSOLIDATO DI ENI SPA AL 31 DICEMBRE 2024 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 98 304 402 Imprese consolidate joint operation 4 7 11 Partecipazioni di imprese consolidate (b) Valutate con il metodo del patrimonio netto 13 57 70 25 79 104 Valutate con il metodo del costo 4 3 7 2 24 26 Valutate con il metodo del fair value 4 19 23 17 60 77 27 103 130 4 19 23 Partecipazioni di imprese non consolidate Possedute da imprese controllate 3 3 Possedute da imprese a controllo congiunto 1 8 9 1 11 12 Totale 115 364 479 32 121 153 4 19 23 (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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 496 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 28,50 2,00 6,18 63,32 Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) Eni Marine Services SpA San Donato Milanese (MI) Italia EUR 100.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. 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 Italia Srl (ex Eni Energia Italia Srl) San Donato Milanese (MI) Italia EUR 50.000 Eni Natural Energies SpA 100,00 Co. Eni Natural Energies Mozambico Srl San Donato Milanese (MI) Mozambico EUR 100.000 Eni Natural Energies SpA 100,00 100,00 C.I. Eni Natural Energies SpA San Donato Milanese (MI) Italia EUR 100.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. EniProgetti SpA Venezia Marghera (VE) Italia EUR 2.064.000 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 P.N. Eni Trade & Biofuels SpA Roma Italia EUR 22.568.759 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. 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) Italia EUR 1.518.000 Eni SpA 100,00 P.N. 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. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 497 ALL’ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o 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 100.000.000 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 65.310.000 Eni CCUS H. Ltd 100,00 100,00 C.I. 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. 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 P.N. 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 36.864.768.292 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 P.N. Eni BB Petroleum Inc Dover (USA) USA USD 1.000 Eni Petroleum Co Inc 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 non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicebre 1986, n. 917. La società risulta essere fiscalmente residente nel Regno Unito. (2) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicebre 1986, n. 917; la società opera come 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 498 (*) 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 di valutazione (*) 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 255.020.000 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 2.014 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni do Brasil Investimentos em Exploração e Produção de Petróleo Ltda (in liquidazione) Rio de Janeiro (Brasile) Brasile BRL 1.597.792.240 Eni International BV Eni Oil Holdings BV 99,99 (..) Co. 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 Energy Alam El Shawish BV L'Aja (Paesi Bassi) Egitto EUR 18.000 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Arguni I BV L'Aja (Paesi Bassi) Indonesia EUR 18.000 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Ashrafi BV L'Aja (Paesi Bassi) Egitto EUR 18.000 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Australia Pty Ltd Perth (Australia) Australia USD 540.000.001 Eni En. Holding NL BV 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Bonaparte Pty Ltd Perth (Australia) Australia AUD 1 Eni En. Australia Pty Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Bondco Ltd (in liquidazione) Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 1 Eni En. Group Midco Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Brasil Participações Ltda Rio de Janeiro (Brasile) Brasile BRL 60.000.000 Eni En. Holding NL BV Eni En. E&P Hold. NL BV 99,00 1,00 100,00 C.I. Eni Energy Capital Ltd (in liquidazione) Londra (Regno Unito) Regno Unito USD 2 Eni Energy Finance Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Energy E&P Holding Netherlands BV L'Aja (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 18.200 Eni En. Holding NL BV 100,00 100,00 C.I. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 499 (*) 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 di valutazione (*) Eni Energy East Ganal BV L'Aja (Paesi Bassi) Indonesia EUR 100 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I. Eni Energy East Sepinggan BV L'Aja (Paesi Bassi) Indonesia EUR 100 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Egypt BV L'Aja (Paesi Bassi) Egitto EUR 18.000 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Exploration BV L'Aja (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 18.000 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Facilities Netherlands BV L'Aja (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 18.000 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Finance Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito USD 3 Eni Energy Group H. Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Energy France SAS Neuilly-Sur-Seine (Francia) Francia EUR 137.740 Eni En. International SAS 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Germany BV L'Aja (Paesi Bassi) Germania EUR 100 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Group Holdings Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito USD 1 Eni En. Group Midco Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Group Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito USD 0,01 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Group Midco Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito USD 1 Eni Energy Group Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Group Resourcing Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 1 Eni Energy Group H. Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Holding Netherlands BV L'Aja (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 764.342.437,50 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Hydrogen BV L'Aja (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 100 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Hydrogen Ltd (in liquidazione) Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 1 Eni Energy Group H. Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Energy International SAS Neuilly-Sur-Seine (Francia) Francia EUR 196.184,08 Eni Energy Group H. Ltd Eni Energy Finance Ltd 99,99 (..) 100,00 C.I. Eni Energy Jakarta BV L'Aja (Paesi Bassi) Indonesia EUR 18.000 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Muara Bakau BV L'Aja (Paesi Bassi) Indonesia EUR 18.000 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Netherlands Administration BV L'Aja (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 1 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I. Eni Energy Netherlands BV L'Aja (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 113.500 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I. Eni Energy North Ganal BV L'Aja (Paesi Bassi) Indonesia EUR 18.000 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I. Eni Energy North West El Amal BV L'Aja (Paesi Bassi) Egitto EUR 100 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 500 (*) 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. (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. Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) Eni Energy Participation Netherlands BV L'Aja (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 36.320 Eni Energy NL BV 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 Energy Touat Holding BV L'Aja (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 100 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I. Eni Energy West Ganal BV L'Aja (Paesi Bassi) Indonesia EUR 18.000 Eni En. E&P Hold. NL 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. 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. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 501 (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (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. (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. Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) 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 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. Eni México S. de RL de CV Città del Messico (Messico) Messico MXN 18.093.739.080,83 Eni International BV Eni Oil Holdings BV 99,90 0,10 100,00 C.I. Eni Middle East Ltd (8) Londra (Regno Unito) Emirati Arabi Uniti GBP 1 Eni ULT Ltd 100,00 100,00 C.I. 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 Natural Energies Congo SAU Pointe-Noire (Repubblica del Congo) Repubblica del Congo XOF 10.000.000 Eni Natural Energies SpA 100,00 P.N. Eni Natural Energies Côte d'Ivoire SA Abidjan (Costa d'Avorio) Costa d'Avorio XOF 10.000.000 Eni Natural Energies SpA 100,00 100,00 C.I. Eni Natural Energies Kenya EPZ Ltd Kinango (Kenya) Kenya KES 1.500.000 Eni Natural Energies SpA 100,00 P.N. Eni Natural Energies Vietnam Llc Ho Chi Minh City (Vietnam) Vietnam VND 2.425.500.000 Eni Natural Energies SpA 100,00 P.N. Eni Netherlands CCUS BV L'Aja (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 100 Eni En. E&P Hold. NL BV 100,00 100,00 C.I. 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 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 502 (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (9) 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. (10) 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 assog- gettata 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 di valutazione (*) 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 290.125.000 Eni SpA Eni International BV 60,06 39,94 100,00 C.I. Eni Petroleum US Llc Dover (USA) USA USD 1.000 Eni BB Petroleum Inc 100,00 100,00 C.I. EniProgetti Egypt Ltd Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 50.000 EniProgetti SpA Eni SpA 99,00 1,00 100,00 C.I. Eni Qatar BV Amsterdam (Paesi Bassi) Qatar EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni RAK BV (9) Amsterdam (Paesi Bassi) Emirati Arabi Uniti EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni Rapak Deepwater Ltd (10) 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. 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 (9) Amsterdam (Paesi Bassi) Emirati Arabi Uniti EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni South China Sea Ltd Sàrl Lussemburgo (Lussemburgo) Cina USD 20.000 Eni International BV 100,00 P.N. Eni Tellus CCS Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 1 Eni CCUS H. Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Timor 22-23 BV Amsterdam (Paesi Bassi) Timor Est EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. Eni TNS Ltd Aberdeen (Regno Unito) Regno Unito GBP 1.000 Eni UK Ltd 100,00 100,00 C.I. Eni Trading & Shipping Inc Dover (USA) USA USD 1.000.000 Eni Petroleum Co Inc 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. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 503 Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) 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 500.000.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I. 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 254.925.100 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. 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) Hong Kong USD 1 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. (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. (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. (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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 504 Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) 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 186.310.000 Eni CCUS H. Ltd 100,00 100,00 C.I. 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 Exploration Ltd Abuja (Nigeria) Nigeria NGN 100.000.000 Eni International BV Eni Oil Holdings BV 99,99 0,01 100,00 C.I. Production North Sea Netherlands Ltd Wilmington (USA) Paesi Bassi USD 1.000 Eni Energy NL BV 100,00 100,00 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. (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. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 505 Global Gas & LNG Portfolio IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o 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 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. GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO E POWER ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 506 Power IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o 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 44.000.000 EniPower SpA Soci Terzi 86,50 13,50 44,12 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 SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 507 Refining IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) Ecofuel SpA San Donato Milanese (MI) Italia EUR 52.000.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. Eni Industrial Evolution SpA (ex Eni West Africa SpA) Roma Italia EUR 1.000.000 Eni SpA 100,00 P.N. Petroven Srl Genova Italia EUR 918.520 Eni 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. ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o 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 (15) Amsterdam (Paesi Bassi) Emirati Arabi Uniti EUR 20.000 Eni Abu Dhabi R&T BV 100,00 P.N. Eni USA R&M Co Inc Wilmington (USA) USA USD 11.000.000 Eni International BV 100,00 P.N. Oléoduc du Rhône SA Bovernier (Svizzera) Svizzera CHF 7.000.000 Eni International BV 100,00 P.N. REFINING E CHIMICA (*) 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 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 508 Chimica IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) Versalis SpA San Donato Milanese (MI) Italia EUR 200.000.000 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. 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. Rewave Srl San Donato Milanese (MI) Italia EUR 51.640 Versalis SpA 100,00 P.N. Tecnofilm SpA Sant'Elpidio a Mare (FM) Italia EUR 7.315.000 Versalis SpA 100,00 P.N. ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) Asian Compounds Ltd (16) 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 100,00 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 Dún Laoghaire (Irlanda) Irlanda EUR 1.000 BioBag International 100,00 P.N. BioBag Polska Sp zoo (in liquidazione) 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 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. (16) 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. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 509 Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) 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 11.025.568.000 Versalis SpA Versalis Deutsch. GmbH Versalis International SA 96,34 1,83 1,83 100,00 C.I. Finproject Asia Ltd (17) Hong Kong (Hong Kong) Hong Kong USD 1.000 Finproject SpA 100,00 100,00 C.I. 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 121.767.880 Versalis Asia Pacific 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 Versalis Asia Pacific 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 Eni Petroleum Co Inc 100,00 100,00 C.I. Versalis Asia Pacific Pte Ltd (ex Versalis Singapore Pte Ltd) Singapore (Singapore) Singapore SGD 15.927.500 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I. Versalis Congo Sarlu Pointe-Noir (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 100,00 100,00 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. (17) 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 510 Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) 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 Asia Pacific Versalis International SA 99,99 (..) 100,00 C.I. Versalis Pacific Trading (Shanghai) Co Ltd Shanghai (Cina) Cina CNY 15.237.236 Versalis Asia Pacific 100,00 100,00 C.I. Versalis UK Ltd Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 4.023.042 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. VME Oilfield Chemicals Llc Doha (Qatar) Qatar QAR 1.000.000 Versalis 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. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 511 ENILIVE E PLENITUDE Enilive IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) Enilive SpA (ex Eni Sustainable Mobility SpA) Roma Italia EUR 418.494.406 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. Bioraffineria di Gela SpA (ex Raffineria di Gela SpA) Gela (CL) Italia EUR 15.000.000 Enilive 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 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 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 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 SpA San Donato Milanese (MI) Italia EUR 2.500.000 Enilive SpA 100,00 100,00 C.I. Enimoov SpA Roma Italia EUR 59.944.310 Enilive 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 di valutazione (*) Aten Oil Activos SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 303.000 Aten Oil SLU 100,00 100,00 C.I. Aten Oil Operaciones SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 703.000 Aten Oil SLU 100,00 100,00 C.I. Aten Oil Setor Activos SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 10.293.060 Aten Oil Setor SLU 100,00 100,00 C.I. Aten Oil Setor Operaciones SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 57.198.511 Aten Oil Setor SLU 100,00 100,00 C.I. Aten Oil Setor SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Enilive Iberia SLU 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 512 Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) Aten Oil SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Enilive Iberia SLU 100,00 100,00 C.I. Eni Energy (Shanghai) Co Ltd Shanghai (Cina) Cina EUR 5.000.000 Enilive SpA 100,00 100,00 C.I. Enilive Austria GmbH (ex Eni Austria GmbH) Vienna (Austria) Austria EUR 78.500.000 Enilive SpA Enilive Deutsch. GmbH 75,00 25,00 100,00 C.I. Enilive Benelux BV (ex Eni Benelux BV) Rotterdam (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 1.934.040 Enilive SpA 100,00 100,00 C.I. Enilive Deutschland GmbH (ex Eni Deutschland GmbH) Monaco di Baviera (Germania) Germania EUR 90.000.000 Enilive SpA Eni International BV 89,00 11,00 100,00 C.I. Enilive France Sàrl (ex Eni France Sàrl) Lione (Francia) Francia EUR 56.800.000 Enilive SpA 100,00 100,00 C.I. Enilive Iberia SLU (ex Eni Iberia SLU) Alcobendas (Spagna) Spagna EUR 17.299.100 Enilive SpA 100,00 100,00 C.I. Enilive Marketing Austria GmbH (ex Eni Marketing Austria GmbH) Vienna (Austria) Austria EUR 19.621.665,23 Enimoov Austria GmbH Enilive SpA 99,99 (..) 100,00 C.I. Enilive Schmiertechnik GmbH (ex Eni Schmiertechnik GmbH) Wurzburg (Germania) Germania EUR 2.000.000 Enilive Deutsch. GmbH 100,00 100,00 C.I. Enilive Suisse SA (ex Eni Suisse SA) Losanna (Svizzera) Svizzera CHF 102.500.000 Enilive SpA 100,00 100,00 C.I. Enilive US Inc (ex Eni Sustainable Mobility US Inc) Dover (USA) USA USD 1.000 Enilive SpA 100,00 100,00 C.I. Enimoov Austria GmbH (ex Eni Mineralölhandel GmbH) Vienna (Austria) Austria EUR 34.156.232,06 Enilive Austria GmbH 100,00 100,00 C.I. Tasonis DirectorShip SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Enilive Iberia SLU 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 SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 513 IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) Eni Plenitude SpA Società Benefit Milano Italia EUR 833.135.092 Eni SpA Soci Terzi 92,42 7,58 92,42 C.I. Agrikroton Srl - Società Agricola Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Alirsila Srl Milano Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 P.N. Atis Floating Wind Srl Milano Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 P.N. Be Charge Srl Milano Italia EUR 500.000 Be Power SpA 100,00 92,42 C.I. Be Charge Valle d'Aosta Srl Milano Italia EUR 10.000 Be Charge Srl 100,00 92,42 C.I. Be Power SpA Milano Italia EUR 698.251 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Borgia Wind Srl Cesena (FC) Italia EUR 100.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Corridonia Energia Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Dynamica Srl Cesena (FC) Italia EUR 50.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Ecoener Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Elettro Sannio Wind 2 Srl Cesena (FC) Italia EUR 1.225.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Enerkall Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Eni Plenitude Miniwind Srl Cesena (FC) Italia EUR 50.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Eni Plenitude Renewables Italy SpA (ex Eni New Energy SpA) Milano Italia EUR 9.296.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Eni Plenitude Società Agricola Bio Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Eni Plenitude Solar Abruzzo Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Eni Plenitude Solar II Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 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. Plenitude ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 514 (*) 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 di valutazione (*) Eni Plenitude Storage Italy Srl (ex Ruggiero Wind Srl) Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Eolica Pietramontecorvino Srl Cesena (FC) Italia EUR 100.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Eolica Wind Power Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Eolo Energie - Corleone - Campofiorito Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Evolvere Venture SpA Milano Italia EUR 50.000 Plen. En. Serv. SpA 100,00 92,42 C.I. Faren Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. FAS Srl Cesena (FC) Italia EUR 119.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Fotovoltaica Pietramontecorvino Srl Cesena (FC) Italia EUR 100.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. FV4P Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Gemsa Solar Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. GPC Due Srl Cesena (FC) Italia EUR 12.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. GPC Uno Srl Cesena (FC) Italia EUR 25.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Green Parity Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Krimisa Floating Wind Srl Milano Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 P.N. Lugo Società Agricola Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Lugo Solar Tech Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Marano Solar Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Marano Solare Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 515 Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) Marcellinara Wind Srl Cesena (FC) Italia EUR 35.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Messapia Floating Wind Srl Milano Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 P.N. Micropower Srl Cesena (FC) Italia EUR 30.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Molinetto Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Faren Srl 100,00 92,42 C.I. Montefano Energia Srl Cesena (FC) Italia EUR 20.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Monte San Giusto Solar Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Olivadi Srl Cesena (FC) Italia EUR 100.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Parco Eolico di Tursi e Colobraro Srl Cesena (FC) Italia EUR 31.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Pescina Wind Srl Cesena (FC) Italia EUR 50.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Pieve5 Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Plenitude Energy Services SpA (ex Evolvere SpA Società Benefit) Milano Italia EUR 1.130.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Pollenza Sole Srl Cesena (FC) Italia EUR 32.500 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Ravenna 1 FTV Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. RF-AVIO Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. RF-Cavallerizza Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. SAV - Santa Maria Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Società Agricola Casemurate Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Società Agricola Forestale Pianura Verde Srl Cesena (FC) Italia EUR 100.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Società Agricola Isola d'Agri Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 516 (*) 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 di valutazione (*) Società Agricola L'Albero Azzurro Srl Cesena (FC) Italia EUR 100.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Tate Srl Bologna Italia EUR 408.509,29 Evolvere Venture SpA Soci Terzi 36,00 64,00 P.N. Timpe Muzzunetti 2 Srl Cesena (FC) Italia EUR 2.500 Eni Plen. Ren. Italy SpA Soci Terzi 70,00 30,00 64,70 C.I. Vivaro FTV Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. VRG Wind 127 Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. VRG Wind 149 Srl Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. W-Energy Srl Cesena (FC) Italia EUR 93.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Wind Salandra Srl Cesena (FC) Italia EUR 100.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Windsol Srl Cesena (FC) Italia EUR 3.250.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Wind Turbines Engineering 2 Srl Cesena (FC) Italia EUR 5.450.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 517 (*) 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 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 47,14 C.I. Aleria Solar SAS Bastia (Francia) Francia EUR 100 Eni Plen. Op. Fr. SAS 100,00 92,42 C.I. Almazara Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Alpinia Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 92,42 C.I. Argenta Energy Llc Dover (USA) USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 P.N. Argon SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 180.000 Eni Plen. Op. Fr. SAS 100,00 92,42 C.I. Armadura Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Arm Wind Llp Astana (Kazakhstan) Kazakhstan KZT 48.175.700.000 Eni Energy Solutions BV 100,00 92,42 C.I. Athies-Samoussy Solar PV1 SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 68.000 Krypton SAS 100,00 92,42 C.I. Athies-Samoussy Solar PV2 SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 40.000 Krypton SAS 100,00 92,42 C.I. Athies-Samoussy Solar PV3 SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 36.000 Krypton SAS 100,00 92,42 C.I. Athies-Samoussy Solar PV4 SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 14.000 Xenon SAS 100,00 92,42 C.I. Athies-Samoussy Solar PV5 SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 14.000 Xenon SAS 100,00 92,42 C.I. Atlante Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Belle Magiocche Solaire SAS Bastia (Francia) Francia EUR 10.000 Eni Plen. Op. Fr. SAS 100,00 92,42 C.I. Boceto Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Bonete Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 92,42 C.I. Brazoria Class B Member Llc Dover (USA) USA USD 1.000 Eni New Energy US Inc 100,00 92,42 C.I. Brazoria County Solar Project Llc Dover (USA) USA USD 1.000 Brazoria HoldCo Llc 100,00 85,47 C.I. Brazoria HoldCo Llc Dover (USA) USA USD 190.593.950 Brazoria Class B Soci Terzi 92,48 7,52 85,47 C.I. Brown Chapel Energy Llc Dover (USA) USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 P.N. BT Kellam Solar Llc Austin (USA) USA USD 1.000 Kellam Tax Eq. Partn. 100,00 87,53 C.I. Burlington Energy Llc Dover (USA) USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 P.N. Camelia Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 92,42 C.I. Cattlemen Class A Llc Dover (USA) USA USD 1 Eni New Energy US Inc 100,00 92,42 C.I. Celtis Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 92,42 C.I. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 518 (*) 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 di valutazione (*) Chapitel Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Chimney Creek Energy Llc Dover (USA) USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 P.N. Corazon Energy Class B Llc Dover (USA) USA USD 100 Eni New Energy US Inc 100,00 92,42 C.I. Corazon Energy Llc Dover (USA) USA USD 100 Corazon Tax Eq. Part. Llc 100,00 88,17 C.I. 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 179.823.501 Corazon En. Class B Llc Soci Terzi 95,40 4,60 88,17 C.I. Cornisa Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Daviess County Energy Llc Dover (USA) USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 P.N. Desarrollos Empresariales Illas SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 92,42 C.I. Eagle Springs Energy Llc Dover (USA) USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 P.N. Ecovent Parc Eolic SAU Madrid (Spagna) Spagna EUR 1.037.350 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Ekain Renovables SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. T. S. Spain 100,00 92,42 C.I. Emery Bull Creek Energy Llc Dover (USA) USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 P.N. Enera Conseil SAS Levallois-Perret (Francia) Francia EUR 9.690 Eni G&P France SA 100,00 92,42 C.I. Energía Eólica Boreas SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Energías Alternativas Eólicas Riojanas SL Madrid (Spagna) Spagna EUR 2.008.901,71 Eni Plenitude SpA SB Energías Amb. de Outes 57,50 42,50 92,42 C.I. Energías Ambientales de Outes SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 643.451,49 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Eni Energy Solutions BV Amsterdam (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 20.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Eni Gas & Power France SA Levallois-Perret (Francia) Francia EUR 239.500.800 Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi 99,99 (..) 92,42 C.I. Eni New Energy Australia Pty Ltd Perth (Australia) Australia AUD 4 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Eni New Energy Batchelor Pty Ltd Perth (Australia) Australia AUD 1 Eni New En. Aus. Pty Ltd 100,00 92,42 C.I. Eni New Energy Katherine Pty Ltd Perth (Australia) Australia AUD 1 Eni New En. Aus. Pty Ltd 100,00 92,42 C.I. Eni New Energy Manton Dam Pty Ltd Perth (Australia) Australia AUD 1 Eni New En. Aus. Pty Ltd 100,00 92,42 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 92,42 C.I. Eni New Energy US Inc Dover (USA) USA USD 100 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Eni New Energy US Investing Inc Dover (USA) USA USD 1.000 Eni New Energy US Inc 100,00 92,42 C.I. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 519 Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) Eni Plenitude Iberia SLU Santander (Spagna) Spagna EUR 3.192.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Eni Plenitude Investment Colombia SAS Bogotà (Colombia) Colombia COP 1.010.840.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA Soci Terzi 51,00 49,00 47,14 C.I. Eni Plenitude Investment Spain SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 100.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Eni Plenitude Operations France SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 1.116.489,72 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 92,42 C.I. Eni Plenitude Renewables France SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 51.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 92,42 C.I. Eni Plenitude Renewables Hellas Single Member SA Atene (Grecia) Grecia EUR 43.227.464 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Eni Plenitude Renewables Luxembourg Sàrl Lussemburgo (Lussemburgo) Lussemburgo EUR 10.253.560 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Eni Plenitude Renewables Spain SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 6.680 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 92,42 C.I. Eni Plenitude Rooftop France SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 40.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 92,42 C.I. Eni Plenitude Technical Services Colombia SAS Bogotà (Colombia) Colombia COP 1.000.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA Soci Terzi 60,00 40,00 55,45 C.I. Eni Plenitude Technical Services Romania Srl Cluj-Napoca (Romania) Romania RON 4.400 Eni Plen. Ren. Italy SpA Eni Plen. St. Italy Srl 95,00 5,00 92,42 C.I. Eni Plenitude Technical Services Spain SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA 100,00 92,42 C.I. Eolica Cuellar de la Sierra SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 110.999,77 Eni Plen. Inv. Spain SLU 100,00 92,42 C.I. Estanque Redondo Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 92,42 C.I. Five Mile Energy Llc Dover (USA) USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 P.N. Flat Bayou Energy Llc Dover (USA) USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 P.N. Fortaleza Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Fotovoltaica Escudero SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 92,42 C.I. Fotovoltaica Fotozar 5 SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 7.616 Eni Plen. Ren. Spain SLU 100,00 92,42 C.I. Fotovoltaica Fotozar 6 SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 7.545 Eni Plen. Ren. Spain SLU 100,00 92,42 C.I. Garita Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Gas Supply Company Thessaloniki - Thessalia SA Thessaloniki (Grecia) Grecia EUR 13.761.788 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Golden Acres Energy Llc Dover (USA) USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 P.N. Granville Invest SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Guajillo Energy Storage Llc Dover (USA) USA USD 100 Eni New Energy US H. Llc 100,00 92,42 C.I. Guillena Nivel II SL (ex Tebar Solar SLU) Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Almazara Solar SLU Atlante Solar SLU Chapitel Solar SLU Fortaleza Solar SLU Garita Solar SLU 20,00 20,00 20,00 20,00 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 520 (*) 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 di valutazione (*) Hanks Crossing Energy Llc Dover USA USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 P.N. HLS Bonete PV SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.602 HLS Bonete Topco SLU 100,00 92,42 C.I. HLS Bonete Topco SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 6.602 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Holding Lanas Solar Sàrl Argenteuil (Francia) Francia EUR 100 Eni Plen. Op. Fr. SAS 100,00 92,42 C.I. Huisache Solar Llc Dover (USA) USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 P.N. Inveese SAS Bogotà (Colombia) Colombia COP 100.000.000 Eni Plen. Inv. Colombia Soci Terzi 75,00 25,00 35,35 C.I. Kellam Solar Class B Llc Dover (USA) USA USD 1 Eni New Energy US Inc 100,00 92,42 C.I. Kellam Tax Equity Partnership Llc Dover (USA) USA USD 40.236.049 Kellam Solar Class B Soci Terzi 94,70 5,30 87,53 C.I. Killington SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Krypton SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 180.000 Eni Plen. Op. Fr. SAS 100,00 92,42 C.I. Ladronera Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. Lanas Solar SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 100 Holding Lanas Solar Sàrl 100,00 92,42 C.I. Lone Pine Energy Llc Dover (USA) USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 P.N. Maristella Directorship SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Spain SLU 100,00 92,42 C.I. Membrio Solar SLU Lodosa (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 92,42 C.I. Miburia Trade SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. T. S. Spain 100,00 92,42 C.I. Muddy Creek Energy Llc Dover (USA) USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 P.N. Olea Solar SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 92,42 C.I. Plumlee SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. POP Solar SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 1.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl 100,00 92,42 C.I. Renopool 1 SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.015 Eni Plen. Ren. Spain SLU 100,00 92,42 C.I. Richwood Invest SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB 100,00 92,42 C.I. SKGRPV1 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 37.600 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 92,42 C.I. SKGRPV2 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 39.600 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 92,42 C.I. SKGRPV3 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 37.600 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 92,42 C.I. SKGRPV4 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 36.600 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 92,42 C.I. SKGRPV5 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 37.600 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 92,42 C.I. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 521 Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) SKGRPV6 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 48.300 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 92,42 C.I. SKGRPV7 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 109.000 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 92,42 C.I. SKGRPV8 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 27.200 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 92,42 C.I. SKGRPV9 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 47.200 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 92,42 C.I. SKGRPV10 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 47.800 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 92,42 C.I. SKGRPV11 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 57.300 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 92,42 C.I. SKGRPV12 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 31.000 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 92,42 C.I. SKGRPV13 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 45.100 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 92,42 C.I. SKGRPV14 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 34.121.900 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 92,42 C.I. SKGRPV15 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 39.000 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 92,42 C.I. SKGRPV16 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 32.000 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 92,42 C.I. SKGRPV17 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 50.200 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 92,42 C.I. SKGRPV18 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 36.200 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 92,42 C.I. SKGRPV19 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 91.400 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 92,42 C.I. SKGRPV20 Single Member Private Company Atene (Grecia) Grecia EUR 59.200 Eni Plen. Renew. Hellas 100,00 92,42 C.I. South Triangle Energy Llc Dover (USA) USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 P.N. Tallahatchie Energy Llc Dover (USA) USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 P.N. Tantalio Renovables SLU Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Spain SLU 100,00 92,42 C.I. Timber Road Blue Harvest Class A Llc Dover (USA) USA USD 1 Eni New Energy US Inc 100,00 92,42 C.I. Turner Creek Energy Llc Dover (USA) USA USD 10 Eni New Energy US H. Llc 100,00 P.N. Wind Grower SLU Ourense (Spagna) Spagna EUR 593.000 Eni Plen. T. S. Spain 100,00 92,42 C.I. Wind Hero SLU Ourense (Spagna) Spagna EUR 563.000 Eni Plen. T. S. Spain 100,00 92,42 C.I. Xenon SAS Argenteuil (Francia) Francia EUR 1.500.100 Eni Plen. Op. Fr. SAS 100,00 92,42 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 522 (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. 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 di valutazione (*) Agenzia Giornalistica Italia SpA Roma Italia EUR 2.000.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. D-Share SpA San Donato Milanese (MI) 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 Insurance SpA Roma Italia EUR 5.000.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. Eni Trading & Shipping SpA (in liquidazione) Roma Italia EUR 334.171 Eni SpA 100,00 Co. Eniquantic SpA Roma Italia EUR 50.000 Eni SpA Soci Terzi 94,00 6,00 Co. 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 100,00 100,00 C.I. Enivibes Srl Vimodrone (MI) Italia EUR 3.552.632 Eniverse Soci Terzi 76,00 24,00 76,00 C.I. Servizi Aerei SpA San Donato Milanese (MI) Italia EUR 48.205.536 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 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. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 523 Altre attività IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o 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. All'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 524 (*) 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. 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 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 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 Rotterdam (Paesi Bassi) Angola EUR 2.275.625,42 Azule Energy Holdings Ltd 100,00 Azule Energy Angola BV Amsterdam (Paesi Bassi) Angola EUR 20.000 Azule Energy Holdings Ltd 100,00 Azule Energy Angola Production BV Amsterdam (Paesi Bassi) Angola EUR 20.000 Azule Energy Holdings Ltd 100,00 Azule Energy Exploration Angola (KB) Ltd Londra (Regno Unito) Angola USD 1 Azule Energy Holdings Ltd 100,00 Azule Energy Exploration (Angola) Ltd Londra (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 Londra (Regno Unito) Angola USD 1 Azule Energy Holdings Ltd 100,00 Azule Energy US Gas 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. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 525 Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o 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. E&E Algeria Touat BV (†) L'Aja (Paesi Bassi) Algeria EUR 63.149.580 Eni En. Touat Hold. BV Soci Terzi 54,00 46,00 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) Paesi Bassi GBP 180 Eni In Salah Ltd Soci Terzi 25,56 74,44 Co. In Salah Gas Services Ltd St. Helier (Jersey) Paesi Bassi 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. Ithaca Energy Plc (#) Londra (Regno Unito) Regno Unito GBP 16.537.324,55 Eni UK Ltd Soci Terzi 37,17 62,83 P.N. 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. Mangistau Power BV (†) Amsterdam (Paesi Bassi) Kazakhstan USD 104.381.000 Eni International BV Soci Terzi 51,00 49,00 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. NOGAT BV (†) L'Aja (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 30.657.500 Eni En. Holding NL BV Soci Terzi 15,00 85,00 15,00 J.O. Noordgastransport BV L'Aja (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 18.151.208,64 Eni En. Holding NL BV Soci Terzi 18,57 81,43 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 extra-UE. (†) L’impresa è a controllo congiunto. (a) Azioni senza valore nominale. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 526 (*) 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. (†) L’impresa è a controllo congiunto. Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) Norpipe Terminal Holdco Ltd Londra (Regno Unito) Norvegia GBP 55,69 Eni SpA Soci Terzi 14,20 85,80 P.N. 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. 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) 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. Tecninco Engineering Contractors Llp (†) Aksai (Kazakhstan) Kazakhstan KZT 29.478.455 EniProgetti SpA Soci Terzi 49,00 51,00 P.N. 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 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 527 (*) 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 di valutazione (*) SeaCorridor 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 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. GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO E POWER ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 528 (*) 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. Power IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o 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. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 529 REFINING E CHIMICA Refining IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) 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. Green Hydrogen Venezia Srl (†) Verona Italia EUR 10.000 Eni SpA Soci Terzi 50,00 50,00 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 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. Egyptian International Gas Technology Co New Cairo (Egitto) Egitto EGP 100.000.000 Eni International BV Soci Terzi 40,00 60,00 P.N. Mediterranée Bitumes SA Tunisi (Tunisia) Tunisia TND 1.000.000 Eni International BV Soci Terzi 34,00 66,00 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 (a) 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. (a) Percentuale pari al working interest di Eni. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 530 Chimica IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o 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 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 701.800.000.000 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 SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 531 ENILIVE E PLENITUDE Enilive ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) AET - Raffineriebeteiligungsgesellschaft mbH (†) Schwedt (Germania) Germania EUR 27.000 Enilive Deutsch. GmbH Soci Terzi 33,33 66,67 P.N. Agass Energy Solution Europe SL (†) Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Aten Oil Setor SLU Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. Bayernoil Raffineriegesellschaft mbH (†) Vohburg (Germania) Germania EUR 10.226.000 Enilive Deutsch. GmbH Soci Terzi 20,00 80,00 20,00 J.O. City Carburoil SA (†) Monteceneri (Svizzera) Svizzera CHF 6.000.000 Enilive Suisse SA Soci Terzi 49,91 50,09 P.N. ENEOS Italsing Pte Ltd Singapore (Singapore) Singapore SGD 12.000.000 Enilive SpA Soci Terzi 22,50 77,50 P.N. Fuelling Aviation Services GIE Tremblay- en-France (Francia) Francia EUR 0 Enilive France Sàrl Soci Terzi 25,00 75,00 Co. LG-Eni BioRefining Co Ltd Seosan-Si (Corea del Sud) Corea del Sud KRW 6.804.000.000 Enilive SpA Soci Terzi 49,00 51,00 P.N. Pengerang Biorefinery Sdn Bhd (†) Kuala Lumpur (Malesia) Malesia MYR 67.500.000 Enilive SpA Soci Terzi 47,50 52,50 P.N. Routex BV Amsterdam (Paesi Bassi) Paesi Bassi EUR 67.500 Enilive SpA Routex BV Soci Terzi 20,00 20,00 60,00 P.N. Saraco SA Meyrin (Svizzera) Svizzera CHF 420.000 Enilive Suisse SA Soci Terzi 20,00 80,00 Co. St. Bernard Renewables Llc (†) Wilmington (USA) USA USD 1.000 Enilive US Inc Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. TBG Tanklager Betriebsgesellschaft GmbH (†) Salisburgo (Austria) Austria EUR 43.603,70 Enilive Mark. A. GmbH Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. Weat Electronic Datenservice GmbH Düsseldorf (Germania) Germania EUR 409.034 Enilive 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: Enilive SpA 25,00 Soci Terzi 75,00 (a) ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 532 Plenitude IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) 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 54,55 45,45 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. Siel Agrisolare Srl (†) Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Eni Plen. Ren. Italy SpA Soci Terzi 51,00 49,00 P.N. ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) 2022 Sol VII Llc (†) Wilmington (USA) USA USD 84.794.091 Timber Road Blue Harvest Soci Terzi 75,26 24,74 P.N. 2023 Sol IX Llc (†) Wilmington (USA) USA USD 210.333.261 Cattlemen Class A Llc Soci Terzi 73,59 26,41 P.N. 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. 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. Grijota Renovables SL Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Fotovoltaica Fotozar 6 Fotovoltaica Fotozar 5 Soci Terzi 8,67 8,66 82,67 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 SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 533 (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutlopazione 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 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 Renovables de Entrenúcleos SL (†) Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Killington SLU Granville Invest SLU Plumlee SLU Richwood Invest SLU Soci Terzi 12,24 12,23 12,23 12,23 51,07 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. Mangistau Renewables BV (†) Amsterdam (Paesi Bassi) Paesi Bassi USD 42.822.000 Eni Energy Solutions BV Soci Terzi 51,00 49,00 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 (†) Cerdanyola del Valles (Spagna) Spagna EUR 3.500 Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. Parque Eolico Marino La Janda SL (†) Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi 50,00 50,00 P.N. Parque Eolico Marino Nordes SL (†) La Coruña (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. ST Becerril Renovables SL (†) Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Fotovoltaica Fotozar 6 Fotovoltaica Fotozar 5 Soci Terzi 17,37 17,36 65,27 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 800.000 Eni Energy Solutions BV Soci Terzi 65,00 35,00 P.N. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 534 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 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 190.425,41 Eni Next Llc Soci Terzi P.N. Saipem SpA (#)(†) Milano Italia EUR 501.669.790,83 Eni SpA Saipem SpA Soci Terzi 21,19 1,92 76,89 (a) P.N. ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) Avanti Battery Company Natick (USA) USA USD 813,58 Eni Next Llc Soci Terzi P.N. Commonwealth Fusion Systems Llc Wilmington (USA) USA USD 943,23 Eni Next Llc 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 570,88 Eni Next Llc Soci Terzi P.N. Form Energy Inc Somerville (USA) USA USD 1.149,76 Eni Next Llc Soci Terzi P.N. M2X Energy Inc Wilmington (USA) USA USD 24,76 Eni Next Llc Soci Terzi P.N. Mantel Capture Inc Wilmington (USA) USA USD 989,01 Eni Next Llc Soci Terzi P.N. sHYp BV PBC Wilmington (USA) USA USD 103,01 Eni Next Llc Soci Terzi P.N. Swift Solar Inc Wilmington (USA) USA USD 170,58 Eni Next Llc Soci Terzi P.N. Thiozen Inc Wilmington (USA) USA USD 363,90 Eni Next Llc Soci Terzi P.N. Tidal Vision Products Inc Dover (USA) USA USD 1.347,81 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 21,61 Soci Terzi 78,39 RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 535 Altre attività IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) HEA SpA (†) Bologna Italia EUR 50.000 Eni Rewind SpA Soci Terzi 50,00 50,00 50,00 J.O. 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 536 ALTRE PARTECIPAZIONI RILEVANTI EXPLORATION & PRODUCTION IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso Metodo di consolidamento o 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. Società Italiana Sementi SpA San Lazzaro di Savena (BO) Italia EUR 40.790.314,24 Eni Natural Energies SpA Soci Terzi 17,24 82,76 F.V. ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso Metodo di consolidamento o 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. Alam El Shawish Petroleum Co Il Cairo (Egitto) Egitto EGP 20.000 Eni En. Alam El Shaw. BV Soci Terzi 12,50 87,50 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 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 SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 537 (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO E POWER Global Gas & LNG Portfolio ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso Metodo di consolidamento o 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. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 538 (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. REFINING E CHIMICA Refining ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso Metodo di consolidamento o di valutazione (*) 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. Tema Lube Oil Co Ltd Accra (Ghana) Ghana GHS 258.309 Eni International BV Soci Terzi 12,00 88,00 F.V. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 539 (*) 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. ENILIVE E PLENITUDE Enilive ALL'ESTERO Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso Metodo di consolidamento o di valutazione (*) Dépôt Pétrolier de la Côte d’Azur SAS Nanterre (Francia) Francia EUR 207.500 Enilive 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 Enilive France Sàrl Soci Terzi 16,81 83,19 F.V. Gestión de Envases Comerciales e Industriales SL Madrid (Spagna) Spagna EUR 3.000 Enilive Iberia SLU Soci Terzi 16,40 83,60 F.V. Joint Inspection Group Ltd Cambourne (Regno Unito) Regno Unito GBP 0 Enilive 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 Enilive France Sàrl Soci Terzi 12,50 87,50 F.V. Sistema Integrado de Gestion de Aceites Usados Madrid (Spagna) Spagna EUR 175.713 Enilive Iberia SLU Soci Terzi 15,45 84,55 F.V. TAR - Tankanlage Ruemlang AG Ruemlang (Svizzera) Svizzera CHF 3.259.500 Enilive Suisse SA Soci Terzi 16,27 83,73 F.V. (a) ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 540 (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value. CORPORATE E ALTRE ATTIVITÀ Altre attività IN ITALIA Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso Metodo di consolidamento o di valutazione (*) Ottana Sviluppo ScpA (in fallimento) Nuoro Italia EUR 516.000 Eni Rewind SpA Soci Terzi 30,00 70,00 F.V. RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 541 Variazioni dell'area di consolidamento verificatesi nell'esercizio Imprese consolidate con il metodo integrale Imprese incluse (n. 65) Aten Oil Activos SLU Madrid Enilive Acquisizione Aten Oil Operaciones SLU Madrid Enilive Acquisizione Aten Oil Setor Activos SLU Madrid Enilive Acquisizione Aten Oil Setor Operaciones SLU Madrid Enilive Acquisizione Aten Oil Setor SLU Madrid Enilive Acquisizione Aten Oil SLU Madrid Enilive Acquisizione Bacton CCS Ltd Londra Exploration & Production Sopravvenuta rilevanza Cattlemen Class A Llc Dover Plenitude Acquisizione Enera Conseil SAS Levallois-Perret Plenitude Acquisizione del controllo EniProgetti Egypt Ltd Il Cairo Exploration & Production Sopravvenuta rilevanza Eniverse Ventures Srl San Donato Milanese (MI) Corporate e società finanziarie Sopravvenuta rilevanza Enivibes Srl Vimodrone (MI) Corporate e società finanziarie Sopravvenuta rilevanza Eni Energy Alam El Shawish BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Arguni I BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Ashrafi BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Australia Pty Ltd Perth Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Bonaparte Pty Ltd Perth Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Bondco Ltd (in liquidazione) Londra Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Brasil Participações Ltda Rio de Janeiro Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Capital Ltd (in liquidazione) Londra Exploration & Production Acquisizione Eni Energy E&P Holding Netherlands BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Energy E&P UKCS Ltd Londra Exploration & Production Acquisizione Eni Energy E&P UK Ltd Londra Exploration & Production Acquisizione Eni Energy East Ganal BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Energy East Sepinggan BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Egypt BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Exploration BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Facilities Netherlands BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 542 Eni Energy Finance Ltd Londra Exploration & Production Acquisizione Eni Energy France SAS Neuilly-Sur-Seine Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Germany BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Group Holdings Ltd Londra Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Group Ltd Londra Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Group Midco Ltd Londra Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Group Resourcing Ltd Londra Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Holding Netherlands BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Hydrogen BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Hydrogen Ltd (in liquidazione) Londra Exploration & Production Acquisizione Eni Energy International SAS Neuilly-Sur-Seine Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Jakarta BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Muara Bakau BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Netherlands Administration BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Netherlands BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Energy North Ganal BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Energy North West El Amal BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Participation Netherlands BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Energy Touat Holding BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Energy West Ganal BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Insurance SpA Roma Corporate e società finanziarie Costituzione Eni Marine Services SpA San Donato Milanese (MI) Exploration & Production Sopravvenuta rilevanza Eni Natural Energies Côte d'Ivoire SA Abidjan Exploration & Production Sopravvenuta rilevanza Eni Natural Energies Mozambico Srl San Donato Milanese (MI) Exploration & Production Sopravvenuta rilevanza Eni Netherlands CCUS BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione Eni Tellus CCS Ltd Londra Exploration & Production Acquisizione Eni Timor 22-23 BV Amsterdam Exploration & Production Sopravvenuta rilevanza Fotovoltaica Fotozar 5 SLU Madrid Plenitude Acquisizione RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 543 Anberia Invest SLU Madrid Plenitude Cancellazione Burren Shakti Ltd (in liquidazione) Hamilton Exploration & Production Cancellazione Corlinter 5000 SLU Madrid Plenitude Cancellazione Desarrollos Energéticos Riojanos SL Madrid Plenitude Fusione EniBioCh4in Alexandria Srl Società Agricola San Donato Milanese (MI) Enilive Fusione EniBioCh4in Flaibano Srl Società Agricola San Donato Milanese (MI) Enilive Fusione EniBioCh4in Momo Società Agricola Srl San Donato Milanese (MI) Enilive Fusione EniBioCh4in Service BioGas Srl San Donato Milanese (MI) Enilive Fusione Eni Algeria Ltd Sàrl Lussemburgo Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza Eni Bahrain BV Amsterdam Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza Eni Ecuador SA Quito Refining Cessione Eni Elgin/Franklin Ltd Londra Exploration & Production Business Combination Eni Energy E&P UKCS Ltd Londra Exploration & Production Business Combination Eni Energy E&P UK Ltd Londra Exploration & Production Business Combination Eni JPDA 11-106 BV Amsterdam Exploration & Production Cessione Eni MOG Ltd (in liquidazione) Londra Exploration & Production Cancellazione Imprese escluse (n. 37) Fotovoltaica Fotozar 6 SLU Madrid Plenitude Acquisizione Granville Invest SLU Madrid Plenitude Acquisizione Killington SLU Madrid Plenitude Acquisizione Plumlee SLU Madrid Plenitude Acquisizione Production North Sea Netherlands Ltd Wilmington Exploration & Production Acquisizione Richwood Invest SLU Madrid Plenitude Acquisizione Tasonis DirectorShip SLU Madrid Enilive Acquisizione Timber Road Blue Harvest Class A Llc Dover Plenitude Acquisizione Versalis International Côte d'Ivoire Sarlu Abidjan Chimica Sopravvenuta rilevanza ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 544 Imprese consolidate joint operation Imprese Incluse (n. 2) NOGAT BV L'Aja Exploration & Production Acquisizione del controllo congiunto HEA SpA Bologna Altre attività Sopravvenuta rilevanza Eni Plenitude Solar & Miniwind Italia Srl Cesena Plenitude Fusione Eni Plenitude Solar III Srl Cesena Plenitude Fusione Eni Plenitude Solar Srl Cesena Plenitude Fusione Eni Plenitude Technical Services Srl Cesena Plenitude Fusione Eni Plenitude Wind & Energy Srl Cesena Plenitude Fusione Eni Plenitude Wind 2020 Srl Cesena Plenitude Fusione Eni Plenitude Wind 2022 SpA Cesena Plenitude Fusione Eni Timor Leste SpA San Donato Milanese (MI) Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza Eni UKCS Ltd Londra Exploration & Production Business Combination Esain SA Quito Refining Cessione Guillena Nivel II SL (ex Tebar Solar SLU) Madrid Plenitude Sopravvenuta irrilevanza Guilleus Consulting SLU Madrid Plenitude Cancellazione Ieoc SpA San Donato Milanese (MI) Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza Ixia Solar SLU Madrid Plenitude Cancellazione Mater-Biotech SpA Novara Chimica Fusione Nigerian Agip Oil Co Ltd Abuja Exploration & Production Cessione Opalo Solar SLU Madrid Plenitude Cancellazione Pistacia Solar SLU Madrid Plenitude Cancellazione Punes Trade SLU Madrid Plenitude Cancellazione Società Agricola Agricentro Srl Cesena Plenitude Fusione Zinnia Solar SLU Madrid Plenitude Cancellazione RELAZIONE SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI 545 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 10.220 5.490 15.710 96 12.429 12.525 10.316 17.920 28.235 Servizi di attestazione 1.532 149 1.681 \- 182 182 1.532 330 1.863 Servizi di consulenza fiscale \- \- \- \- \- \- \- \- \- Altri servizi 843 311 1.153 66 520 586 908 (2) 831 (3) 1.739 Totale corrispettivi 12.595 5.950 18.544 162 13.131 13.293 12.756 19.081 31.837 (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) certifica- zione tariffe. ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2024 546 Eni SpA Sede Legale Piazzale Enrico Mattei, 1 - Roma \- Italia Capitale Sociale al 31 dicembre 2024: € 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 Ufficio 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 Stampato su carta Fedrigoni Arena Smooth Eni Relazione Finanziaria Annuale 2024 Relazione Finanziaria Annuale