Stampato su carta Fedrigoni Arena
Eni SpA
Sede Legale
Piazzale Enrico Mattei, 1 - Roma - Italia
Capitale Sociale al 31 dicembre 2020: € 4.005.358.876,00 interamente versato
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Tipografia Facciotti – Roma
La nostra Mission
Siamo un’impresa dell’energia.
Sosteniamo concretamente una transizione energetica socialmente equa,
con l’obiettivo di preservare il nostro pianeta
e promuovere l’accesso alle risorse energetiche
in maniera efficiente e sostenibile per tutti.
Fondiamo il nostro lavoro sulla passione e l’innovazione.
Sulla forza e lo sviluppo delle nostre competenze.
Sulle pari dignità delle persone, riconoscendo la diversità
come risorsa fondamentale per lo sviluppo dell’umanità.
Sulla responsabilità, integrità e trasparenza del nostro agire.
Crediamo nella partnership di lungo termine con i Paesi e le comunità
che ci ospitano per creare valore condiviso duraturo.
13 15
9
17
7 12
5 10
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
2021
Disclaimer
La Relazione Finanziaria Annuale contiene dichiarazioni previsionali (forward-looking statements), in particolare nella sezione “Evoluzione
prevedibile della gestione”, relative a: piani di investimento, dividendi, acquisto di azioni proprie, allocazione dei ussi di cassa futuri generati
dalla gestione, evoluzione della struttura nanziaria, 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 dipen-
dono dal vericarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche signicativa rispetto a quelli annunciati
in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: l’impatto della pandemia COVID-19, l’avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas
naturale, la capacità del management nell’esecuzione dei piani industriali e il successo nelle trattative commerciali, l’evoluzione futura della
domanda, dell’offerta e dei prezzi del petrolio, del gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni 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 degli idrocarburi, del settore dell’energia
elettrica e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell’applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli
stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l’azione della concorrenza. Per Eni si intende Eni SpA e le imprese incluse
nell’area di consolidamento.
Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario
La presente Relazione sulla gestione include la Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario (DNF) in adempimento ai requisiti
del Decreto Legislativo n. 254/2016 in materia di informazioni non nanziarie, relativa ai temi ambientali, sociali, attinenti al personale, al
rispetto dei diritti umani e alla lotta alla corruzione. La rendicontazione di tali temi e gli indicatori illustrati sono deniti in conformità ai “Su-
stainability Reporting Standards” pubblicati dal Global Reporting Initiative (GRI Standards), su cui la DNF è sottoposta a limited assurance.
Inoltre, sono state considerate le raccomandazioni della Task force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) e le metriche Core del
World Economic Forum (WEF).
Bilancio integrato
La Relazione sulla gestione integrata 2021 è redatta secondo proprie linee guida interne di reporting anche facendo riferimento ai principi
contenuti nell’International Framework dell’IIRC, con l’obiettivo di fornire agli investitori e agli altri stakeholders una visione globale del mo-
dello 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 sde universali, contribuendo
al raggiungimento degli Obiettivi per lo Sviluppo Sostenibile (SDGs) che l’Organizzazione delle Nazioni Unite ha ssato al ne di indirizzare
chiaramente le azioni che tutti gli attori devono intraprendere.
1. RELAZIONE SULLA GESTIONE 1
Attività 2
Modello di business 4
Approccio responsabile e sostenibile 6
Lettera agli azionisti 8
Eni in sintesi 16
Attività di stakeholder engagement 20
Strategia 22
Risk Management Integrato 28
Governance 34
Andamento operativo
Natural Resources 44
Exploration & Production 46
Global Gas & LNG Portfolio 72
Energy Evolution 76
Rening & Marketing e Chimica 78
Plenitude & Power 86
Attività ambientali 92
Commento ai risultati e altre informazioni
Commento ai risultati economico-nanziari 96
Commento ai risultati economico-nanziari di Eni SpA 122
Fattori di rischio e incertezza 130
Evoluzione prevedibile della gestione 155
Dichiarazione consolidata di carattere non nanziario (DNF) 156
Altre informazioni 208
Glossario 209
2. BILANCIO CONSOLIDATO 212
3. BILANCIO DI ESERCIZIO 358
4. ALLEGATI 436
Indice
EXPLORATION
& PRODUCTION
GLOBAL GAS
& LNG PORTFOLIO
REFINING & MARKETING
E CHIMICA
PLENITUDE
& POWER
EUROPA
PAESI
26
AMERICA
PAESI
7
5
8
15
14
1
11
9
3
1
8
2
0
6
18
9
7
AFRICA
PAESI
14
ASIA E OCEANIA
PAESI
22
Attività
Eni è un’azienda globale dell’energia ad elevato contenuto tecnologico, presente lungo tutta la
catena del valore: dall’esplorazione, sviluppo ed estrazione di olio e gas naturale, alla genera-
zione di energia elettrica da cogenerazione e da fonti rinnovabili, alla ranazione e alla chimi-
ca tradizionali e bio, no allo sviluppo di processi di economia circolare. Eni estende il proprio
raggio d’azione no ai mercati nali, commercializzando gas, energia elettrica e prodotti ai
mercati locali e ai clienti retail e business, a cui offre anche servizi di ecienza energetica e
mobilità sostenibile. Per assorbire le emissioni residue saranno implementate sia iniziative di
cattura e stoccaggio della CO
2
, che di Natural Climate Solutions.
Competenze consolidate, tecnologie e distribuzione geograca degli asset sono le leve di
Eni per rafforzare la sua presenza lungo la catena del valore.
Eni si è impegnata a diventare una compagnia leader nella produzione e vendita di prodotti
energetici decarbonizzati, sempre più orientata al cliente. La decarbonizzazione sarà conse-
guita mediante l’implementazione e il rafforzamento di tecnologie e attività esistenti quali:
Ecienza e digitalizzazione nelle operazioni e nei servizi ai clienti;
Rinnovabili attraverso l’incremento della capacità e l’integrazione con il business retail;
Bioranerie con un apporto crescente di materia prima proveniente da riuti e scarti
e da una liera integrata di produzione di agribio-feedstock non in competizione con la
produzione alimentare;
Economia circolare con un incremento della produzione di biometano, dell'uso di prodotti
di scarto e del riciclo di prodotti nali;
Idrogeno blu e verde per attività industriali altamente energivore e per la mobilità sostenibile;
Carbon capture naturale o articiale per assorbire le emissioni residue attraverso Nature
Climate Solutions, tra cui iniziative REDD+ di conservazione delle foreste e progetti di CCS.
Il gas costituirà un importante sostegno alle fonti intermittenti nell’ambito della transizio-
ne energetica.
69
i Paesi in cui
siamo presenti
oltre
32.000
i nostri
dipendenti
42
exploration
& production
40
rening & marketing
e chimica
11
plenitude
& power
24
global gas
& lng portfolio
ATTIVITÀ ENI NEL MONDO
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
PRODUZIONE DA
FONTI RINNOVABILI
PRODUZIONE OLIO & GAS
ACQUISTO MATERIE PRIME,
SCARTI E RESIDUI
BIO E RINNOVABILI
SVILUPPO FILIERA
AGROBIO-FEEDSTOCK
ESPLORAZIONE E SVILUPPO
ACQUISTO GAS
DA TERZI
GENERAZIONE
ELETTRICA
OLIO & GAS
PRODOTTI CHIMICI
TRADIZIONALI E BIO
LUBRIFICANTI
RETE
DI TRASPORTO
TRADING
& SHIPPING
REMEDIATION,
WATER & WASTE
INTO DEVELOPMENT
MERCATI
BUSINESS
MERCATI
RETAIL
PAESI
OSPITANTI
CATTURA, STOCCAGGIO
E UTILIZZO DELLA CO
2
PROGETTI REDD+
ENERGIA
ELETTRICA
RAFFINAZIONE
E CHIMICA
TRADIZIONALE E BIO
CO
2
PIATTAFORMA DI
TRASFORMAZIONE
MERCATI
PRODOTTISERVIZI
FOTOVOLTAICO
MOBILITÀ
SOSTENIBILE
EFFICIENZA
ENERGETICA
E-MOBILITY
SERVICES
FOOD
CARBURANTI
BIOCARBURANTI
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
3
Il modello di business di Eni è volto alla creazione di valore per tutti gli stakeholder,
attraverso una forte presenza lungo tutta la catena del valore dell’energia. Eni punta
a contribuire, direttamente o indirettamente, al conseguimento degli Obiettivi di Svi-
luppo Sostenibile (SDG) dell’Agenda 2030 delle Nazioni Unite, sostenendo una transi-
zione energetica socialmente equa, che risponda con soluzioni concrete ed economi-
camente sostenibili alle sde di contrastare il cambiamento climatico e dare accesso
all’energia in maniera eciente e sostenibile, per tutti.
Eni combina in maniera organica il proprio piano industriale con i principi di sostenibili-
tà ambientale e sociale, estendendo il proprio raggio di azione lungo tre direttrici:
1. Il business di Eni è costantemente indirizzato all’eccellenza operativa. Que-
sto si traduce in un impegno continuo per la valorizzazione delle persone, per la
salvaguardia sia della salute e della sicurezza delle persone sia dell’asset inte-
grity, per la tutela dell’ambiente, per l’integrità e il rispetto dei diritti umani, per la
resilienza e la diversificazione delle attività e per garantire una solida disciplina
finanziaria. Questi elementi consentono all’azienda di cogliere le opportunità
legate alle possibili evoluzioni del mercato dell’energia e di continuare nel per-
corso di trasformazione.
2. Il modello di business di Eni prevede un percorso di decarbonizzazione verso
la neutralità carbonica al 2050 basato su un approccio che guarda alle emis-
sioni generate lungo l’intero ciclo di vita dei prodotti energetici e su un set di
azioni che porteranno alla totale decarbonizzazione dei processi e dei prodotti
entro il 2050. Questo percorso, conseguito attraverso tecnologie già esistenti,
consentirà ad Eni di abbattere totalmente la propria impronta carbonica, sia in
termini di emissioni nette che in termini di intensità carbonica netta.
3. La terza direttrice sono le Alleanze per lo sviluppo attraverso la valorizzazione
delle risorse dei Paesi di presenza, favorendo l’accesso all’elettricità e promuovendo
Programmi per lo sviluppo locale (Local Development Programme - LDP) con un
ampio portafoglio di iniziative a favore delle comunità. Questo approccio distintivo,
denominato “Dual Flag”, è basato su collaborazioni con altri attori riconosciuti a li-
vello internazionale al ne di individuare i bisogni delle comunità in linea con i Piani
di Sviluppo Nazionali e l’Agenda 2030 delle Nazioni Unite. Eni è impegnata, inoltre,
nella creazione di opportunità di lavoro e nel trasferimento del proprio know-how e
le proprie competenze ai propri partner locali.
Il modello di business Eni si sviluppa lungo queste tre direttrici facendo leva sulle
competenze interne, sullo sviluppo e l’applicazione di tecnologie innovative e sul
processo di digitalizzazione.
Elemento fondante del modello di business è il sistema di Corporate Governance,
ispirato ai principi di trasparenza e integrità, e approfondito nella Sezione di “Go-
vernance”.
Modello di business
Creazione di valore
per tutti gli stakeholder
Competenze,
innovazione tecnologica
e digitalizzazione
ECCELLENZA
OPERATIVA
NEUTRALITÀ
CARBONICA
AL 2050
ALLEANZE
PER LO
SVILUPPO
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
ECCELLENZA
OPERATIVA
NEUTRALITÀ CARBONICA
AL 2050
ALLEANZE
PER LO SVILUPPO
PROGRAMMI DI SVILUPPO
LOCALE IN LINEA CON L’AGENDA
2030 DELLE NAZIONI UNITE
TRASFORMAZIONE
E FLESSIBILITÀ
DEL PORTAFOGLIO
OBIETTIVI INTERMEDI
DI RIDUZIONE NETTA
IN TERMINI ASSOLUTI
E DI INTENSITÀ EMISSIVA
Valutazione delle emissioni
Scope 1, 2 e 3
generate lungo l’intero ciclo
di vita dei prodotti
Azioni concrete per la totale
decarbonizzazione dei processi
e dei prodotti
Approccio Dual Flag
Partnership pubblico-privato
Creazione posti di lavoro
e trasferimento di know-how
Salute Sicurezza e Ambiente
Diritti Umani & Integrity
Resilienza e Diversificazione
Disciplina finanziaria
CREAZIONE DI VALORE PER TUTTI GLI STAKEHOLDER
Attraverso la presenza integrata in tutta la catena del valore dell’energia
INNOVAZIONE TECNOLOGICA
E DIGITALIZZAZIONE
COMPETENZE
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
5
Approccio responsabile
e sostenibile
IMPEGNI
PRINCIPALI RISULTATI 2021 PRINCIPALI TARGET
NEUTRALITÀ
CARBONICA
AL 2050
CONTRASTO AL
CAMBIAMENTO
CLIMATICO
Eni ha denito un piano di medio-lungo termine volto a cogliere appieno
le opportunità offerte dalla transizione energetica e ridurre progressiva-
mente l’impronta carbonica delle proprie attività impegnandosi a rag-
giungere la totale decarbonizzazione di tutti i prodotti e processi entro
il 2050.
SDG: 7 9 12 13 15 17
-25% indice di intensità emissiva GHG UPS vs. 2014
-31% volumi di idrocarburi inviati a aring di processo vs. 2014
-92% emissioni fuggitive di metano UPS vs. 2014 (Target raggiunto)
-26% Net Carbon Footprint UPS vs. 2018
-10% Net GHG Lifecycle Emissions vs. 2018
-2% Net Carbon Intensity vs. 2018
-43% indice di intensità emissiva GHG UPS nel 2025 vs. 2014
Zero routine aring nel 2025
-80% emissioni fuggitive di metano UPS nel 2025 vs. 2014
Net Zero Carbon Footprint UPS nel 2030 e Eni nel 2035
Net Zero GHG Lifecycle Emissions e Carbon Intensity
nel 2050
ECCELLENZA
OPERATIVA
PERSONE
Eni si impegna a sostenere il percorso di “Just Transition” attraverso il
consolidamento e l’evoluzione delle competenze, valorizzando ogni di-
mensione (professionale e non) delle proprie persone e riconoscendo i
valori della diversità e l’inclusione di tutte le diversità.
SDG: 3 4 5 8 10
31.888 dipendenti in servizio al 31 dicembre (reported +3,6% vs. 2020)
+1,6 punti percentuali incremento popolazione femminile (26,2% nel 2021)
~1,04 mln di ore di formazione (-0,3% rispetto al 2020)
1.500 proli mappati
Incremento di 3 punti percentuali vs. 2020 della
popolazione femminile entro il 2030
Incremento del tasso di sostituzione con target >1 al 2025
Age diversity: +5 p.p. vs. 2021 della popolazione con età
under 30 entro il 2025
+20% ore di formazione al 2025 vs. 2021
SALUTE
Eni considera la tutela della salute delle proprie persone, delle famiglie
e delle comunità dei Paesi in cui opera un requisito fondamentale e ne
promuove il benessere sico, psicologico e sociale.
SDG: 2 3 6 8 17
379.481 servizi sanitari erogati
158.784 registrazioni ad iniziative di promozione della salute
Siglati 11 accordi con le comunità locali, di cui 8 per la gestione della crisi
sanitaria
Iniziative digitali per il monitoraggio e miglioramento
della salubrità degli ambienti di lavoro indoor
Migliorare l’accesso al benessere e alla salute delle
comunità
Sviluppo di iniziative per la promozione dei corretti stili
di vita rivolte ai dipendenti
SICUREZZA
Eni considera la sicurezza sul posto di lavoro un valore imprescindibile da
condividere tra i dipendenti, i contrattisti e gli stakeholder locali e si impe-
gna ad azzerare il vericarsi degli incidenti e a salvaguardare l’integrità
degli asset.
SDG: 3 8
TRIR= 0,34; LTIF
(a)
= 0,23; FATALITY INDEX = 0
114 esercitazioni di emergenza reali effettuate con il coinvolgimento di
personale e mezzi operativi
Erogati oltre 60 corsi sulla sicurezza comportamentale (> di 15.000 ore)
Process Safety: sensibilizzati >14.000 dipendenti e 10.000 contrattisti
TRIR < 0,40; 0 infortuni mortali
Estensione iniziative digitali in ambito sicurezza alle ditte
contrattiste e digitalizzazione dei processi HSE
Focus su sicurezza comportamentale e sul Fattore Umano
RISPETTO PER
L’AMBIENTE
Eni promuove la gestione eciente delle risorse naturali e la tutela delle
aree protette e rilevanti per la biodiversità, con azioni volte al miglioramen-
to dell’ecienza energetica e alla transizione verso un’economia circolare
e identicando potenziali impatti e azioni di mitigazione.
SDG: 3 6 9 11 12 14 15
91% riutilizzo delle acque dolci
+10% prelievi di acque dolci vs. 2020
+19% riuti generati da attività produttive vs. 2020
-35% barili sversati da oil spill vs. 2020
Estensione della mappatura biodiversità agli impianti di energia rinnovabile
Impegno a minimizzare i propri prelievi di acqua dolce
in aree a stress idrico
Riutilizzo dell’acqua dolce in linea con il trend degli
ultimi 5 anni
Acqua di produzione reiniettata in linea con il trend
degli ultimi 5 anni al netto dell’assetto operativo
Sviluppo di nuove tecnologie per il recupero dei riuti
e implementazione su scala industriale
DIRITTI UMANI
Eni si impegna a rispettare i Diritti Umani (DU) nell’ambito delle proprie
attività e a promuoverne il rispetto presso i propri partner e stakeholder.
Tale impegno si fonda sulla dignità di ogni essere umano e sulla respon-
sabilità delle imprese di contribuire al benessere degli individui e delle co-
munità locali.
SDG: 1 2 3 4 6 8 10 16 17
23.893 ore di formazione erogate nell’anno sui DU
100% della famiglia professionale procurement formata sui DU
Inserite da maggio 2021 clausole rafforzate sui DU in tutti i contratti con i
fornitori nella documentazione di gara e in tutti gli standard contrattuali
Elaborazione e roll out Modello Due Diligence DU in materia di lavoro
98% dei contratti di security con clausole sui DU
Completamento del programma triennale di formazione
su business e DU
Proseguire nello svolgimento di analisi speciche sul
100% dei nuovi progetti valutati a rischio diritti umani,
inclusi i progetti di agro-business
Mantenere il 100% dei nuovi fornitori valutati secondo
criteri sociali
FORNITORI
Sviluppare la supply chain in chiave sostenibile, così da generare e tra-
sferire valore a tutti gli stakeholder tramite il Programma di Sustainable
Procurement.
SDG: 3 5 7 8 9 10 12 13 17
Adesione di 2.500 fornitori qualicati Eni a Open-es, in un percorso di crescita
~1.000 fornitori invitati a formazione e self assessment di cyber-security
Applicazione di presidi di sostenibilità nei procedimenti di procurement da aprile
Lancio del Basket Bond Energia sostenibile
Requisiti di sostenibilità in procedimenti di procurement per ~ €2,5 mld
Valutazione del percorso di sviluppo sostenibile per
tutti i fornitori strategici di Eni entro il 2025
TRASPARENZA,
LOTTA ALLA
CORRUZIONE E
STRATEGIA FISCALE
Eni svolge le proprie attività di business con lealtà, correttezza, trasparen-
za, onestà, integrità e nel rispetto delle leggi.
SDG: 16 17
9 Paesi in cui Eni supporta i Multistakeholder Group EITI
(b)
a livello locale
20 audit interni svolti con veriche anti-corruzione
Superamento audit di sorveglianza ISO 37001:2016
Realizzato il modulo in materia Anti-Corruzione e Anti-Riciclaggio del nuovo
e-learning “Codice Etico, Anti-Corruzione e Responsabilità d’Impresa”
Aggiornamento MSG Anti-Corruzione
Erogazione a tutti i dipendenti del nuovo corso “Codice
Etico, Anti-Corruzione e Responsabilità d’Impresa”
Mantenimento della certicazione ISO 37001:2016
Continuos improvement del Compliance Program Anti-
Corruzione
ALLEANZE
PER LO SVILUPPO
MODELLO DI
COOPERAZIONE
Il modello di cooperazione integrato nel modello di business costituisce
un elemento distintivo di Eni, che mira a supportare i Paesi nel consegui-
mento dei propri obiettivi di sviluppo.
SDG: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 13 15 17
€105,3 mln di investimenti per lo sviluppo locale
Accordi con organismi di cooperazione tra cui UNDP (United Nations
Development Programme), AICS (Agenzia Italiana per la Cooperazione
e lo Sviluppo) e organizzazioni della società civile
Al 2025 assicurare l’accesso: all’energia a ~290K
persone; all’educazione a ~72K studenti; ai servizi idrici a
~95K persone; ad iniziative di diversicazione economica
a ~34K
(c)
persone; ai servizi sanitari a ~296K persone
TEMI TRASVERSALI
INNOVAZIONE
TECNOLOGICA
Per Eni la ricerca, lo sviluppo, l’implementazione rapida di nuove tecnologie rap-
presentano un’importante leva strategica per la trasformazione del business.
SDG: 7 9 12 13 17
€177 mln investiti in ricerca e sviluppo
30 nuove domande di primo deposito brevettuale di cui 11 sulle fonti rinnovabili
Garantire che il 70% degli investimenti in ricerca
e sviluppo siano impiegati su temi relativi alla
decarbonizzazione
(a) Total Recordable Injury Rate e Lost Time Injury Frequency Rate.
(b) Extractive Industries Transparency Initiative, supportato da Eni dal 2005.
(c) I 34.000 beneciari includono solo le persone formate e/o supportate per l’avvio o il rafforzamento di speciche attività economiche, non i beneciari per la costruzione di infrastrutture (strade, edici civili, ecc.)
o per le nuove attività di agro-business in corso di avvio. In alcuni casi i beneciari non sono oggetto di formazione ma ricevono input, fondi o altro per avviare le attività economiche.
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
La Mission esprime con chiarezza l’impegno di Eni nel voler giocare un ruolo determinante nel processo di “Just Transition”
per raggiungere l’obiettivo di zero emissioni nette entro il 2050 in un’ottica di condivisione dei beneci sociali ed economici
con i lavoratori, la catena di fornitura, le comunità e i clienti in maniera inclusiva, trasparente e socialmente equa,
contribuendo al raggiungimento degli Obiettivi per lo Sviluppo Sostenibile (SDG).
IMPEGNI
PRINCIPALI RISULTATI 2021 PRINCIPALI TARGET
NEUTRALITÀ
CARBONICA
AL 2050
CONTRASTO AL
CAMBIAMENTO
CLIMATICO
Eni ha denito un piano di medio-lungo termine volto a cogliere appieno
le opportunità offerte dalla transizione energetica e ridurre progressiva-
mente l’impronta carbonica delle proprie attività impegnandosi a rag-
giungere la totale decarbonizzazione di tutti i prodotti e processi entro
il 2050.
SDG: 7 9 12 13 15 17
-25% indice di intensità emissiva GHG UPS vs. 2014
-31% volumi di idrocarburi inviati a aring di processo vs. 2014
-92% emissioni fuggitive di metano UPS vs. 2014 (Target raggiunto)
-26% Net Carbon Footprint UPS vs. 2018
-10% Net GHG Lifecycle Emissions vs. 2018
-2% Net Carbon Intensity vs. 2018
-43% indice di intensità emissiva GHG UPS nel 2025 vs. 2014
Zero routine aring nel 2025
-80% emissioni fuggitive di metano UPS nel 2025 vs. 2014
Net Zero Carbon Footprint UPS nel 2030 e Eni nel 2035
Net Zero GHG Lifecycle Emissions e Carbon Intensity
nel 2050
ECCELLENZA
OPERATIVA
PERSONE
Eni si impegna a sostenere il percorso di “Just Transition” attraverso il
consolidamento e l’evoluzione delle competenze, valorizzando ogni di-
mensione (professionale e non) delle proprie persone e riconoscendo i
valori della diversità e l’inclusione di tutte le diversità.
SDG: 3 4 5 8 10
31.888 dipendenti in servizio al 31 dicembre (reported +3,6% vs. 2020)
+1,6 punti percentuali incremento popolazione femminile (26,2% nel 2021)
~1,04 mln di ore di formazione (-0,3% rispetto al 2020)
1.500 proli mappati
Incremento di 3 punti percentuali vs. 2020 della
popolazione femminile entro il 2030
Incremento del tasso di sostituzione con target >1 al 2025
Age diversity: +5 p.p. vs. 2021 della popolazione con età
under 30 entro il 2025
+20% ore di formazione al 2025 vs. 2021
SALUTE
Eni considera la tutela della salute delle proprie persone, delle famiglie
e delle comunità dei Paesi in cui opera un requisito fondamentale e ne
promuove il benessere sico, psicologico e sociale.
SDG: 2 3 6 8 17
379.481 servizi sanitari erogati
158.784 registrazioni ad iniziative di promozione della salute
Siglati 11 accordi con le comunità locali, di cui 8 per la gestione della crisi
sanitaria
Iniziative digitali per il monitoraggio e miglioramento
della salubrità degli ambienti di lavoro indoor
Migliorare l’accesso al benessere e alla salute delle
comunità
Sviluppo di iniziative per la promozione dei corretti stili
di vita rivolte ai dipendenti
SICUREZZA
Eni considera la sicurezza sul posto di lavoro un valore imprescindibile da
condividere tra i dipendenti, i contrattisti e gli stakeholder locali e si impe-
gna ad azzerare il vericarsi degli incidenti e a salvaguardare l’integrità
degli asset.
SDG: 3 8
TRIR= 0,34; LTIF
(a)
= 0,23; FATALITY INDEX = 0
114 esercitazioni di emergenza reali effettuate con il coinvolgimento di
personale e mezzi operativi
Erogati oltre 60 corsi sulla sicurezza comportamentale (> di 15.000 ore)
Process Safety: sensibilizzati >14.000 dipendenti e 10.000 contrattisti
TRIR < 0,40; 0 infortuni mortali
Estensione iniziative digitali in ambito sicurezza alle ditte
contrattiste e digitalizzazione dei processi HSE
Focus su sicurezza comportamentale e sul Fattore Umano
RISPETTO PER
L’AMBIENTE
Eni promuove la gestione eciente delle risorse naturali e la tutela delle
aree protette e rilevanti per la biodiversità, con azioni volte al miglioramen-
to dell’ecienza energetica e alla transizione verso un’economia circolare
e identicando potenziali impatti e azioni di mitigazione.
SDG: 3 6 9 11 12 14 15
91% riutilizzo delle acque dolci
+10% prelievi di acque dolci vs. 2020
+19% riuti generati da attività produttive vs. 2020
-35% barili sversati da oil spill vs. 2020
Estensione della mappatura biodiversità agli impianti di energia rinnovabile
Impegno a minimizzare i propri prelievi di acqua dolce
in aree a stress idrico
Riutilizzo dell’acqua dolce in linea con il trend degli
ultimi 5 anni
Acqua di produzione reiniettata in linea con il trend
degli ultimi 5 anni al netto dell’assetto operativo
Sviluppo di nuove tecnologie per il recupero dei riuti
e implementazione su scala industriale
DIRITTI UMANI
Eni si impegna a rispettare i Diritti Umani (DU) nell’ambito delle proprie
attività e a promuoverne il rispetto presso i propri partner e stakeholder.
Tale impegno si fonda sulla dignità di ogni essere umano e sulla respon-
sabilità delle imprese di contribuire al benessere degli individui e delle co-
munità locali.
SDG: 1 2 3 4 6 8 10 16 17
23.893 ore di formazione erogate nell’anno sui DU
100% della famiglia professionale procurement formata sui DU
Inserite da maggio 2021 clausole rafforzate sui DU in tutti i contratti con i
fornitori nella documentazione di gara e in tutti gli standard contrattuali
Elaborazione e roll out Modello Due Diligence DU in materia di lavoro
98% dei contratti di security con clausole sui DU
Completamento del programma triennale di formazione
su business e DU
Proseguire nello svolgimento di analisi speciche sul
100% dei nuovi progetti valutati a rischio diritti umani,
inclusi i progetti di agro-business
Mantenere il 100% dei nuovi fornitori valutati secondo
criteri sociali
FORNITORI
Sviluppare la supply chain in chiave sostenibile, così da generare e tra-
sferire valore a tutti gli stakeholder tramite il Programma di Sustainable
Procurement.
SDG: 3 5 7 8 9 10 12 13 17
Adesione di 2.500 fornitori qualicati Eni a Open-es, in un percorso di crescita
~1.000 fornitori invitati a formazione e self assessment di cyber-security
Applicazione di presidi di sostenibilità nei procedimenti di procurement da aprile
Lancio del Basket Bond Energia sostenibile
Requisiti di sostenibilità in procedimenti di procurement per ~ €2,5 mld
Valutazione del percorso di sviluppo sostenibile per
tutti i fornitori strategici di Eni entro il 2025
TRASPARENZA,
LOTTA ALLA
CORRUZIONE E
STRATEGIA FISCALE
Eni svolge le proprie attività di business con lealtà, correttezza, trasparen-
za, onestà, integrità e nel rispetto delle leggi.
SDG: 16 17
9 Paesi in cui Eni supporta i Multistakeholder Group EITI
(b)
a livello locale
20 audit interni svolti con veriche anti-corruzione
Superamento audit di sorveglianza ISO 37001:2016
Realizzato il modulo in materia Anti-Corruzione e Anti-Riciclaggio del nuovo
e-learning “Codice Etico, Anti-Corruzione e Responsabilità d’Impresa”
Aggiornamento MSG Anti-Corruzione
Erogazione a tutti i dipendenti del nuovo corso “Codice
Etico, Anti-Corruzione e Responsabilità d’Impresa”
Mantenimento della certicazione ISO 37001:2016
Continuos improvement del Compliance Program Anti-
Corruzione
ALLEANZE
PER LO SVILUPPO
MODELLO DI
COOPERAZIONE
Il modello di cooperazione integrato nel modello di business costituisce
un elemento distintivo di Eni, che mira a supportare i Paesi nel consegui-
mento dei propri obiettivi di sviluppo.
SDG: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 13 15 17
€105,3 mln di investimenti per lo sviluppo locale
Accordi con organismi di cooperazione tra cui UNDP (United Nations
Development Programme), AICS (Agenzia Italiana per la Cooperazione
e lo Sviluppo) e organizzazioni della società civile
Al 2025 assicurare l’accesso: all’energia a ~290K
persone; all’educazione a ~72K studenti; ai servizi idrici a
~95K persone; ad iniziative di diversicazione economica
a ~34K
(c)
persone; ai servizi sanitari a ~296K persone
TEMI TRASVERSALI
INNOVAZIONE
TECNOLOGICA
Per Eni la ricerca, lo sviluppo, l’implementazione rapida di nuove tecnologie rap-
presentano un’importante leva strategica per la trasformazione del business.
SDG: 7 9 12 13 17
€177 mln investiti in ricerca e sviluppo
30 nuove domande di primo deposito brevettuale di cui 11 sulle fonti rinnovabili
Garantire che il 70% degli investimenti in ricerca
e sviluppo siano impiegati su temi relativi alla
decarbonizzazione
(a) Total Recordable Injury Rate e Lost Time Injury Frequency Rate.
(b) Extractive Industries Transparency Initiative, supportato da Eni dal 2005.
(c) I 34.000 beneciari includono solo le persone formate e/o supportate per l’avvio o il rafforzamento di speciche attività economiche, non i beneciari per la costruzione di infrastrutture (strade, edici civili, ecc.)
o per le nuove attività di agro-business in corso di avvio. In alcuni casi i beneciari non sono oggetto di formazione ma ricevono input, fondi o altro per avviare le attività economiche.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
7
Lettera agli azionisti
Cari Azionisti,
Eni segue con grande attenzione e profondo cordoglio i drammatici eventi del conflit-
to in Ucraina e partecipa al dolore delle popolazioni coinvolte. Dal 2014, anno in cui
fu applicato il regime sanzionatorio internazionale contro la Russia, abbiamo attuato
una politica di progressivo disimpegno dall’upstream del Paese e oggi la nostra pre-
senza in Russia è marginale, limitata alla partecipazione nel gasdotto Blue Stream
per l’esportazione di gas russo in Turchia, dalla quale abbiamo annunciato l’uscita.
Nell’ambito di una crisi geopolitica di tale portata e di potenziali enormi “disruptions”
nei mercati delle materie prime, stiamo lavorando assiduamente con le istituzioni e
i nostri partner per garantire la sicurezza degli approvvigionamenti energetici all’Ita-
lia e ai nostri clienti diffusi nel mondo al fine di garantire il normale corso della vita
civile e dell’economia. In questi mesi le forniture di gas internazionale, grazie anche
al nostro diversificato portafoglio, sono avvenute con regolarità; ad ogni modo Eni si
sta preparando a gestire possibili scenari estremi, facendo leva sulla flessibilità delle
forniture di gas in portafoglio, sulla disponibilità di infrastrutture e di importanti vo-
lumi di GNL, sulle relazioni di lungo termine con gli Stati petroliferi prospicienti l’area
del Mediterraneo.
Guardando ai risultati e a quanto avvenuto nel 2021, la nostra Società ha reagito
con rapidità e determinazione alla profonda crisi sociale ed economica generata dal
COVID-19, accelerando la trasformazione del proprio modello di business per diventa-
re leader nella transizione energetica e perseguire la strategia di neutralità carbonica
al 2050. Forte attenzione è stata posta alla salvaguardia della solidità patrimoniale e
finanziaria attraverso la disciplina nella spesa e la ridefinizione delle priorità nell’allo-
cazione delle risorse.
Con l’attenuazione dell’emergenza sanitaria, la vigorosa ripartenza macroeconomica
del 2021, progressivamente estesa dall’Asia ai paesi occidentali, ha trainato la doman-
da oil&gas globale che è rimbalzata in modo sincrono in tutte le aree, creando tensioni
dal lato di un’offerta poco reattiva a causa di anni di bassi investimenti nel settore
upstream, riproponendo in tutta la sua criticità il tema della sicurezza energetica. In
questo quadro, i prezzi degli idrocarburi hanno registrato una ripresa di ampie pro-
porzioni con le quotazioni del gas naturale ai massimi storici e a valori quadruplicati
rispetto al 2020, mentre il prezzo del Brent è aumentato del 70%. Grazie alla selettività
nello spending, alla riduzione dei costi e alle ottimizzazioni del portafoglio, Eni è stata
in grado di cogliere il rafforzamento dello scenario, riportando eccellenti risultati ope-
rativi e finanziari. Abbiamo consolidato un utile operativo adjusted di €9,7 miliardi e un
utile netto adjusted di €4,3 miliardi. La forte generazione di cassa adjusted di €12,7
miliardi ha consentito di finanziare agevolmente i capex organici di €5,8 miliardi per il
mantenimento delle produzioni e la crescita dei business delle rinnovabili, liberando un
free cash flow organico di €7,6 miliardi, in grado di coprire la manovra di portafoglio
a sostegno dei business della transizione (€2,1 miliardi), il pagamento dei dividendi e
il ricorso al buy-back (in totale €2,8 miliardi), ritornati a livelli pre-pandemia, nonché di
ridurre il debito netto a €9 miliardi e il rapporto di leva a 0,20 verso 0,31 a fine 2020.
Eni continuerà a focalizzarsi sulla disciplina finanziaria per contenere la cash neutrality
attualmente a 40 $ Brent per la copertura degli investimenti organici e del dividen-
do, puntando sulla tecnologia per accelerare la decarbonizzazione ed estrarre valore
Lucia Calvosa
Presidente
Claudio Descalzi
Amministratore Delegato
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Lettera agli azionisti
dalla ristrutturazione del portafoglio con l’ormai prossima quotazione in borsa del business retail&re-
newables di Plenitude. Il portafoglio upstream rimane un’importante leva di creazione di valore per la
transizione energetica, come dimostrano, da un lato, il successo della quotazione di Vår Energi presso
la borsa norvegese, la più grande IPO di una società O&G da oltre un decennio, e, dall’altro, la prossima
creazione insieme a BP di un veicolo strategico in Angola che combinerà le operazioni dei due partner.
L’offerta pubblica di azioni Plenitude, della quale manterremo il controllo, rappresenta uno dei
passi strategici verso l’azzeramento delle emissioni GHG Scope 3 associate ai nostri clienti retail.
Plenitude sarà strutturata come entità finanziariamente autonoma in modo da garantire una più
efficiente struttura del capitale e farà leva su un modello di business unico, frutto della combina-
zione sinergica tra portafoglio clienti, rinnovabili e punti ricarica per veicoli elettrici per accelerare
la crescita della capacità di generazione verde riducendone il profilo di rischio e aumentando la
quota di mercato. La nuova realtà parte da una solida base di 10 milioni di clienti e oltre 2 GW di
capacità rinnovabile installata e in costruzione.
Nel 2021 abbiamo realizzato rilevanti progressi nella decarbonizzazione grazie al nostro approc-
cio pragmatico che consiste nell’affrontare il tema delle emissioni valorizzando le tecnologie, gli
asset e le competenze esistenti per proporre soluzioni industriali ed economiche, applicabili da
subito, investendo al contempo in tecnologie “break-through” in grado di cambiare il paradigma
energetico nel lungo termine.
Insieme alla Commonwealth Fusion System, società spin-out del MIT di cui siamo il principale azio-
nista, abbiamo raggiunto un traguardo straordinario con il test di connamento del plasma nel pro-
cesso di fusione magnetica, una tecnologia che potrebbe rappresentare un game changer nel per-
corso di decarbonizzazione essendo potenzialmente in grado di produrre enormi quantità di energia,
in modo sicuro, virtualmente inesauribile e a zero emissioni. Il successo del test apre la strada al rag-
giungimento dell’energia netta in un impianto dimostrativo che puntiamo a realizzare entro il 2025.
Nel Regno Unito, il progetto integrato HyNet per il trasporto, la cattura e lo stoccaggio di CO2, ope-
rato da un consorzio di aziende di cui Eni è capofila, è stato selezionato dal governo britannico tra
le iniziative di decarbonizzazione di maggiore interesse ai fini dell’ottenimento dei finanziamenti
pubblici, consentendo prevedibilmente l’avvio delle attività entro il 2025 ed aprendo l’opportunità
di accedere a un modello di business a tariffa regolata.
Lo sviluppo dei biocarburanti è uno dei driver del percorso di transizione energetica di Eni fondato
sull’economia circolare. Tale linea d’azione fa leva sulle nostre due bioranerie di Gela e Venezia,
asset distintivi grazie alle tecnologie proprietarie d’avanguardia e ai costanti miglioramenti di prodot-
to e processo. Nel 2021 è stata avviata la produzione di carburanti sostenibili per l’aviazione “SAF”
(sustainable aviation fuels) da materie prime “UCO” (oli usati e altri scarti) non in competizione con
la catena alimentare, impiegando le tecnologie proprietarie della ranazione tradizionale. La produ-
zione di SAF vedrà una fase di ramp-up con circa 10 mila tonnellate/anno mediante co-feeding degli
impianti a carica petrolifera con UCO, no alla partenza nel 2024 del progetto Eni Biojet presso la
bioraneria di Gela che consentirà l’immissione sul mercato di ulteriori 150 mila tonnellate/anno di
SAF provenienti al 100% da materie prime bio, in grado di soddisfare il potenziale obbligo del mer-
cato italiano per il 2025. Confermiamo l’impegno a rendere i nostri biocarburanti palm-free entro il
2023, grazie alle nostre continue innovazioni di processo e l’entrata in esercizio presso Gela dell’unità
BTU in grado di ampliare in misura signicativa la essibilità di lavorazione dei feedstock, tanto che
nel 2021 l’incidenza dell’olio di palma si è ridotta di un terzo.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
9
In Africa, stiamo attuando in collaborazione con i governi di Angola, Benin, Congo, Costa d’Avorio,
Mozambico, Kenya e Ruanda, progetti per la realizzazione di filiere di agribusiness per colture a
ridotto impatto ambientale da utilizzare come feedstock per le nostre bioraffinerie, promuovendo
l’economia circolare attraverso il recupero e la valorizzazione di aree marginali non in competi-
zione con la catena alimentare e la creazione di opportunità occupazionali e di sviluppo locale.
Questi progetti saranno sostenuti dalla ricerca di Eni che, in collaborazione con un partner di lun-
ga esperienza come Bonifiche Ferraresi, fornirà il supporto agronomico per la sperimentazione e
lo sviluppo delle coltivazioni più idonee.
La sostenibilità dell’azione industriale si coniuga con quella finanziaria. Nel 2021 abbiamo adotta-
to, primi a livello mondiale nel settore energetico, un set di linee guida in materia di raccolta soste-
nibile sul mercato dei capitali (Sustainability-Linked Financing Framework), in base al quale nei fu-
turi contratti di finanziamento e di strumenti derivati sarà previsto, ove possibile, un meccanismo
premiante in funzione del raggiungimento di uno o più target di decarbonizzazione. In applicazione
di tale framework, nel maggio 2021 abbiamo emesso il primo sustainability-linked bond del nostro
settore, del valore di un miliardo di euro a un costo molto competitivo legato al conseguimento di
obiettivi di Net Carbon Footprint Upstream (Scope 1 e 2) e di capacità installata per la produzione
di energia elettrica da fonti rinnovabili. Il successo dell’operazione testimonia la credibilità dei no-
stri target emissivi e la capacità di creare valore attraverso la transizione energetica.
I progressi della nostra strategia di decarbonizzazione e l’eccellenza delle performance di soste-
nibilità sono riconosciuti e apprezzati dai mercati finanziari e dagli investitori ESG. Siamo stati
inclusi tra le prime dieci società nel nuovo indice MIB ESG di Euronext e siamo stati confermati
leader nei principali ratings ESG e indici specialistici (MSCI, Sustainalytics, V.E, FTSE4Good Deve-
loped Index, World Benchmark Alliance), ottenendo il Prime Status dal rating ISS ESG. Risultati di
eccellenza sono stati conseguiti anche negli indici con focus clima (Climate Action 100+ Net Zero
Benchmark, Carbon Tracker, Transition Pathway Initiative). Eni è stata inclusa per la prima volta nel
Gender-Equality Index (GEI) di Bloomberg, un indice ponderato sulla capitalizzazione di mercato
che monitora le performance delle società quotate impegnate nella trasparenza nella rendiconta-
zione dei dati di genere. L’indice, che include 418 aziende in 45 paesi e regioni, misura l’uguaglianza
di genere basandosi su cinque pilastri: leadership femminile e sviluppo di talenti, parità di salario
e parità di retribuzione di genere, cultura inclusiva, politiche contro le molestie sessuali, e brand a
favore delle donne.
Gli eccellenti risultati 2021 di Eni sono stati trainati dalla robusta performance della E&P che ha
realizzato un EBIT di €9,3 miliardi, pari a sei volte quello del 2020, con una produzione di 1,68
milioni di boe/g in linea con i piani.
L’esplorazione per Eni si conferma driver di crescita e di creazione di valore. Nel 2021 abbiamo
scoperto 700 milioni di boe di nuove risorse al costo competitivo di $1,3/boe. Il principale suc-
cesso dell’anno è stato quello della scoperta del giant Baleine nell’offshore profondo della Costa
d’Avorio, con un potenziale minerario di oltre 2 miliardi di barili di olio in posto e circa 2,4 trilioni
di piedi cubi (TCF) di gas associato che sarà sviluppato in modalità “fast-track” e per fasi e sarà il
primo progetto del continente africano realizzato con zero emissioni nette (scope 1 e 2). L’impor-
tanza della scoperta apre eventuali opportunità di monetizzazione anticipata attraverso l’applica-
zione del dual-exploration model. L’esplorazione in aree prossime a infrastrutture in produzione
(ILX – Infrastructure Led Exploration) ha continuato a generare ritorni eccellenti in particolare in
Angola nel Blocco 15/06 con una sequenza di scoperte satelliti, nel 2021 quelle di Cabaca N e
Cuica, in grado di mantenere il plateau della FPSO N’Goma che opera l’area, allungandone la vita
utile e i cash flow. Altre importanti scoperte di prossimità sono state quelle di Sayulita nel Blocco
10 offshore del Messico, che incrementa le prospettive di commercialità dell’area, di Eban nel
blocco CTP 4 offshore del Ghana in prossimità dell’hub produttivo Sankofa e l’appraisal di Maha
nell’offshore indonesiano.
10
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
La nostra fase di sviluppo genera valore grazie all’integrazione con la fase esplorativa per massi-
mizzare le sinergie con gli asset esistenti, la parallelizzazione delle attività e l’approccio fast-track
che prevede l’avvio in early production e il successivo ramp-up per ridurre l’esposizione finan-
ziaria. Con questo modello svilupperemo in modalità “fast track”, il Baleine con avvio atteso nel
2023, mentre nel 2021 abbiamo conseguito gli start-up delle scoperte Cabaca N/Cuica in Angola,
di Merakes in Indonesia, Berkine in Algeria e di Mahani in EAU.
I rilevanti progressi di Eni nella riduzione del time-to-market delle riserve sono testimoniati dall’a-
vanzamento del nostro progetto “flagship” Coral South, approvato nel 2017 a soli trentasei mesi
dalla finalizzazione della campagna esplorativa e prossimo ormai al completamento con il varo
dell’unità FLNG (Floating Liquefied Natural Gas), il primo impianto GNL galleggiante, la cui co-
struzione avviata nel 2018 ha rispettato i budget tempi/costi, nonostante la pandemia. La FLNG
ha raggiunto il bacino di Rovuma, al largo del Mozambico, dove sarà allacciata ai pozzi produttivi
sottomarini nella seconda metà del 2022 per il first gas. Il progetto genererà introiti significativi
per il Paese, e creerà più di 800 nuovi posti di lavoro durante il periodo operativo.
Intendiamo estrarre valore dal nostro portafoglio upstream attraverso la costituzione con partner
selezionati di veicoli societari autonomi, aventi valenza strategica in grado di crescere e generare
ritorni per gli azionisti. Vår Energi la JV costituita nel 2018 tra Eni e il fondo PE HitecVision, la
più grande compagnia indipendente del settore E&P della Norvegia, testimonia la validità e la
robustezza del nostro modello. La JV è cresciuta di circa il 30% dal 2018 a oggi, producendo
attualmente 245 mila barili equivalenti e distribuendo un flusso stabile di dividendi agli azionisti.
Con la quotazione presso la borsa di Oslo nel febbraio 2022 abbiamo monetizzato una parte di
tale valore inespresso . Sul modello Vår Energi, stiamo lavorando con BP per combinare i rispettivi
portafogli upstream in Angola, creando un top player nel Paese.
Anche il settore Global Gas/LNG portfolio “GGP” ha registrato un anno record con un EBIT di quasi
€600 milioni, sullo sfondo di uno scenario molto complesso caratterizzato da un’offerta corta di
gas a livello globale che ha innescato aumenti senza precedenti delle quotazioni spot agli hub con-
tinentali, ma con dinamiche avverse come evidenzia il rovesciamento degli spread tra il prezzo del
gas Italia rispetto ai prezzi europei. In un contesto di estrema volatilità, il settore ha fatto leva sulle
flessibilità del portafoglio e le rinegoziazioni contrattuali che hanno sostenuto l’eccellente perfor-
mance del 2021. L’operazione per la creazione di una JV con un partner strategico come Snam per
la gestione delle dorsali di approvvigionamento dall’Algeria si inquadra nella nostra strategia volta
a estrarre valore dal portafoglio di asset liberando risorse per la transizione energetica.
R&M ha affrontato uno dei più sfidanti scenari di raffinazione della storia con margini negativi
per tutto l’anno a causa del ritardo nella ripresa post-COVID di segmenti chiave quali il jet fuel e
del significativo aumento degli oneri per CO2. La buona performance del marketing e le azioni di
ottimizzazione dell’assetto impiantistico hanno consentito di assorbire quasi completamente lo
scenario negativo. Grazie all’acquisizione dell’operatore italiano FRI-EL siamo entrati nel settore
delle bioenergie e prevediamo attraverso la riconversione degli asset acquisiti la produzione di
biometano.
La Chimica, con Versalis, ha ottenuto una solida performance con un EBIT di circa €200 milioni,
rispetto a una perdita di pari ammontare nel 2020, grazie all’incremento del tasso di utilizzo degli
impianti che ha garantito maggiori disponibilità di prodotto in una fase di forte ripresa del ciclo pe-
trolchimico con periodi di tensione sul lato dell’offerta e margini delle commodity molto sostenuti.
Abbiamo continuato nella strategia di riposizionamento del mix produttivo per ridurre il peso della
petrolchimica oil-linked, aumentando l’esposizione ai segmenti delle specialties e della chimica
verde. In tale ambito abbiamo acquisito il controllo di Finproject, che consolida la nostra posizione
nel settore delle applicazioni di polimeri formulati a elevate prestazioni e del compounding, meno
soggetti alle oscillazioni delle commodity, e abbiamo rilevato la tecnologia e gli impianti di Ecopla-
stic, società specializzata nella filiera del recupero delle plastiche usate, con l’obiettivo di accele-
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
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rare la crescita del riciclo meccanico avanzato e di ampliare la gamma di polimeri da riciclo Ver-
salis Revive®. Nel 2022 sarà avviata la ristrutturazione del sito di Porto Marghera, che prevede la
riconversione in hub per la produzione di plastiche ottenute totalmente da materia prima da riciclo.
Le tecnologie proprietarie svolgeranno un ruolo fondamentale nell’accelerare la riconversione “gre-
en” di Versalis riducendo la dipendenza dal feedstock petrolifero; tra queste puntiamo sul riciclo
chimico delle plastiche non riutilizzabili (tecnologia HOOP), sulla valorizzazione delle biomasse fo-
restali per la produzione di bioetanolo e biogas (tecnologia PROESA) in collaborazione con partner
qualificati come Saipem e BTS Biogas.
Il segmento Retail&Renewable gestito da Plenitude ha conseguito risultati molto solidi con un
Ebitda di €0,6 miliardi (+25% vs 2020), una base clienti superiore a 10 milioni di PdF (+4% vs
31.12.2020) e una capacità di generazione rinnovabile installata/in costruzione di oltre 2 GW,
ampiamente superiore alle previsioni iniziali per il 2021, grazie a una serie di mirate acquisizioni
di impianti eolici/FV in esercizio/costruzione in Spagna, Francia e Italia, sinergici alla presenza
commerciale, all’espansione negli USA e per linee interne. Il portafoglio di progetti acquisiti e la
partecipazione a tutte e tre le fasi A/B/C del progetto eolico offshore Dogger Bank nel Mare del
Nord ci consentono di rivedere al rialzo i nostri target di capacità installata al 2025. L’offerta di
Plenitude è stata arricchita con l’ingresso nel segmento dei punti di ricarica per veicoli elettrici
rilevando l’operatore BeCharge che svilupperà una rete di circa 30 mila punti di ricarica al 2025. La
partnership tra Eni, BeCharge ed Enel X per l’interoperabilità delle rispettive reti di ricarica, renderà
ancora più solida la nostra strategia di mobilità sostenibile, dando a tutti i clienti la possibilità di
accedere al servizio in modo semplice ed economico, ivi compresi i clienti delle stazioni di rifor-
nimento “eni Live Stations”, presso le quali installeremo entro il 2050 circa 1.000 punti di ricarica
in modalità veloce/ultraveloce per renderli sempre più dei “mobility point”.
Strategia e piano operativo 2022-2025
Nel prossimo quadriennio prevediamo un prezzo del Brent sostenuto dalle dinamiche correnti di
mercato, con una domanda in ripresa che dovrebbe recuperare i livelli pre-pandemia entro il 2022 e
un’offerta limitata dalle problematiche produttive e dalla disciplina nanziaria delle compagnie petro-
lifere internazionali. La previsione è di 80 $/bbl nel 2022, 75 $ nel 2023 per poi stabilizzarsi a 70 $/barile.
Nel lungo termine, la quotazione del greggio è prevista crescere in linea con l’inazione no al 2035,
per poi declinare in relazione alla progressione della transizione energetica. Tale scenario è oggetto
di continuo monitoraggio alla luce dell’imprevedibile evoluzione della crisi tra Russia e Ucraina.
Per il prossimo quadriennio abbiamo varato una manovra di investimenti da €28 miliardi (in media
circa €7 miliardi/anno) che sarà attuata secondo i nostri parametri di disciplina nanziaria e opera-
tiva, e cioè nel rispetto di soglie minime di redditività, garantendo la coerenza dei proli emissivi con
gli obiettivi di decarbonizzazione di lungo termine e la copertura integrale mediante il usso di cassa
operativo. Il free cash ow organico e i proventi del piano di dismissioni, in particolare le operazioni di
collocamento in borsa di Plenitude e di Vår Energi, ci consentiranno di mantenere una solida struttura
patrimoniale e di garantire competitivi ritorni ai nostri azionisti.
I nostri processi di capital allocation fanno un ulteriore passo in avanti nella direzione degli obiet-
tivi di Parigi con una quota del 25% della manovra capex, rispetto al 20% del piano precedente,
diretta al potenziamento della capacità di generazione rinnovabile, alla crescita dell’economia
circolare dei biocarburanti e della chimica verde, allo “scaling up” di nuove soluzioni energetiche e
servizi e agli interventi di efficienza energetica e decarbonizzazione degli asset legacy.
Confermiamo il ruolo delle nostre due Direzioni Generali nell’attuare percorsi distinti ma sinergici di
esecuzione della strategia Eni di net zero emission al 2050: Natural Resources impegnata a massi-
mizzare il valore e decarbonizzare gli asset O&G; Energy Evolution volta a sviluppare i nuovi business
di rinnovabili ed economia circolare, e ad attuare la trasformazione industriale degli asset legacy.
12
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Prevediamo di anticipare il raggiungimento dei target emissivi di Gruppo definendo entro il 2030
la riduzione del 35% delle emissioni Scope 1+2+3, rispetto al 25% del precedente piano strategico,
e dell’80% al 2040 (rispetto al 65%).
Il raggiungimento del target Net Zero emission Scope 1 e 2 di Gruppo è stato anticipato di 5 anni
al 2035 (rispetto al precedente 2040) prevedendo il target intermedio di riduzione del 40% vs.
2018 al 2025.
Nell’ambito di tali linee guida, Il settore E&P sarà gestito per massimizzare il flusso di cassa
operativo nel rispetto della disciplina finanziaria, per generare le risorse necessarie a finanziare
la crescita dei business della transizione e a remunerare gli azionisti, sviluppando al contempo
progetti di cattura e stoccaggio della CO2 e iniziative in ambito Natural Climate Solutions per ac-
celerare il conseguimento dell’obiettivo net zero per gli ambiti emissivi 1 e 2 del business.
L’esplorazione è un driver strategico del percorso di decarbonizzazione di Eni, nel duplice ruolo di
garanzia del rimpiazzo delle riserve prodotte per assicurare gli approvvigionamenti energetici di
cui la società ha bisogno durante la transizione e di allineamento del nostro portafoglio di risorse
agli obiettivi di mix produttivo e di profili emissivi di medio-lungo termine coerenti con il nostro
target di net zero al 2050. Le iniziative saranno molto selettive per rispettare i vincoli di capital
discipline con uno spending medio annuo di circa €0,4 miliardi destinati per il 90% a iniziative
near field a rapidi ritorni economici, il restante 10% a selezionati temi high risk/high reward con
elevata quota di operatorship da monetizzare in caso di successi significativi attraverso il nostro
dual exploration model.
Alle attività di sviluppo saranno allocati circa €4 mld/anno. È inoltre previsto l’aumento delle pro-
duzioni del 3% l’anno nel piano fino a 1,89 milioni di boe/g al 2025 grazie al contributo degli avvii
e dei ramp-up del quadriennio, che insieme all’esplorazione di prossimità assicureranno circa 800
mila boe/d di nuove produzioni, e grazie agli interventi di ottimizzazione per allungare la vita utile
dei campi e contrastare il declino naturale. Nel 2022 è previsto il rilevante start-up di Coral South
LNG in Mozambico, nel 2023 quello di Baleine in Costa d’Avorio e del progetto LNG in Congo.
Continua il piano di decarbonizzazione dell’upstream che raggiungerà entro il 2025 il 65% del tar-
get di zero emissioni nette (Scope 1 e 2) calcolate sulle produzioni equity, fissato per il 2030, con-
fermando il target di riduzione dell’intensità emissiva della produzione operata del 43% rispetto al
2014 grazie agli interventi programmati di efficienza energetica, l’azzeramento del gas flaring di
routine al 2025 e le ottimizzazioni delle operations. L’altra linea d’azione è l’offset delle emissioni
mediante iniziative in ambito Natural Climate Solutions, i cui crediti di carbonio sono certificati
da primarie società di audit. In base alle previsioni di contrattualizzazione delle iniziative in corso,
stimiamo una progressiva crescita della generazione di crediti emissivi con una disponibilità di
circa 11 milioni di tonnellate al 2025.
I progetti di cattura della CO2 vedranno l’avvio nel 2025 del cluster HyNet nella baia di Liverpool in
UK, la realizzazione della fase dimostrativa dell’hub di Ravenna nel 2023 e le valutazioni/studi di
fattibilità di altri hub di stoccaggio.
In sinergia con la nostra bioraffinazione, svilupperemo su scala industriale l’agribusiness in paesi
africani nostri partner per la produzione di raccolti da utilizzare come feedstock per l’HVO nel
rispetto dei più elevati standard di sostenibilità. Kenya e Congo sono i paesi in fase di start up
con l’avvio dei progetti pilota a inizio 2022 e successive estensioni delle coltivazioni fino a una
produzione nel 2025 di oltre 170 mila tonnellate.
GGP, la cui asset base sarà semplificata grazie al parziale disinvestimento dalle società che gesti-
scono le dorsali di approvvigionamento dall’Algeria, farà leva su un portafoglio derischiato rispet-
to all’esposizione allo spread TTF vs PSV (mercati nord Europa vs Italia) grazie alle rinegoziazioni
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
13
del 2021 e alle competenze di trading, generando Ebit stabili e sostenuti e un robusto cash flow.
L’altro driver di creazione di valore sarà l’espansione nel mercato GNL che farà leva sulle maggiori
disponibilità equity (in Indonesia con il progetto Merakes e in Nigeria con l’avvio di nuova capa-
cità a Bonny) e sulla massimizzazione del tasso di utilizzo dell’impianto equity di Damietta, con
l’obiettivo di più di 15 MTPA di volumi di GNL contrattualizzati.
Plenitude, in virtù della propria autonomia finanziaria ed operativa, sarà uno dei driver del percor-
so di decarbonizzazione del Gruppo, raggiungendo già al 2040 il target net zero per le emissioni
associate ai clienti grazie alla fornitura di gas e power provenienti al 100% da fonti rinnovabili,
bio o carbon neutral (idrogeno) e ricorrendo all’offset delle emissioni residue con certificati verdi.
Il piano prevede entro il 2025 oltre 11 milioni di punti di fornitura rispetto ai 10 milioni correnti,
un incremento di 3 volte la capacità installata a oltre 6 GW rispetto al 2022 e l’espansione della
rete di punti di ricarica di EV a circa 30.000 unità al 2025. Volano di questo sviluppo sarà l’inte-
grazione tra la produzione di energia elettrica rinnovabile e i clienti retail, in particolare nei paesi
di copresenza, che consentirà di massimizzare le sinergie con un’offerta sempre competitiva e
progressivamente più “green”.
Il settore R&M ha tracciato un piano di forte sviluppo della bioranazione, di ecientamento/otti-
mizzazione degli asset tradizionali e di evoluzione della rete verso il modello di mobilità sostenibile. È
previsto che la capacità di bioranazione raggiunga 2 milioni di tonnellate al 2025 grazie alla conver-
sione con altri partner di una raneria tradizionale extra-Europa e il potenziamento di Venezia. Altro
driver di valore sarà il piano di conversione degli impianti acquisiti di produzione di energia elettrica
da bioenergia in biometano con l’obiettivo di immettere in rete 200 milioni di metri cubi al 2025.
Il progetto di mobilità sostenibile ridisegnerà le nostre stazioni di servizio trasformandole in hub
di mobilità, affiancando ai carburanti tradizionali l’offerta per i veicoli a zero emissioni: colonnine
di ricarica, carburanti innovativi idrogeno, gnl bio, HVO 100% e servizi di sostituzione delle batterie
delle city car elettriche. La stazione di servizio diventerà un centro multiservice in grado di rispon-
dere alle esigenze dei clienti facendo leva sulle partnership con qualificati operatori (e-commerce,
food&beverage, parking, rent-a-car, merchandise, carte).
Versalis proseguirà nella strategia di trasformazione per diventare un’azienda chimica leader, diffe-
renziata e sostenibile, utilizzando le tecnologie proprietarie quali leve di riconversione e di crescita.
La base impiantistica tradizionale sarà ottimizzata e resa più efficiente; l’hub di Porto Marghera
sarà riqualificato in un polo di produzione di plastiche da riciclo meccanico grazie anche all’inte-
grazione di Ecoplastic, nonché in un incubatore di nuovi business con la realizzazione dell’impianto
IPA a idrogeno. La specializzazione del portafoglio ci consentirà di beneficiare della forte crescita
attesa nei segmenti funzionali alla transizione energetica (elastomeri premium per gli EV, gradi di
polietilene per il fotovoltaico) e sarà potenziata dal solido posizionamento nel compounding, gra-
zie all’integrazione di Finproject che abbiamo completamente acquisito lo scorso anno.
Le tecnologie Eni svolgeranno un ruolo fondamentale a sostegno del percorso di decarboniz-
zazione e della crescita dei business contribuendo a creare nuovi mercati aggredibili. Una delle
principali linee d’azione sarà quella dello sviluppo della tecnologia della fusione a confinamento
magnetico dopo gli ottimi risultati del 2021, con l’obiettivo al 2025 di mettere in esercizio SPARC,
il primo impianto al mondo per la fusione che dimostrerà la produzione netta di energia, in grado
di aprire la strada alla successiva fase commerciale prevista agli inizi degli anni 30. Le altre linee
d’azione riguardano l’economia circolare con l’avvio dell’impianto HOOP per il riciclo chimico delle
plastiche altrimenti non riutilizzabili, la conversione della frazione umida dei rifiuti urbani in pro-
dotti energetici (waste-to-fuels/chemicals/hydrogen), l’applicazione della tecnologia proprietaria
PROESA per la valorizzazione delle biomasse forestali attraverso la conversione in bioetanolo
o biogas e le nuove tecnologie rinnovabili, quali lo sfruttamento del moto ondoso delle maree
(ISWEC), la cattura della CO2 tramite biofissazione algale (mineralizzazione) e i potenziali sviluppi
14
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
nella produzione di energia termoelettrica con cattura intrinseca della CO2. Il piano R&D prevede
un impegno di spesa di circa €1 mld nel quadriennio.
Nel complesso, il piano d’azione 2022-2025 proietta un Gruppo con fondamentali robusti e una
redditività in crescita, grazie alla strategia di trasformazione adottata in risposta al downturn che,
da un lato, ha aumentato la resilienza dei business tradizionali e la loro capacità di generare cas-
sa, e, dall’altro, ha posto le basi per una fase di forte sviluppo dei business della transizione che
fa perno sull’integrazione di tecnologie, su nuovi modelli di business e sulla stretta collaborazione
con i nostri stakeholders.
La platea dei nostri stakeholder beneficerà dell’azione industriale sempre più sostenibile di Eni
grazie alla progressiva riduzione delle emissioni, all’attenzione al local content, al rispetto dei di-
ritti umani nella catena di fornitura, alla qualità dei nostri prodotti/servizi e ai continui programmi
di sviluppo delle nostre persone fondati sulla valorizzazione del contributo di ciascuno e sulla
motivazione.
I risultati attesi nel prossimo quadriennio renderanno ancora più solida la nostra strategia di
carbon neutrality al 2050 grazie alla crescente visibilità dei target intermedi e delle tappe di av-
vicinamento. La disciplina finanziaria e la selettività nello spending, il controllo dei costi e le ini-
ziative di espansione dei margini ci consentiranno di contenere ulteriormente la cash neutrality e
di produrre importanti avanzi di cassa operativa alle nostre conservative assunzioni di scenario
Brent, che saranno utilizzati per accelerare la crescita dei business green, mantenere solidi indici
patrimoniali e garantire competitivi ritorni agli azionisti.
In considerazione della portata e della complessità degli eventi relativi alla crisi tra Russia e Ucraina,
nell’immediato il tema della sicurezza energetica e della stabilità degli approvvigionamenti rappre-
senta un fattore cruciale nella denizione delle strategie e dei piani operativi nel prossimo futuro.
A conclusione di un biennio caratterizzato, prima, da una crisi globale, poi, da una forte ripresa
macroeconomica, in un contesto sempre sfidante e incerto, Eni emerge più forte e resistente, in
grado di giocare un ruolo di leader nel processo di transizione dell’economia, e di tutto questo
rendiamo merito alle donne e agli uomini di Eni che, mai come in questo periodo, hanno dimo-
strato spirito di gruppo, flessibilità, tenacia e capacità di interpretare al meglio la nostra missione.
A tutti loro va il nostro più sentito ringraziamento.
Roma, 17 marzo 2022
Lucia Calvosa
La Presidente
Claudio Descalzi
L’Amministratore Delegato
Per il Consiglio di Amministrazione
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
15
Nel 2021 Eni ha conseguito una delle migliori performance economico-nanziarie
dell’ultimo decennio e accelerato l’implementazione della strategia di trasformazione
verso un’offerta di prodotti e servizi decarbonizzati. Superata l’emergenza, la riparten-
za macroeconomica del 2021, progressivamente allargatasi dall’Asia ai paesi occiden-
tali, ha trainato la domanda oil&gas globale che dopo il declino del picco pandemico è
rimbalzata in modo sincrono in tutte le geograe, creando tensioni dal lato di un’offer-
ta poco reattiva a causa dei tagli degli investimenti nel settore upstream, riproponen-
do in tutta la sua criticità il tema della sicurezza energetica.
Eccellenti risultati: Grazie alla selettività nello spending, alla riduzione dei costi
e alle ottimizzazioni del portafoglio, Eni è stata in grado di cogliere il rafforzamento
dello scenario, riportando un eccellente set di risultati operativi e nanziari con un
utile operativo adjusted di €9,7 mld (con un incremento di €7,8 mld vs. 2020, +400%).
Il usso di cassa da attività operativa di €12,7 mld ha nanziato capex netti di €5,8
mld. Il free cash ow organico di €7,6 mld ha consentito di coprire il pagamento dei
dividendi e il buy-back (in totale €2,8 mld) e la manovra di portafoglio a sostegno dei
business della transizione (€2,1 mld). La struttura patrimoniale si conferma solida e
robusta raggiungendo livelli pre-crisi con una riduzione del debito netto a €9 mld e il
rapporto di leva a 0,20 vs. 0,31 a ne 2020.
Valorizzazione del portafoglio: Eni ha implementato iniziative volte ad estrarre
valore dalla ristrutturazione del portafoglio creando veicoli indipendenti e focalizzati in
grado di attrarre capitali, creare valore e accelerare la crescita. Nell’ambito di tale strate-
gia, è stato avviato l’iter di quotazione di Plenitude, la controllata Eni che integra le attività
retail Gas & Power, rinnovabili e mobilità elettrica con l’obiettivo di decarbonizzare il por-
tafoglio clienti Eni. Lo scorso 16 febbraio è stata collocata presso il mercato norvegese
una quota di circa l’11,2% di Vår Energi, nell’ambito della più grande IPO del settore O&G
europeo da oltre una decade, consentendo ad Eni di valorizzare gli investimenti fatti n
ora e garantendo che la società possa crescere anche grazie a nuovi possibili capitali.
L’11 marzo 2022, in Angola è stato rmato l’accordo per la costituzione con BP di Azule
Energy, una nuova business combination a controllo congiunto che permetterà di acce-
lerare lo sviluppo degli asset nel Paese.
Trasformazione di business: nel 2021 è stato accelerato il processo di trasfor-
mazione del nostro modello di business. Il target “net zero scope 1+2+3 al 2050”
consentirà ai clienti Eni di orientarsi verso un’offerta di prodotti decarbonizzati. In-
stallato un livello di capacità di Gruppo da fonti rinnovabili pari a circa 1,2 GW, più che
triplicata nel 2021, superando il target di oltre 2 GW di capacità installata inclusi gli
asset in costruzione. Nella bioranazione e nella produzione dei relativi bio-feestock
diversicati sono stati fatti importanti passi in avanti, riducendo l’incidenza dell’olio
di palma nella produzione di bio-diesel. In Africa in collaborazione con i governi di
Kenya, Angola, Congo, Benin, Costa d’Avorio, Mozambico e Ruanda fatti passi avanti
nei progetti di biofuel attraverso la creazione di liere integrate di agro-biofeedstock
non in competizione con la catena alimentare per approvvigionare le bio-ranerie
Eni e decarbonizzare il mix energetico locale. Le competenze maturate negli anni
hanno consentito ad Eni di raggiungere solidi risultati e di attuare la trasformazione,
perseverando al contempo nell’assicurare performance eccellenti in materia di HSE,
di salute e sicurezza delle persone e di asset integrity.
Eni in sintesi
“Nel corso del 2021 abbiamo
raggiunto risultati eccellenti e
accelerato la nostra strategia
di trasformazione che fa leva
sull’integrazione di tecnologie,
nuovi modelli di business e
stretta collaborazione con i
nostri stakeholders. La rigorosa
disciplina finanziaria e la
riduzione dei costi messe in
campo in seguito alla crisi
pandemica ci hanno consentito
di cogliere al meglio la forte
ripresa economica del 2021.
L’Upstream continua da un
lato a fornirci le risorse per
alimentare la nostra strategia
di decarbonizzazione, mentre i
business legati alla transizione,
come quelli raccolti nella nuova
società Plenitude, offrono
dall’altro lato il loro importante
contributo. In questo modo
abbiamo consolidato un EBIT
di €9,7 mld e un utile netto
adjusted di €4,3 mld.
La forte generazione di cassa,
che ha beneficiato anche
della selettività nelle scelte
di spesa, ha reso disponibili
€7,6 mld di free cash flow
organico, in grado di accelerare
la crescita dei business green
e di coprire dividendi e buy-
back già ritornati a livelli
pre-pandemia, e ridurre il
rapporto d’indebitamento al
20%, rispetto al 31% dello
scorso anno. Continua inoltre la
trasformazione del portafoglio
per estrarre valore dai nostri
business, ottimizzare il costo
del capitale e massimizzare la
crescita […]”
Claudio Descalzi CEO Eni
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
>2 GW
capacità installata inclusi
gli asset in costruzione
1,1mln ton
capacità di bioranazione
1.166 GWh
produzione energia
da fonti rinnovabili
585mila ton
produzione di biocarburanti
0,20
leverage
0,34
TRIR
(infortuni registrabili/ore lavorate)
11mln ton CO
2
eq.
Net Carbon Footprint upstream
-2% vs. 2020
Net Carbon Intensity dei prodotti
energetici venduti
0,00
3
321
2
1
10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 80,00
Utile operativo reported (€mld)
Prezzo medio del greggio Brent dated PSV
Remunerazione degli azionisti (€mld)
1.200
1.000
800
600
400
200
0
PSV
TTF
202120202019
500
1.000
1.500
Produzioni energia
da fonti rinnovabili
di Gruppo (GWh)
Capacità installata
di fonti rinnovabili
di Gruppo (MW)
0,0-5,0 5,0 10,0 15,0
2012
2019
2021
2018
2020
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5
0,0 5,0 10,0 15,0
Indebitamento finanziario netto (€mld)
Free cash flow organico (€mld)
Sviluppo delle rinnovabili
0,0-2,0 2,0 4,0 6,0 8,0
2019
2020
2021
190
61
393
1.166
351
1.188
2012
2019
2021
2018
2020
2012
2019
2021
2018
2020
0
200
400
600
800
1000
1200
64,30
41,67
70,73
1,119
1,142
1,183
4,3
171
112
487
1,7
(0,9)
Prezzo medio del greggio
Brent dated ($/BL)
SERM ($/BL)
PSV (€/mgl mc)Cambio medio EUR/USD
2019 2020 2021 2019 2020 2021 2019 2020 2021 2019 2020 2021
0,00
3
321
2
1
10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 80,00
Utile operativo reported (€mld)
Prezzo medio del greggio Brent dated PSV
Remunerazione degli azionisti (€mld)
1.200
1.000
800
600
400
200
0
PSV
TTF
202120202019
500
1.000
1.500
Produzioni energia
da fonti rinnovabili
di Gruppo (GWh)
Capacità installata
di fonti rinnovabili
di Gruppo (MW)
0,0-5,0 5,0 10,0 15,0
2012
2019
2021
2018
2020
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5
0,0 5,0 10,0 15,0
Indebitamento finanziario netto (€mld)
Free cash flow organico (€mld)
Sviluppo delle rinnovabili
0,0-2,0 2,0 4,0 6,0 8,0
2019
2020
2021
190
61
393
1.166
351
1.188
2012
2019
2021
2018
2020
2012
2019
2021
2018
2020
0
200
400
600
800
1000
1200
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17
PRINCIPALI DATI ECONOMICI E FINANZIARI
2021 2020 2019
Ricavi della gestione caratteristica
(€ milioni) 76.575 43.987 69.881
Utile (perdita) operativo
12.341 (3.275) 6.432
Utile (perdita) operativo adjusted
(a)
9.664 1.898 8.597
Exploration & Production 9.293 1.547 8.640
Global Gas & LNG Portfolio 580 326 193
Rening & Marketing e Chimica 152 6 21
Plenitude & Power 476 465 370
Utile (perdita) netto adjusted
(a)(b)
4.330 (758) 2.876
Utile (perdita) netto
(b)
5.821 (8.635) 148
Flusso di cassa netto da attività operativa
12.861 4.822 12.392
Investimenti tecnici
(c)
5.313 4.644 8.376
di cui: ricerca esplorativa
391
283
586
sviluppo riserve di idrocarburi 3.443 3.077 5.931
Dividendi per esercizio di competenza
(d)
3.022 1.286 3.078
Dividendi pagati nell'esercizio
2.358
1.965
3.018
Totale attività a ne periodo
137.765 109.648 123.440
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
44.519 37.493 47.900
Indebitamento nanziario netto ante IFRS 16
8.987
11.568
11.477
Indebitamento nanziario netto post IFRS 16
14.324 16.586 17.125
Capitale investito netto
58.843 54.079 65.025
di cui: Exploration & Production
48.014
45.252
53.358
Global Gas & LNG Portfolio (823) 796 1.327
Rening & Marketing e Chimica 9.815 8.786 10.215
Plenitude & Power
5.474
2.284
1.787
Prezzo delle azioni a ne periodo
(€) 12,2 8,6 13,9
Numero medio ponderato di azioni in circolazione
(milioni) 3.566,0 3.572,5 3.592,2
Capitalizzazione di borsa
(e)
(€ miliardi)
44
31
50
PRINCIPALI INDICATORI REDDITUALI E FINANZIARI
2021 2020 2019
Utile (perdita) netto
- per azione
(a)
(€)
1,60
(2,42)
0,04
- per ADR
(a)(b)
($) 3,78 (5,53) 0,09
Utile (perdita) netto adjusted
- per azione
(a)
(€)
1,21
(0,21)
0,80
- per ADR
(a)(b)
($) 2,86 (0,48) 1,79
Cash ow
- per azione
(a)
(€)
3,61
1,35
3,45
- per ADR
(a)(b)
($) 8,54 3,08 7,72
Return on average capital employed (ROACE) adjusted
(%)
8,4
(0,6)
5,3
Leverage ante IFRS 16
20
31
24
Leverage post IFRS 16
32 44 36
Gearing
24 31 26
Coverage
15,7 (3,1) 7,3
Current ratio
1,3 1,4 1,2
Debt coverage
89,8 29,1 72,4
Net Debt/EBITDA adjusted
83,7 174,1 100,7
Dividendo di competenza
(€ per azione) 0,86 0,36 0,86
Total Shareholders Return (TSR)
(%) 52,4 (34,1) 6,7
Dividend yield
(c)
7,1 4,2 6,3
DIPENDENTI
2021 2020 2019
Exploration & Production
(numero) 9.409 9.815 10.272
Global Gas & LNG Portfolio
847 700 711
Rening & Marketing e Chimica
13.072 11.471 11.626
Plenitude & Power
2.464 2.092 2.056
Corporate e altre attività
6.897 7.417 7.388
Gruppo
32.689 31.495 32.053
(a) Misure di risultato Non-GAAP.
(b) Di competenza azionisti Eni.
(c) Include operazioni di reverse
factoring nel 2021.
(d) L’importo 2021 (relativamente
al saldo del dividendo) è stimato.
(e) Prodotto del numero delle azioni
in circolazione per il prezzo di
riferimento di borsa di ne periodo.
(a) Interamente diluito. Calcolato
come rapporto tra l’utile netto/
cash ow e il numero medio di
azioni in circolazione nell’esercizio.
L’ammontare in dollari è convertito
sulla base del cambio medio di
periodo rilevato dalla Reuters
(WMR).
(b) Un ADR rappresenta due azioni.
(c) Rapporto tra dividendo di
competenza e media delle
quotazioni del mese di dicembre.
18
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
DATI OPERATIVI
2021 2020 2019
EXPLORATION & PRODUCTION
Produzione di idrocarburi
(migliaia di boe/giorno) 1.682 1.733 1.871
Riserve certe di idrocarburi
(milioni di boe) 6.628 6.905 7.268
Vita utile residua delle riserve certe
(anni)
10,8
10,9
10,6
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve
(%) 55 43 92
Prot per boe
(a)(c)
($/boe) 4,8 3,8 7,7
Opex per boe
(b)
7,5
6,5
6,4
Finding & Development cost per boe
(c)
20,4 17,6 15,5
GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO
Vendite gas naturale
(miliardi di metri cubi) 70,45 64,99 72,85
di cui: in Italia
36,88 37,30 37,98
internazionali 33,57 27,69 34,87
Vendite GNL
10,9 9,5 10,1
REFINING & MARKETING E CHIMICA
Capacità di bioranazione
(milioni di tonnellate/anno) 1,1 1,1 1,1
Produzioni vendute di biocarburanti certicati
(migliaia di tonnellate) 585 622 256
Tasso di utilizzo medio bioranerie
(%) 65 63 44
Quota di mercato rete in Italia
22,3 23,2 23,6
Vendite di prodotti petroliferi rete Europa
(milioni di tonnellate) 7,23 6,61 8,25
Stazioni di servizio rete Europa a ne periodo
(numero) 5.314 5.369 5.411
Erogato medio per stazione di servizio rete Europa
(migliaia di litri) 1.521 1.390 1.766
Tasso di utilizzo medio degli impianti di ranazione tradizionale
(%) 76 69 88
Produzioni di prodotti petrolchimici
(migliaia di tonnellate) 8.476 8.073 8.068
Tasso di utilizzo medio degli impianti petrolchimici
(%) 66 65 67
PLENITUDE & POWER
Capacità installata da fonti rinnovabili a ne periodo
(megawatt) 1.137 335 174
Produzione di energia da fonti rinnovabili
(gigawattora) 986 340 61
Vendite gas retail e business
(miliardi di metri cubi) 7,85 7,68 8,62
Vendite retail e business energia elettrica a clienti nali
(terawattora) 16,49 12,49 10,92
Produzione termoelettrica
22,36
20,95
21,66
Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi
28,54 25,33 28,28
SALUTE, SICUREZZA E AMBIENTE
(a)
2021
2020 2019
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)
(infortuni registrabili/ore
lavorate) x 1.000.000
0,34 0,36 0,34
dipendenti
0,40
0,37
0,21
contrattisti 0,32 0,35 0,39
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)
(milioni di tonnellate di CO
2
eq.) 40,1 37,8 41,2
Emissioni indirette di GHG (Scope 2)
0,81
0,73
0,69
Emissioni indirette di GHG (Scope 3) da utilizzo di prodotti venduti
(b)
176 185 204
Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3)
(c)
456 439 501
Net Carbon Intensity (Scope 1+2+3)
(c)
(grammi di CO
2
eq./MJ)
67
68
68
Net carbon footprint upstream (Scope 1+2)
(c)
(milioni di tonnellate di CO
2
eq.) 11,0 11,4 14,8
Net carbon footprint Eni (Scope 1+2)
(c)
33,6 33,0 37,6
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione lorda
di idrocarburi operata (upstream)
(tonnellate di CO
2
eq./migliaia
di boe)
20,2 20,0 19,6
Indice di ecienza operativa Gruppo
32,0 31,6 31,4
Emissioni fuggitive di metano (upstream)
(migliaia di tonnellate di CH
4
) 9,2 11,2 21,9
Volumi di idrocarburi inviati a aring di routine
(miliardi di Sm³) 1,2 1,0 1,2
Volumi totali oil spill (>1 barile)
(barili)
4.406
6.824
7.265
di cui: da atti di sabotaggio
3.051 5.866 6.232
operativi 1.355 958 1.033
Prelievi idrici di acqua dolce
(milioni di metri cubi)
125
113
128
Acqua di produzione reiniettata
(%) 58 53 58
INNOVAZIONE
2021 2020 2019
Spesa in R&S
(€ milioni) 177 157 194
Domande di primo deposito brevettuale
(numero)
30
25
34
(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.
(a) Ove non diversamente indicato,
i KPI fanno riferimento a dati 100%
degli asset operati.
(b) Categoria 11 del GHG Protocol
– Corporate Value Chain (Scope 3)
Standard. Stimate sulla base della
produzione upstream in quota Eni in
linea con le metodologie IPIECA.
(c) KPI calcolati su base equity.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
19
Attività di stakeholder engagement
PRINCIPALI ATTIVITÀ DI STAKEHOLDER ENGAGEMENT NELL’ANNO
CATEGORIE DI STAKEHOLDER
Operando in 69 Paesi con contesti socio-economici differenti la comprensione delle aspettative degli stakeholder e la condi-
visione con questi delle scelte sono per Eni elementi fondamentali per la creazione di valore di lungo periodo, costruendo rap-
porti improntati alla reciproca ducia, trasparenza e integrità. La comprensione dei contesti locali e la gestione delle aspet-
tative degli stakeholder sui temi di sostenibilità sono supportate dal 2018 dall’utilizzo dell’applicativo aziendale “Stakeholder
Management System” (SMS) che “mappa” gli stakeholder secondo la loro rilevanza e il loro interesse verso le attività dell’a-
zienda, nei Paesi e nei territori di presenza. Inoltre, SMS traccia i rapporti con gli stakeholder incluse richieste, grievance (la-
mentele) e azioni di risposta intraprese e supporta la tracciabilità prevista dagli strumenti normativi anti-corruzione interni in
materia di rapporti con soggetti rilevanti. In tal modo, il sistema consente di comprendere i principali temi rilevanti per gli sta-
keholder e i potenziali impatti sui Diritti Umani, identicando anche l’eventuale presenza di gruppi vulnerabili e di aree censi-
te dall’UNESCO come siti di particolare interesse culturale e/o naturalistico (World Heritage Sites, WHS).Il sistema è in uso in
relazione ad attività e nuovi progetti di tutte le linee di business Eni e consente il monitoraggio della relazione con circa 4.800
stakeholder (+20% rispetto al 2020).
PERSONE DI ENI
E SINDACATI
NAZIONALI
E INTERNAZIONALI
Percorsi professionali e formativi sulle competenze emergenti legate alle strategie di business e amplia-
mento della mappatura delle competenze.
Iniziative formative a supporto dell’inclusione e del riconoscimento del valore di ogni tipo di diversità e
iniziative internazionali a supporto del team building e dell’innovazione.
Sottoscrizione del nuovo accordo per lo smart working in Italia con nuove misure di Welfare aziendale.
Accordo per l’integrazione nel GFA - della Convenzione ILO n.°190 e della Raccomandazione ILO
n.°206 sull’eliminazione della violenza e delle molestie nel mondo del lavoro.
Sottoscritto con le Organizzazioni Sindacali il contratto di espansione per favorire il ricambio genera-
zionale e iniziative per l’aggiornamento delle competenze.
COMUNITÀ
FINANZIARIA
Presentazione del piano strategico di lungo termine al 2050 e piano 2020-23, seguito da Roadshow
virtuale del CEO e del top management nelle principali piazze nanziarie.
Dialogo con il mercato, in particolare sulla politica di remunerazione 2020.
Confronti sui risultati trimestrali e update della strategia nel Q2 2020.
Partecipazione del top management alle conferenze tematiche organizzate dalle banche.
Partecipazione alle conferenze tematiche in ambito ESG.
COMUNITÀ LOCALI E
COMMUNITY BASED
ORGANIZATION
Mappatura di oltre 770 comunità locali (incluse quelle indigene) nei Paesi di presenza e denizione delle
iniziative di engagement locale.
Consultazioni delle autorità e comunità locali per le nuove attività esplorative e/o per lo sviluppo di nuovi
progetti, nonché per la pianicazione e gestione di progetti di sviluppo locale.
Gestione di richieste e grievance espressi dalle comunità locali.
Consultazioni con le comunità nei Paesi in cui sono stati condotti Human Rights Impact
Assessment.
CONTRATTISTI, FORNITORI
E PARTNER COMMERCIALI
Coinvolgimento dei fornitori nel percorso di transizione energetica tramite 15 workshop tematici e par-
tecipazione a conferenze ed eventi.
Sviluppo e lancio di Open-es, la piattaforma aperta a tutti per lo sviluppo sostenibile delle imprese median-
te iniziative formative e di engagement (misurazione della CO
2
e redazione del bilancio di sostenibilità).
Due Diligence sui diritti umani: applicazione del modello risk-based sul rispetto dei diritti umani
lungo il processo di procurement.
Programma “Basket Bond - Energia Sostenibile”, strumento di nanza innovativa rivolto ai for-
nitori qualicati Eni e alla liera dell’energia, ideato per consentire alle aziende impegnate nella
transizione energetica l’attuazione di progetti ed investimenti nalizzati allo sviluppo sostenibile.
CLIENTI E CONSUMATORI
Incontri e workshop con Presidenti, Segretari Generali e Responsabili Energia delle Associazione dei Con-
sumatori (AdC) nazionali e locali su temi quali sostenibilità, economia circolare, boniche, risanamento
ambientale, transizione energetica, risparmio energetico, servizio clienti e nuove iniziative commerciali.
Sponsorizzazione iniziative AdC sui temi di sostenibilità ed economia circolare.
Incontri territoriali con le AdC regionali del Consiglio Nazionale dei Consumatori e degli Utenti.
ISTITUZIONI NAZIONALI,
EUROPEE
ED INTERNAZIONALI
Incontri e tavoli di lavoro con rappresentanti politici e istituzionali e organizzazioni locali, nazionali, eu-
ropee e internazionali sui temi energia, clima, transizione energetica, ambiente, sviluppo sostenibile,
ricerca e innovazione, digitalizzazione ed economia circolare.
Partecipazione a confronti su tematiche energetiche e ambientali promossi dal Governo e dal Parlamen-
to italiano, dalle istituzioni europee, dagli organismi internazionali e dalle istituzioni nazionali estere.
Rappresentazione del posizionamento Eni su transizione energetica e decarbonizzazione nei
principali consessi multilaterali internazionali (es. G20, B20, COP26).
Ingaggio e dialogo istituzionale nel contesto di partnership e membership con think tank e orga-
nismi associativi nazionali, europei e internazionali e con organismi internazionali e/o promossi
da istituzioni europee sulla transizione energetica e tematiche geopolitiche.
UNIVERSITÀ E CENTRI
DI RICERCA
Incontri con università, centri ed enti pubblici di Ricerca, consorzi e società terze con cui Eni collabora
per lo sviluppo di tecnologie innovative.
Accordi e collaborazioni con Politecnico di Milano e Torino, Università di Bologna, Napoli (Federico II),
Pavia, Padova, Milano Bicocca, MIT, CNR, INSTM, ENEA, RSE e INGV
(a)
.
Collaborazioni con a) Università della Basilicata per supporto al Master Geoscience for Energy Transi-
tions b) Università Enna Kore per contributi didattici aziendali per corsi accademici.
Costituzione con CNR di 4 centri di ricerca nel Mezzogiorno per uno sviluppo ambientale ed eco-
nomico sostenibile in Italia e nel mondo.
Con il PoliMI: attivate collaborazioni per lo sviluppo di modelli di valutazione di impatto (Local
Content e SDG) e per nuove edizioni del Master Energy Innovation; aderito alla Piattaforma di
Ricerca Congiunta sull’Idrogeno “Hydrogen-JRP”; costituito un Centro Congiunto per “l’Accelera-
zione della Transizione Energetica nell’ambito delle Tecnologie per l’Ambiente e l’Energia”.
ORGANIZZAZIONI VOLONTARIE
DI ADVOCACY E DI CATEGORIA
ASSOCIAZIONI CONFINDUSTRIALI
Adesione e partecipazione a OGCI, IPIECA, WBCSD, UN GLOBAL COMPACT, EITI
(b)
; collaborazione con
IHRB
(c)
e altre istituzioni internazionali sui diritti umani.
Convegni, dibattiti, eventi e iniziative di formazione su temi di sostenibilità (energia, economia circolare,
boniche, responsabilità sociale); realizzazione di linee guida e condivisione di best practice.
Incontri con organismi associativi e partecipazione a tavoli di lavoro su tematiche strategiche,
monitorando eventuali evoluzioni legislative.
Incontri con Associazioni Imprenditoriali Territoriali inerenti il sistema Eni della Supply Chain So-
stenibile e le tematiche energetiche di evidenza aziendale.
Presidenza dell’Action Council “Sustainability & Global Emergencies” nell’ambito del B20 Italy
2021 organizzato da Conndustria.
Sottoscrizione di: a) un accordo di collaborazione avente a oggetto il Concorso Best Performer
dell’Economia Circolare di Conndustria; b) “Manifesto Lavoro ed Energia per una transizione
sostenibile” tra Conndustria Energia e Organizzazioni Sindacali.
ORGANIZZAZIONI PER LA
COOPERAZIONE E LO SVILUPPO
Consolidamento, attraverso accordi di collaborazione/partenariato, delle attività di sviluppo condotte in-
sieme ad organizzazioni internazionali. Sviluppati accordi con United Nations Development Programme
- UNDP, United Nations Industrial Development Organization – UNIDO, World Bank.
Accordi con istituzioni italiane ed europee, banche di sviluppo, settore privato, enti e agenzie di coope-
razione, faith based organizations e organizzazioni della società civile: Cassa Depositi e Prestiti - CDP,
Standard Bank, Agenzia Italiana per la Cooperazione allo Sviluppo - AICS, USAID, Ajuda de Desenvolvi-
mento de Povo para Povo - ADPP, AVSI, CUAMM, VIS, Fondazione E4Impact, Banco Alimentare, Istituto
Don Bosco di Maputo.
(a) Massachusetts Institute of Technology; Consiglio Nazionale delle Ricerche; Consorzio Interuniversitario Nazionale per la Scien-
za e Tecnologia dei Materiali; Agenzia nazionale per le nuove tecnologie, l’energia e lo sviluppo economico sostenibile; Ricerca sul
Sistema Energetico; Istituto nazionale di geosica e vulcanologia.
20
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Salute e sicurezza sul luogo di lavoro
Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia scale
Contrasto al cambiamento climatico/riduzione delle emissioni GHG
Riduzione degli impatti ambientali
Sviluppo locale
Tutela dei diritti umani
Biodiversità
Persone e Sviluppo del capitale umano
Innovazione
Digitalizzazione e Cyber Security
Relazione con i clienti e consumatori
Gestione responsabile della catena di fornitura
Diversità, inclusione e work-life balance
Local Content
Accesso all’energia
Economia circolare
TEMI PRINCIPALI AFFRONTATI
PERSONE DI ENI
E SINDACATI
NAZIONALI
E INTERNAZIONALI
Percorsi professionali e formativi sulle competenze emergenti legate alle strategie di business e amplia-
mento della mappatura delle competenze.
Iniziative formative a supporto dell’inclusione e del riconoscimento del valore di ogni tipo di diversità e
iniziative internazionali a supporto del team building e dell’innovazione.
Sottoscrizione del nuovo accordo per lo smart working in Italia con nuove misure di Welfare aziendale.
Accordo per l’integrazione nel GFA - della Convenzione ILO n.°190 e della Raccomandazione ILO
n.°206 sull’eliminazione della violenza e delle molestie nel mondo del lavoro.
Sottoscritto con le Organizzazioni Sindacali il contratto di espansione per favorire il ricambio genera-
zionale e iniziative per l’aggiornamento delle competenze.
COMUNITÀ
FINANZIARIA
Presentazione del piano strategico di lungo termine al 2050 e piano 2020-23, seguito da Roadshow
virtuale del CEO e del top management nelle principali piazze nanziarie.
Dialogo con il mercato, in particolare sulla politica di remunerazione 2020.
Confronti sui risultati trimestrali e update della strategia nel Q2 2020.
Partecipazione del top management alle conferenze tematiche organizzate dalle banche.
Partecipazione alle conferenze tematiche in ambito ESG.
COMUNITÀ LOCALI E
COMMUNITY BASED
ORGANIZATION
Mappatura di oltre 770 comunità locali (incluse quelle indigene) nei Paesi di presenza e denizione delle
iniziative di engagement locale.
Consultazioni delle autorità e comunità locali per le nuove attività esplorative e/o per lo sviluppo di nuovi
progetti, nonché per la pianicazione e gestione di progetti di sviluppo locale.
Gestione di richieste e grievance espressi dalle comunità locali.
Consultazioni con le comunità nei Paesi in cui sono stati condotti Human Rights Impact
Assessment.
CONTRATTISTI, FORNITORI
E PARTNER COMMERCIALI
Coinvolgimento dei fornitori nel percorso di transizione energetica tramite 15 workshop tematici e par-
tecipazione a conferenze ed eventi.
Sviluppo e lancio di Open-es, la piattaforma aperta a tutti per lo sviluppo sostenibile delle imprese median-
te iniziative formative e di engagement (misurazione della CO
2
e redazione del bilancio di sostenibilità).
Due Diligence sui diritti umani: applicazione del modello risk-based sul rispetto dei diritti umani
lungo il processo di procurement.
Programma “Basket Bond - Energia Sostenibile”, strumento di nanza innovativa rivolto ai for-
nitori qualicati Eni e alla liera dell’energia, ideato per consentire alle aziende impegnate nella
transizione energetica l’attuazione di progetti ed investimenti nalizzati allo sviluppo sostenibile.
CLIENTI E CONSUMATORI
Incontri e workshop con Presidenti, Segretari Generali e Responsabili Energia delle Associazione dei Con-
sumatori (AdC) nazionali e locali su temi quali sostenibilità, economia circolare, boniche, risanamento
ambientale, transizione energetica, risparmio energetico, servizio clienti e nuove iniziative commerciali.
Sponsorizzazione iniziative AdC sui temi di sostenibilità ed economia circolare.
Incontri territoriali con le AdC regionali del Consiglio Nazionale dei Consumatori e degli Utenti.
ISTITUZIONI NAZIONALI,
EUROPEE
ED INTERNAZIONALI
Incontri e tavoli di lavoro con rappresentanti politici e istituzionali e organizzazioni locali, nazionali, eu-
ropee e internazionali sui temi energia, clima, transizione energetica, ambiente, sviluppo sostenibile,
ricerca e innovazione, digitalizzazione ed economia circolare.
Partecipazione a confronti su tematiche energetiche e ambientali promossi dal Governo e dal Parlamen-
to italiano, dalle istituzioni europee, dagli organismi internazionali e dalle istituzioni nazionali estere.
Rappresentazione del posizionamento Eni su transizione energetica e decarbonizzazione nei
principali consessi multilaterali internazionali (es. G20, B20, COP26).
Ingaggio e dialogo istituzionale nel contesto di partnership e membership con think tank e orga-
nismi associativi nazionali, europei e internazionali e con organismi internazionali e/o promossi
da istituzioni europee sulla transizione energetica e tematiche geopolitiche.
UNIVERSITÀ E CENTRI
DI RICERCA
Incontri con università, centri ed enti pubblici di Ricerca, consorzi e società terze con cui Eni collabora
per lo sviluppo di tecnologie innovative.
Accordi e collaborazioni con Politecnico di Milano e Torino, Università di Bologna, Napoli (Federico II),
Pavia, Padova, Milano Bicocca, MIT, CNR, INSTM, ENEA, RSE e INGV
(a)
.
Collaborazioni con a) Università della Basilicata per supporto al Master Geoscience for Energy Transi-
tions b) Università Enna Kore per contributi didattici aziendali per corsi accademici.
Costituzione con CNR di 4 centri di ricerca nel Mezzogiorno per uno sviluppo ambientale ed eco-
nomico sostenibile in Italia e nel mondo.
Con il PoliMI: attivate collaborazioni per lo sviluppo di modelli di valutazione di impatto (Local
Content e SDG) e per nuove edizioni del Master Energy Innovation; aderito alla Piattaforma di
Ricerca Congiunta sull’Idrogeno “Hydrogen-JRP”; costituito un Centro Congiunto per “l’Accelera-
zione della Transizione Energetica nell’ambito delle Tecnologie per l’Ambiente e l’Energia”.
ORGANIZZAZIONI VOLONTARIE
DI ADVOCACY E DI CATEGORIA
ASSOCIAZIONI CONFINDUSTRIALI
Adesione e partecipazione a OGCI, IPIECA, WBCSD, UN GLOBAL COMPACT, EITI
(b)
; collaborazione con
IHRB
(c)
e altre istituzioni internazionali sui diritti umani.
Convegni, dibattiti, eventi e iniziative di formazione su temi di sostenibilità (energia, economia circolare,
boniche, responsabilità sociale); realizzazione di linee guida e condivisione di best practice.
Incontri con organismi associativi e partecipazione a tavoli di lavoro su tematiche strategiche,
monitorando eventuali evoluzioni legislative.
Incontri con Associazioni Imprenditoriali Territoriali inerenti il sistema Eni della Supply Chain So-
stenibile e le tematiche energetiche di evidenza aziendale.
Presidenza dell’Action Council “Sustainability & Global Emergencies” nell’ambito del B20 Italy
2021 organizzato da Conndustria.
Sottoscrizione di: a) un accordo di collaborazione avente a oggetto il Concorso Best Performer
dell’Economia Circolare di Conndustria; b) “Manifesto Lavoro ed Energia per una transizione
sostenibile” tra Conndustria Energia e Organizzazioni Sindacali.
ORGANIZZAZIONI PER LA
COOPERAZIONE E LO SVILUPPO
Consolidamento, attraverso accordi di collaborazione/partenariato, delle attività di sviluppo condotte in-
sieme ad organizzazioni internazionali. Sviluppati accordi con United Nations Development Programme
- UNDP, United Nations Industrial Development Organization – UNIDO, World Bank.
Accordi con istituzioni italiane ed europee, banche di sviluppo, settore privato, enti e agenzie di coope-
razione, faith based organizations e organizzazioni della società civile: Cassa Depositi e Prestiti - CDP,
Standard Bank, Agenzia Italiana per la Cooperazione allo Sviluppo - AICS, USAID, Ajuda de Desenvolvi-
mento de Povo para Povo - ADPP, AVSI, CUAMM, VIS, Fondazione E4Impact, Banco Alimentare, Istituto
Don Bosco di Maputo.
(b) Oil and Gas Climate Initiative; International Petroleum Industry Environmental Conservation Association; World Business
Council for Sustainable Development; Comitato Interministeriale dei Diritti Umani; Extractive Industries Trasparency Initiative.
(c) Institute for Human Rights and Business.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
21
Strategia
La guerra in Ucraina ci sta
costringendo a vedere il
mondo in modo diverso
da come lo conoscevamo.
Si tratta di una tragedia
umanitaria, che ha generato
nuove minacce alla sicurezza
energetica e alla quale
dobbiamo fare fronte senza
abbandonare le nostre
ambizioni per una transizione
energetica equa.
La nostra strategia ci ha
consentito di essere pronti
ad affrontare questa sfida.
La nostra risposta immediata
alla crisi attuale è stata
quella di ricorrere alle nostre
alleanze consolidate con i
Paesi produttori per reperire
fonti sostitutive di energia
da destinare alle necessità
europee. Siamo in grado di
rendere disponibili sul mercato
oltre 14 TCF (trillion cubic feet)
di risorse addizionali di gas
nel breve e medio termine.
Queste azioni affiancano il
nostro impegno nello sviluppo
di nuovi prodotti
e servizi decarbonizzati,
che ci consentono di garantire
la sicurezza energetica e la
riduzione delle emissioni,
proponendo ai nostri
clienti un’ampia offerta di
prodotti e servizi energetici
decarbonizzati. Il risultato di
questo approccio strategico
supporta la decisione di
accelerare il nostro percorso
verso le zero emissioni nette,
con un taglio del 35% delle
emissioni Scope 1, 2 e 3 entro
il 2030, e dell’80% entro il
2040 rispetto al 2018.
[…]
Claudio Descalzi CEO Eni
Zero Emissioni Nette al 2050, cui si aggiungono i nuovi obiettivi
di riduzione emissioni assolute nette (Scope 1, 2 e 3) rispetto al 2018:
-35% al 2030 ––
-80% entro il 2040
Net carbon Footprint al 2035 (Scope 1 e 2):
40% al 2025 ––
Net zero entro il 2035
Emissioni Scope 1 e 2 Upstream:
-65% al 2025 (vs. 2018) ––
Net zero emission entro il 2030
Accelerazione nella riduzione delle emissioni
Plenitude: elettricità green a 15 mln di clienti con oltre 15 GW
di capacità rinnovabile entro il 2030
Bioranazione: capacità in aumento no a 6 mln di tonn/anno
nei prossimi 10 anni
Idrogeno: prevista una contribuzione al piano per circa 4 mln di tonn/anno
entro il 2050
Fusione magnetica: previsto il primo impianto commerciale nei prossimi 10 anni
Prevista in crescita la quota di investimenti dedicati alle nuove soluzioni energetiche:
ad almeno il 30% entro il 2025, al 60% entro il 2030 e no all'80% al 2040
Nuove Energy Solution
CAPEX medio annuo: circa €7 mld; capex 2022 circa €7,7 mld
IRR progetti upstream in esecuzione: 21% allo scenario Eni
IRR nuovi progetti rinnovabili: +200 punti base vs WACC di Plenitude
Flusso di cassa operativo: €55 mld nel quadriennio allo scenario Eni
Strumenti di nanza sostenibile: oltre €13 mld nel 2025
Disciplina nanziaria
Dividendo annuale: €0,88 per azione con Brent tra 80 e 90 $/bbl
Pagamento dividendo: quattro rate trimestrali paritarie:
settembre e novembre 2022, marzo e maggio 2023
Programma di buy-back pari a €1,1 mld nel 2022
in ragione del prezzo di riferimento Brent
A luglio e ottobre, con Brent > 90 $/bbl, buy-back in aumento
del 30% del free cash ow incrementale
Creazione di valore per gli shareholder
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Committed
Uncommitted
*Include bond, prestiti, linee di credito bancarie e derivati
€0,88 dividendo per azione
€1,1 mld buyback
Prezzo brent di riferimento @ 80 $/bbl
Semplificata scala di variazione
del dividendo per azione
vs. policy precedente
Buyback addizionale 30%
del FCF incrementale per livelli di brent > 90 $/bbl
(Valutazione aggiornata a luglio e ottobre)
2025
2030
2040
2025 2030 2040 2050
New Energy Solution Tradizionale
0
8
>13
Nuove Energy Solution vendute
Allocazione investimenti
FUSIONE MAGNETICA
Impianto commerciale
RINNOVABILI
PRODOTTI
BIO
IDROGENO
-40%
-35%
-55%
-80%
Net zero
Net zero
2018 (baseline) 2030 2040 2050
Net Carbon Footprint Eni (Scope 1+2)
MtCO
2
eq
Strategy 2022
Strategy 2021
Strategy 2020
Net Absolute GHG Emissions (Scope 1+2+3)
MtCO
2
eq
~30%
~60%
>80%
PIANO INVESTIMENTI FLESSIBILE
DISTRIBUZIONE 2022 UPSIDE RESILIENZA
STRUMENTI DI FINANZA SOSTENIBILE* € mld
2019 2021 2025
CREAZIONE DI VALORE PER GLI AZIONISTI
PAGAMENTO DIVIDENDO SU BASE TRIMESTRALE A PARTIRE DAL TERZO TRIMESTRE 2022
2022-2025
Capex ~
€7 mld
in media/anno
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
23
Piano strategico 2022-2025
La strategia Eni è denita in uno scenario per il prossimo quadriennio caratterizzato da un
prezzo del Brent sostenuto dalle dinamiche correnti di mercato, con una domanda in ripresa
che dovrebbe recuperare i livelli pre-pandemia entro il 2022 e un’offerta limitata dalle proble-
matiche produttive e dalla disciplina nanziaria delle compagnie petrolifere internazionali.
Nel lungo termine, la quotazione del greggio è prevista crescere in linea con l’inazione no al 2035,
per poi declinare in relazione alla progressione della transizione energetica. Tale scenario è oggetto di
continuo monitoraggio alla luce dell’imprevedibile evoluzione della crisi tra Russia e Ucraina.
La disciplina nanziaria e la selettività nello spending, il controllo dei costi e le iniziative di
espansione dei margini consentiranno a Eni di contenere ulteriormente la cash neutrality e di
produrre importanti avanzi di cassa operativa alle nostre conservative assunzioni di scenario
Brent, che saranno utilizzati per accelerare la crescita dei business green e mantenere solidi
indici patrimoniali.
Nel quadriennio il management Eni prevede una manovra di investimenti di €28 miliardi (in media
circa €7 miliardi/anno) che sarà attuata secondo i parametri di disciplina nanziaria e operativa
del Gruppo, nel rispetto di soglie minime di redditività, garantendo la coerenza dei proli emissivi
con gli obiettivi di decarbonizzazione di lungo termine e la copertura integrale mediante il usso
di cassa operativo. Il free cash ow organico e i proventi del piano di dismissioni, in particolare le
operazioni di collocamento in borsa di Plenitude e di Vår Energi, consentiranno di mantenere una
solida struttura patrimoniale e di garantire competitivi ritorni agli azionisti.
I processi di capital allocation prevedono un ulteriore passo in avanti nella direzione degli obiet-
tivi di Parigi con una quota del 25% della manovra capex, rispetto al 20% del piano precedente,
diretta al potenziamento della capacità di generazione rinnovabile, alla crescita dell’economia
circolare dei biocarburanti e della chimica verde, allo “scaling up” di nuove soluzioni energetiche
e servizi (CCS) e agli interventi di ecienza energetica e decarbonizzazione degli asset legacy.
Tali obiettivi saranno raggiungibili grazie al ruolo delle due Direzioni Generali nell’attuare per-
corsi distinti ma sinergici di esecuzione della strategia Eni di net zero emission al 2050: Na-
tural Resources impegnata a massimizzare il valore e decarbonizzare gli asset O&G; Energy
Evolution volta a sviluppare i nuovi business di rinnovabili ed economia circolare, e ad attuare
la trasformazione industriale degli asset legacy.
Nel complesso, il piano 2022-2025 proietta un Gruppo con fondamentali robusti e una reddi-
tività in crescita, grazie alla strategia di trasformazione adottata in risposta al downturn che,
da un lato, ha aumentato la resilienza dei business tradizionali e la loro capacità di generare
cassa, e, dall’altro, ha posto le basi per una fase di forte sviluppo dei business della transi-
zione che fa perno sull’integrazione di tecnologie, su nuovi modelli di business e sulla stretta
collaborazione con gli stakeholders. I risultati attesi nel prossimo quadriennio renderanno
ancora più solida la strategia Eni di carbon neutrality al 2050 grazie alla crescente visibilità
dei target intermedi e delle tappe di avvicinamento.
24
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
EXPLORATION & PRODUCTION
La strategia Eni nell’upstream prevede, nel rispetto dell’obiettivo di riduzione dell’impronta
carbonica, la massimizzazione dei ritorni e della generazione di cassa facendo leva sulla
valorizzazione di un portafoglio ottimizzato di asset, esclusivamente convenzionali, carat-
terizzati da modularità dei progetti, accelerato time-to-market e limitata esposizione oltre il
medio termine.
L’evoluzione del mix produttivo prevede la componente gas al 60% nel 2030 e ad oltre il 90% dopo
il 2040. Le emissioni nette Scope 1 e 2 delle attività upstream calcolate in base alla produzione
equity sono previste azzerarsi nel 2030 facendo leva, oltre che sull’ecienza energetica, sui progetti
in ambito Natural Climate Solutions che assicureranno la compensazione delle emissioni residue.
Altro driver per il conseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione di Gruppo sono i progetti per
la cattura e lo stoccaggio geologico della CO
2
con un target di circa 10 milioni di tonnellate annue
al 2030 in quota Eni.
Il Piano 2022-25 prevede la crescita della generazione di cassa e la riduzione progressiva della
cash neutrality no a livelli di Brent di circa 25 $/barile attraverso:
la crescita delle produzioni nel periodo 2021-2025 a un tasso medio annuo del 3% grazie al
contributo dei progetti già avviati o in avvio nel quadriennio;
la capital discipline con una spesa media di circa €4,5 miliardi per anno nel quadriennio 2022-
2025 caratterizzata da elevata essibilità (>45% capex uncommitted nel periodo 2024-2025);
l’ulteriore sviluppo delle iniziative integrate con il settore Global Gas & LNG Portfolio per la
valorizzazione del gas equity;
la massimizzazione dell’ecienza e della continuità operativa;
la valorizzazione e razionalizzazione del portafoglio esplorativo, con l’obiettivo di scoprire 2,2
miliardi di boe di risorse al costo unitario inferiore a 1,5 $/barile; l’esplorazione sarà focaliz-
zata (circa 90%) in aree limitrofe a campi in produzione near-eld e a infrastrutture esistenti
o di prossima entrata in esercizio e sarà un driver strategico nel percorso di decarbonizza-
zione allineando il portafoglio di risorse agli obiettivi di mix produttivo e di proli emissivi di
medio-lungo termine.
La generazione di cassa sarà, inoltre, sostenuta dalla trasformazione del portfolio con l’uscita da
asset marginali e/o ad elevato break even e la focalizzazione su asset ad elevata generazione di
cassa e la creazione della business combination in Angola e la quotazione di Vår Energi, allo scopo
di ridurre l’esposizione nanziaria e consentire una crescita più accelerata degli asset.
Le suddette linee d’azione consentiranno di realizzare un free cash ow organico cumulato
2022-2025 pari a circa €29 miliardi.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
25
GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO
Nell’orizzonte di Piano, GGP proseguirà nella strategia di massimizzare i ritorni facendo leva
sulle flessibilità del portafoglio gas attraverso azioni di ottimizzazione e rinegoziazione. Nel-
la attuale situazione, GGP farà inoltre leva su portafoglio, capacità e relazioni commerciali
per rafforzare e diversificare l'approvvigionamento nazionale. L’altro driver di crescita e di
creazione di valore è l’espansione nel business LNG attraverso lo sviluppo in nuovi mercati
a premio ed in crescita in Middle East/Far East e la sempre maggiore integrazione con il
business upstream per la valorizzazione del gas equity in Congo, Angola, Egitto, Indonesia,
Nigeria e Mozambico grazie al terminale strategico di Damietta. Il portafoglio di volumi LNG
contrattualizzati attesi sarà superiore a 15 mln ton/a nel 2025. Alla creazione di valore con-
tribuirà anche la valorizzazione delle partecipazioni dei gasdotti.
Le suddette linee d’azione consentiranno di realizzare un free cash flow cumulato 2022-
2025 pari a circa €2,7 miliardi.
REFINING & MARKETING
La strategia del settore Rening & Marketing è focalizzata sullo sviluppo della capacità di
bioranazione, prevista quasi raddoppiare a 2 milioni di tonnellate/anno nel 2025 e crescere
ulteriormente no a raggiungere la capacità di 6 milioni di tonnellate per anno nel prossimo
decennio; le bioranerie saranno alimentate esclusivamente con cariche palm oil free di II e
III generazione entro il 2023. Nel marketing retail è prevista l’evoluzione graduale del mix di
prodotti venduti, raggiungendo al 2050 il 100% della vendita di prodotti decarbonizzati.
Il Piano 2022-25 prevede:
la diversificazione dell’offerta green attraverso (i) il potenziamento della raffinazione “bio”
con l’aumento della capacità di lavorazione fino a 2 milioni di tonnellate nel 2025, palm
oil free dal 2023 a beneficio di olii di seconda generazione non in competizione con la
catena alimentare e altre cariche innovative (rifiuti/residui) che copriranno circa il 90%
della carica al 2025; (ii) lo sviluppo del business del biometano; (iii) l’ampliamento della
capacità di produzione di SAF (Sustainable Aviation Fuel);
la crescita del marketing in Europa privilegiando segmenti ad alta marginalità, il potenzia-
mento dell’offerta di carburanti alternativi, l’ulteriore sviluppo dei servizi non-oil nel retail e,
più in generale, la promozione della mobilità sostenibile attraverso un soggetto dedicato.
CHIMICA
La strategia di lungo termine di Eni punta a ridurre in maniera significativa l’esposizione
del business chimico alla volatilità del ciclo e del costo della carica petrolifera attraverso la
specializzazione del portafoglio prodotti e lo sviluppo e integrazione della chimica da fonti
rinnovabili e da riciclo chimico/meccanico.
Il Piano 2022-25 prevede:
la progressiva specializzazione del portafoglio polimeri verso prodotti a maggiore valore
aggiunto ed estensione della filiera a valle verso il “compounding” per ridurre la volatilità
dei margini;
lo sviluppo della chimica da rinnovabili e l’espansione di iniziative di economica circolare,
in particolare riciclo meccanico e chimico anche attraverso il ricorso a partnership;
la progressiva riduzione delle emissioni di gas serra, aumentando l’efficienza energetica.
PLENITUDE
Le principali linee strategiche di medio/lungo termine prevedono lo sviluppo sinergico della
capacità installata per la produzione di energia da fonti rinnovabili con target di 15 GW al
26
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
2030 e di 45 GW al 2050 e del portafoglio di clienti retail fino a superare 20 milioni di con-
tratti di fornitura al 2050 attraverso la selezione delle aree di espansione delle rinnovabili
legata alla presenza dei nostri clienti oltre allo sviluppo delle attività nelle aree in cui Eni già
opera. Nel 2040 è prevista la fornitura ai clienti retail di prodotti decarbonizzati provenienti
dal portafoglio Eni (energia da rinnovabili e biometano) e di servizi di nuova generazione.
Il Piano 2022-25 prevede:
l’IPO di Plenitude e la creazione di un modello di business unico che combina la produzio-
ne da rinnovabili, la vendita di energia e servizi energetici a clienti retail e una rete capilla-
re di punti di ricarica per veicoli elettrici; l’operazione rappresenta uno dei passaggi stra-
tegici verso l’azzeramento delle emissioni GHG Scope 3 associate ai nostri clienti retail;
la realizzazione di oltre 6 GW di capacità installata al 2025;
crescita del portafoglio clienti con l’obiettivo di superare 11 milioni di punti di fornitura nel
2025 facendo leva sullo sviluppo internazionale e sulla crescita del portafoglio clienti power;
il focus su business legati all’ecienza energetica e alla generazione distribuita foto-
voltaica e lo sviluppo del mercato E-Mobility con l’obiettivo di raggiungere circa 30 mila
colonnine al 2025.
POWER
Il Piano 2022-25 prevede:
la massimizzazione dei risultati power grazie alla flessibilità ed efficienza degli impianti
di generazione e il ricorso ad investimenti mirati;
l’individuazione e sviluppo di nuove soluzioni tecnologiche a basso impatto carbonico.
PIANO INVESTIMENTI
Il Piano di investimenti quadriennale, focalizzato su progetti ad alto valore e rapido ritorno,
prevede investimenti complessivi per circa €28 miliardi ed è caratterizzato da un elevato
livello di flessibilità con più del 55% di investimenti nel biennio 2024-25 non ancora contrat-
tualizzati. In coerenza con gli obiettivi di medio e lungo termine e per alimentare il processo
di decarbonizzazione della società, Eni pianifica investimenti in fonti rinnovabili, di efficienza
energetica, economia circolare e abbattimento del flaring di oltre €7 miliardi.
L’esecuzione della strategia combinata con una rigorosa disciplina finanziaria e l’ottimizza-
zione del portafoglio di attività consentirà di rafforzare ulteriormente la struttura finanziaria
a supporto dell’accelerazione della crescita dei business green e della remunerazione dei
nostri azionisti al top dell’industria.
POLITICA DI REMUNERAZIONE
Eni intende garantire agli azionisti ritorni competitivi attraverso una politica di remunerazio-
ne progressiva, con distribuzioni crescenti in funzione dello scenario. Il dividendo è artico-
lato in una componente floor di €0,36 per azione con un prezzo minimo del Brent di 43 $/
bbl e in una variabile che aumenta secondo una scala per fasce di prezzo, semplificata e
migliorata rispetto al 2021, fino a 80 $/bbl. Per il 2022 in considerazione dei progressi stra-
tegici, della solidità finanziaria e dell'andamento dello scenario, Eni prevede un dividendo di
€0,88 per azione al prezzo di riferimento 2022 di 80 $/bbl e l'attivazione di un programma di
buy-back da €1,1 miliardi.
Per prezzi superiori a 90 $/bbl, privilegiamo lo strumento del buy-back dell'azione quale
modalità di redistribuzione del surplus di cassa, attribuendo fino al 30% del free cash flow
incrementale derivante da eventuali revisioni da parte del management, a luglio e ottobre,
del prezzo di riferimento 2022.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
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Il Modello di Risk Management Integrato
Il Modello RMI è caratterizzato da un approccio strutturato, ispirato alle best practi-
ce internazionali e denito sulla base degli indirizzi del Sistema di Controllo Interno
e Gestione dei Rischi (v. pag. 40), che prevede una governance declinata su tre livelli
di controllo. La Risk Governance attribuisce un ruolo centrale al Consiglio di Ammi-
nistrazione (CdA), il quale denisce la natura e il livello di rischio compatibile con gli
obiettivi strategici, includendo nelle proprie valutazioni tutti gli elementi che possono
assumere rilievo nell’ottica del successo sostenibile della società. Previo parere del
Comitato Controllo e Rischi, il CdA denisce, inoltre, le linee guida per la gestione dei
rischi, anché i principali rischi di Eni siano correttamente identicati, valutati, gestiti
e monitorati, determinando il grado di compatibilità con una gestione dell’impresa co-
erente con gli obiettivi strategici.
L’Amministratore Delegato (AD) di Eni dà esecuzione agli indirizzi del CdA; in par-
ticolare, avvalendosi del processo RMI, assicura l’identicazione, la valutazione,
la gestione e il monitoraggio dei principali rischi, che sottopone trimestralmente
all’esame del CdA, tenendo in considerazione l’operatività e i proli di rischio speci-
ci di ciascuna linea di business e dei singoli processi, 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. Inne, il Comitato Rischi,
presieduto dall’AD, svolge funzioni consultive nei suoi confronti in merito ai princi-
pali rischi: a tal ne, esamina ed esprime pareri, su richiesta dell’AD, in relazione alle
principali risultanze del processo RMI.
Risk Management Integrato
Eni ha sviluppato e adottato un
Modello di Risk Management
Integrato (di seguito Modello RMI)
finalizzato ad assicurare che il
management assuma decisioni
consapevoli (risk–informed),
attraverso la valutazione e
l’analisi dei rischi, di breve, medio
e lungo termine, attuata con una
visione integrata, complessiva
e prospettica. Il Modello RMI si
avvale di un sistema metodologico
e di competenze che fa leva
sul principio di terzietà delle
valutazioni (qualità del dato,
oggettività della rilevazione e
quantificazione delle mitigazioni)
per migliorare l’efficacia delle
analisi, assicurare un adeguato
supporto ai principali processi
decisionali (quali la definizione del
Piano Strategico e degli obiettivi
di medio e lungo termine) e
garantire l’informativa agli organi
di amministrazione e controllo.
(a) Amministratore incaricato dell'istituzione e mantenimento del Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi.
(b) Inclusi gli obiettivi di attendibilità dell’informativa finanziaria.
(c) Il Responsabile della funzione Internal Audit dipende gerarchicamente dal Consiglio e, per esso, dalla Presidente, fatto salvo
quanto previsto in relazione alla nomina, revoca, remunerazione e risorse e la dipendenza funzionale dello stesso dal Comitato
Controllo e Rischi e dall'Amministratore Delegato quale amministratore incaricato dell'istituzione e mantenimento del Sistema
di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi.
CDA PRESIDENTE
CEO
(a)
COMITATO DI COMPLIANCE
COMITATO RISCHI
PRIMO LIVELLO
DI CONTROLLO
SECONDO LIVELLO DI CONTROLLO
TERZO LIVELLO
DI CONTROLLO
RISK
OWNER
Process Owner
Compliance/
Governance
INTERNAL
AUDIT
(C)
Funzioni
identificate
dai modelli di
Compliance/
Governance
Dirigente
preposto
Process Owner
processi
di core business
e di supporto
al business
Funzioni dedicate/
non dedicate in
via esclusiva
(ove esistente)
Risk specialist
Pianificazione
e controllo
Risk Management Integrato
Compliance Integrata
COMITATO CONTROLLO E RISCHI
COLLEGIO SINDACALE
OdV
Obiettivi di Compliance
(b)
Obiettivi Stategici, Operativi e di Reporting
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Il processo di Risk Management Integrato
Il processo RMI assicura la rilevazione, il consolidamento e l’analisi di tutti i rischi Eni e supporta
il CdA nella verifica di compatibilità del profilo di rischio con gli obiettivi strategici, anche in ottica
di medio e lungo termine. RMI supporta il management nel processo decisionale rafforzando la
consapevolezza del profilo di rischio e delle relative mitigazioni. Il processo, regolato dalla “Mana-
gement System Guideline (MSG) Risk Management Integrato” è continuo e dinamico e prevede i
seguenti sottoprocessi: (i) Risk Governance, metodologie e strumenti (ii) Risk Strategy, (iii) Integra-
ted Risk Management, (iv) Risk Knowledge, formazione e comunicazione.
Il processo RMI parte dal contributo alla denizione dei piani di medio e lungo termine e del Piano
Strategico di Eni (risk strategy) attraverso la denizione di proposte di obiettivi di de-risking e azioni
strategiche di trattamento, l’analisi del prolo di rischio sotteso alla proposta di Piano e l’individua-
zione delle principali azioni con ecacia de-risking dei top risk dell’azienda. Le risultanze delle attività
sono state presentate agli Organi di Amministrazione e Controllo a gennaio 2021.
Il sottoprocesso “Integrated Risk Management” prevede: cicli periodici di risk assessment e mo-
nitoraggio (Integrated Risk Assessment) per la comprensione dei rischi assunti sulla base degli
obiettivi strategici e di medio-lungo termine e delle azioni denite per raggiungerli; analisi e gestione
dei rischi contrattuali (Contract Risk Mgmt) nalizzata alla migliore allocazione delle responsabilità
contrattuali con il fornitore e alla loro adeguata gestione nella fase operativa; analisi integrata dei
rischi esistenti nei Paesi di presenza o di potenziale interesse (ICR) che costituisce un riferimento
per le attività di risk strategy, risk assessment e analisi dei rischi di progetto; supporto al processo
decisionale per l’autorizzazione dei progetti d’investimento e operazioni di maggior rilievo (Integrated
Project Risk Mgmt e M&A).
I rischi sono valutati con strumenti quantitativi e qualitativi considerando sia la probabilità di accadimen-
to sia gli impatti che si verrebbero a determinare in un dato orizzonte temporale al vericarsi del rischio.
La valutazione è espressa sia a livello inerente sia a livello residuo (tenendo conto dell’ecacia delle
azioni di mitigazione) e permette di misurare l’impatto rispetto al raggiungimento degli obiettivi del
Piano Strategico 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 consentono il confronto e la
classicazione per rilevanza.
I rischi con impatto economico/nanziario sono analizzati anche in ottica integrata sulla base di modelli
quantitativi che consentono di denire su basi statistiche la distribuzione dei ussi a rischio oppure di
simulare l’impatto aggregato dei rischi a fronte di ipotetici scenari futuri (what if analysis o stress test).
Nel corso del 2021 sono stati effettuati due cicli di assessment: nel primo semestre è stato svolto l’Annual
Risk Prole Assessment, che ha coinvolto 125 società controllate presenti in 43 Paesi, mentre nel secondo
semestre è stato svolto l’Interim Top Risk Assessment, che ha riguardato l’aggiornamento delle valutazioni
e il trattamento dei top risk di Eni e dei principali rischi a livello di business.
Le risultanze relative ai due cicli di assessment sono state presentate agli Organi di Amministrazione
e Controllo a luglio e dicembre 2021. Sono stati effettuati tre cicli di monitoraggio sui top risk di Eni.
Il monitoraggio dei rischi e dei relativi piani di trattamento consente di analizzare l’andamento dei
rischi (attraverso l’aggiornamento di opportuni indicatori) e lo stato di attuazione delle azioni di trat-
tamento attuate dal management. Le risultanze relative al monitoraggio dei top risk sono state pre-
sentate agli Organi di Amministrazione e Controllo a marzo, luglio e ottobre 2021.
} Integrated Risk
Management
} Risk Strategy
} Risk Governance,
metodologie e strumenti
(a) Amministratore incaricato dell'istituzione e mantenimento del Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi.
(b) Inclusi gli obiettivi di attendibilità dell’informativa finanziaria.
(c) Il Responsabile della funzione Internal Audit dipende gerarchicamente dal Consiglio e, per esso, dalla Presidente, fatto salvo
quanto previsto in relazione alla nomina, revoca, remunerazione e risorse e la dipendenza funzionale dello stesso dal Comitato
Controllo e Rischi e dall'Amministratore Delegato quale amministratore incaricato dell'istituzione e mantenimento del Sistema
di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi.
CDA PRESIDENTE
CEO
(a)
COMITATO DI COMPLIANCE
COMITATO RISCHI
PRIMO LIVELLO
DI CONTROLLO
SECONDO LIVELLO DI CONTROLLO
TERZO LIVELLO
DI CONTROLLO
RISK
OWNER
Process Owner
Compliance/
Governance
INTERNAL
AUDIT
(C)
Funzioni
identificate
dai modelli di
Compliance/
Governance
Dirigente
preposto
Process Owner
processi
di core business
e di supporto
al business
Funzioni dedicate/
non dedicate in
via esclusiva
(ove esistente)
Risk specialist
Pianificazione
e controllo
Risk Management Integrato
Compliance Integrata
COMITATO CONTROLLO E RISCHI
COLLEGIO SINDACALE
OdV
Obiettivi di Compliance
(b)
Obiettivi Stategici, Operativi e di Reporting
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Il sottoprocesso risk knowledge, formazione e comunicazione è volto ad accrescere la diffusione
della cultura del rischio, a rafforzare un linguaggio comune tra le risorse che operano in ambito risk
management, trasversalmente ai diversi business di Eni, nonché la condivisione delle informazioni e
delle esperienze anche attraverso lo sviluppo di una Comunità di Pratica.
Il portafoglio dei top risk Eni è composto di 20 rischi classicati in: (i) rischi di natura esterna, (ii) rischi di
natura strategica e, inne, (iii) rischi di natura operativa (v. Obiettivi, principali rischi e azioni di trattamento).
Obiettivi, principali rischi e azioni di trattamento
RISCHIO STRATEGICO
SCENARIO
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Scenario Prezzi commodity, visione d’insieme del rischio di uttuazioni sfavorevoli dei prezzi
del Brent e delle altre commodity rispetto alle previsioni di piano.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
} Interventi volti a migliorare la resilienza (riduzione della cash neutrality), la flessibilità
(in termini di decisioni di investimento) e l’efficienza (capital discipline e azione sui costi
di struttura) dell’azienda;
} accrescimento del valore attraverso l’incremento delle produzioni, azioni di M&A e business
combination;
} sviluppo di iniziative integrate per la valorizzazione del gas equity (pipe ed LNG) facendo
leva sulle competenze commerciali, sull’accesso ai mercati di sbocco e di trading;
} strategie mirate di hedging del prezzo del gas equity e copertura delle esposizioni
commerciali con limiti di Value at Risk approvati dai vertici aziendali;
} massimizzare le attività di ottimizzazione/copertura del portafoglio cogliendo appieno il
valore legato alla accresciuta volatilità dei mercati gas e flessibilizzazione prelievi fisici;
} massimizzazione sinergie tra capacità di generazione elettrica da rinnovabili in sviluppo e
portafoglio clienti power (energy management integrato ed hedging con portafoglio clienti);
} ottimizzazione assetti produttivi tradizionali e sviluppo business green, bio e da riciclo.
CLIMATE
CHANGE
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Climate change, riferito alla possibilità che si verichino modiche di scenario/condizioni
climatiche che possano generare rischi sici e rischi legati alla transizione energetica (normativi,
di mercato, tecnologici e reputazionali) 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 presenza di specici comitati a supporto;
} piano di medio e lungo termine al 2050, che coniuga linee guida di sviluppo dei business per
la progressiva trasformazione industriale con obiettivi ambiziosi di riduzione delle emissioni
GHG associate ai prodotti energetici venduti da Eni nonché compensazione delle emissioni;
piano quadriennale con previsione per ciascun business di azioni operative a sostegno e per
l’attuazione della trasformazione industriale indicata nel piano di medio e lungo termine;
} verica della resilienza del portafoglio attraverso stress test basati su scenari low carbon;
} essibilità della strategia e degli investimenti;
} diversicazione con sviluppo di nuovi business/prodotti;
} piani di incentivazione del management di breve termine e lungo termine che includono obiettivi
legati alla “climate strategy” coerenti con gli indirizzi deniti nel Piano Strategico;
} leadership nella disclosure e adesione a iniziative internazionali;
} ruolo chiave della ricerca low carbon e dello sviluppo tecnologico.
ESPOSIZIONE SU
CONTRATTI A
LUNGO TERMINE
(CONTRATTI LONG
TERM SUPPLY GAS)
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Contratti long term supply gas, riferito al possibile disallineamento del costo di fornitura
e dei vincoli minimi di prelievo previsti dai contratti rispetto alle attuali condizioni di mercato.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
} Utilizzo di un portafoglio supply diversicato anche attraverso la rinegoziazione di prezzi-volumi;
} bilanciamento del portafoglio attraverso vendita agli Hub, sia in Italia sia nel Nord Europa,
dei volumi non destinati ai normali canali commerciali;
} presidio continuo nella gestione degli arbitrati e negoziati da parte di strutture organizzative
dedicate.
Obiettivi aziendali:
REDDITIVITÀ AZIENDALE CORPORATE REPUTATION RAPPORTI CON STAKEHOLDER, SVILUPPO LOCALE
} Risk Knowledge,
formazione e
comunicazione
30
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
RISCHIO STRATEGICO
CONTRAZIONE
DOMANDA/
CONTESTO
COMPETITIVO
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Contrazione domanda/contesto competitivo, riferito al possibile vericarsi di uno sbilancio domanda
e offerta di mercato o di un incremento della competitività tale da: i) ridurre volumi di vendita, ii)
aumentare le dicoltà nel difendere customer base/sviluppare iniziative di crescita, iii) generare
dinamiche avverse sui prezzi dei prodotti niti, iv) comportare revisioni contrattuali non pianicate.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
} Ottimizzazione gestione portfolio dei volumi equity, anche in relazione alle diverse dinamiche
dei mercati nali;
} allineamento del portafoglio supply ai prezzi di mercato;
} massimizzazione dei volumi in export degli impianti LNG in portafoglio;
} strategia di copertura delle esposizioni differenziata per mercato commodity e monitorata
giornalmente;
} integrazione attività midstream e upstream e gestione in ottica di portafoglio dei volumi gas
equity, per favorire la massimizzazione del relativo valore; individuazione progetti a basso
break even e veloce time-to-market;
} consolidamento quota mercato rete Italia con riqualicazione rete Italia di proprietà su livelli
premium;
} evoluzione verso la stazione dei Servizi alla Mobilità con offerta integrata di vettori e servizi;
} specializzazione portafoglio chimica verso prodotti a maggiore valore aggiunto ed estensione
liera a valle verso compounding;
} sviluppo piattaforme chimica da rinnovabili e riciclo;
} crescita organica portafoglio clienti all’estero e ribilanciamento gas/power customer base
in Italia con azioni Anti-Churn;
} delizzazione della customer base retail, anche attraverso la massimizzazione del contributo
dei business legati alla fornitura di servizi per l’ecienza energetica e alla generazione distribuita
e della E-mobility;
} consolidamento della posizione di mercato nel settore delle rinnovabili in particolare nei Paesi
di presenza retail attraverso lo sviluppo della pipeline di progetti acquisiti;
} aumento della essibilità delle centrali elettriche tramite investimenti mirati, specializzazione
sul mercato della capacità e sviluppo nuovi servizi, assicurando la migliore integrazione con
le altre linee di business.
RISCHIO ESTERNO
BIOLOGICOBIOLOGICO
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Biologico-diffusione di pandemie ed epidemie, riferito alla diffusione di pandemie ed epidemie
e al deterioramento delle infrastrutture sanitarie e della capacità di risposta sanitaria.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
} Costante indirizzo e monitoraggio da parte dell’Unità di crisi Eni per allineamento,
coordinamento e identicazione 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) nalizzato anche alla denizione di un business continuity plan;
} misure restrittive e di prevenzione (anche attraverso modalità alternative di lavoro) con
smart working per la popolazione Eni in Italia e all’estero articolato in base alla situazione
epidemiologica;
} coordinamento e centralizzazione dell’approvvigionamento dei dispostivi di protezione
e dei dispostivi medici;
} gestione centralizzata dei servizi di emergenza sanitaria internazionale.
GEOPOLITICOGEOPOLITICO
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Geopolitico, riferito all’impatto di tematiche geopolitiche sulle scelte strategiche e operative
del business.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
} Attività istituzionali con interlocutori nazionali e internazionali di riferimento per
il superamento delle situazioni di crisi;
} monitoraggio del contesto, con focus su situazioni politico-istituzionali critiche e su aspetti
normativi con potenziali impatti sul business;
} valorizzazione presenza Eni con attenzione a tematiche economiche e sociali dei Paesi.
Obiettivi aziendali:
REDDITIVITÀ AZIENDALE CORPORATE REPUTATION RAPPORTI CON STAKEHOLDER, SVILUPPO LOCALE
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31
RISCHIO ESTERNO
PAESEPAESE
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Instabilità politica e sociale, riferito sia all’instabilità politica e sociale, sia a eventi criminali/
bunkering all’interno del Paese verso Eni e consociate, con potenziali ricadute in termini di minori
produzioni, ritardi nei progetti, potenziali danni a persone e asset.
Global security risk, riferito ad azioni o eventi dolosi che possono arrecare danni alle persone
e agli asset materiali e immateriali. Credit & Financing Risk, relativo a dicoltà nanziarie dei
partner, ritardo nell’incasso dei crediti.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
} Diversicazione geograca del portafoglio con uscita da asset marginali nonché acquisizioni
mirate e sinergiche di nuovi asset;
} relazioni istituzionali e negoziazioni con Ministeri/Autorità locali;
} presenza di un sistema di gestione dei rischi di security con analisi di misure preventive
speciche per Paese e per sito e implementazione di piani di emergenza nalizzati alla
massima sicurezza delle persone e della gestione di attività ed asset;
} stipula di piani di rientro specici per Paese con utilizzo di strumenti già collaudati
di tipo contrattuale e/o nanziario;
} richiesta di garanzie sovrane e lettere di credito a tutela delle posizioni creditorie.
NORMATIVO NORMATIVO
SETTORE ENERGYSETTORE ENERGY
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Normativo Settore Energy, riferito agli impatti su operatività e competitività dei business legati
all’evoluzione della normativa del settore energy.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
} Monitoraggio continuo delle dinamiche legislative e regolatorie; dialogo con le istituzioni e
relazioni esterne per rappresentare la posizione Eni;
} denizione azioni strategiche e operative in linea con l’evoluzione normativa: aumento
capacità delle bioranerie e diversicazione feedstock e prodotti (phase out olio di palma,
agro biofeedstock, produzione Biojet a Livorno e a Gela, sviluppo biometano); sviluppo
chimica da fonti rinnovabili e sviluppo prodotti da riciclo meccanico avanzato; fornitura ai
clienti retail di servizi di ecienza energetica, sviluppo generazione distribuita e sinergie con il
business rinnovabili.
RAPPORTI RAPPORTI
CON GLI CON GLI
STAKEHOLDER STAKEHOLDER
LOCALILOCALI
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Rapporti con gli stakeholder locali.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
} Integrazione degli obiettivi e dei progetti di sostenibilità (es. Community Investment)
all’interno del Piano quadriennale e dei piani di incentivazione del management;
} gestione degli stakeholder tramite approccio sostenibile all’attività e progetti di sviluppo
sociale e territoriale;
} valorizzazione del local content, accordi di collaborazione con enti internazionali
(FAO, UNDP, UNESCO, UNIDO…);
} continuo dialogo con le istituzioni locali e il territorio;
} rispetto e promozione Diritti Umani attraverso operatività del Modello di gestione dei Diritti
Umani, analisi di impatto sui Diritti Umani nei processi di business.
PERMITTINGPERMITTING
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Permitting, riferito al vericarsi 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 anche a ni di proposta normativa;
} audizioni presso le commissioni parlamentari;
} coinvolgimento continuo n 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 settoriali con gli Enti locali competenti;
} visite/sopralluoghi dei rappresentanti delle istituzioni nei siti interessati;
} acquisizioni di impianti di energia rinnovabile mediante partnership strategiche
e operazioni di M&A di progetti già autorizzati;
} avviamento piattaforma centrale Eni funzionale alla gestione del processo
di Permitting e Compliance Ambientale dei siti operativi.
Obiettivi aziendali:
REDDITIVITÀ AZIENDALE CORPORATE REPUTATION RAPPORTI CON STAKEHOLDER, SVILUPPO LOCALE
32
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
RISCHIO OPERATIVO
INCIDENTIINCIDENTI
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Rischi di blowout e altri incidenti agli asset upstream, alle ranerie e agli stabilimenti
petrolchimici, nonché nel trasporto degli idrocarburi e prodotti derivati via mare e via terra (es.
incendi, esplosioni, ecc.), con danni alle persone e agli asset ed impatti sulla redditività e sulla
reputazione aziendale.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
} Coperture assicurative;
} real time monitoring per i pozzi;
} monitoraggio proattivo degli eventi incidentali con identicazione 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’adabilità impianti;
} speciche contrattuali standard (EniVoy per viaggi spot ed EniTime per viaggi charter);
sub-noleggi di navi Time Charter a controparti qualicate e sulla base di standard
contrattuali internazionali;
} vetting: gestione e coordinamento delle attività rilevanti per la valutazione, l’ispezione la
selezione tecnica navi e rating operatori e assegnazione di un rating agli operatori;
} Contract Risk Management (Pre/Post award);
} formazione continua.
CYBER SECURITYCYBER SECURITY
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Cyber Security & Spionaggio industriale, riferito al vericarsi di attacchi informatici capaci
di compromettere i sistemi informativi gestionali (ICT) e i sistemi industriali (ICS), nonché di
favorire la sottrazione di informazioni sensibili per Eni.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
} Modello di governance centralizzato della Cyber Security, con unità dedicate alla cyber
intelligence e alla prevenzione, monitoraggio e gestione dei cyber attack;
} potenziamento delle infrastrutture e dei servizi di Cyber Security Operations con un nuovo
modello di gestione, l’estensione dei servizi all’ambito cloud e il rafforzamento delle
tecnologie dedicate alla detection & reaction degli attacchi;
} Cyber Threat Intelligence: analisi ed investigazioni atte ad individuare in modo proattivo
anomalie, minacce e violazioni cyber aventi come oggetto account, assets
o informazioni societarie;
} costante aggiornamento e adeguamento dei presidi normativi dedicati alla gestione della
sicurezza informatica e alla tutela delle informazioni;
} potenziamento delle infrastrutture critiche in Italia attraverso l’esecuzione di specici
programmi di Protezione Cyber e di Enforcement tecnologico e di monitoraggio
per le consociate estere volti a indirizzare e implementare misure e soluzioni tecnologiche in
ambito Cyber Security;
} rafforzamento della cultura aziendale in ambito Cyber Security con particolare attenzione ai
comportamenti chiave da adottare (es. smart working sicuro).
INDAGINI INDAGINI
E CONTENZIOSIE CONTENZIOSI
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Contenziosi in materia ambientale e salute e sicurezza, con impatti sulla redditività aziendale
(costi per le attività di bonica e/o adeguamento degli impianti), sull’operatività e sulla corporate
reputation.
Coinvolgimento in indagini e contenziosi in materia di corruzione.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
} Assistenza specialistica in favore di Eni SpA e delle Società Controllate non quotate italiane
ed estere;
} 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;
} attività di formazione interna a tutti i livelli sulle tematiche di interesse;
} presidio dei rapporti con la Pubblica Amministrazione e denizione di percorsi per
la gestione di problematiche rilevanti e per lo sviluppo del territorio;
} costante confronto con il Ministero dell’Ambiente sugli iter autorizzativi nell’ambito delle
attività di bonica;
} continuo monitoraggio dell’ecacia e dell’ecienza delle attività di bonica;
} iniziative di comunicazione mirate;
} attività di audit sulla compliance alle normative anticorruzione e 231;
} collaborazione con gli stakeholder e con la Pubblica Amministrazione (es. ministeri, Istituto
Superiore di Sanità, università, etc.).
Obiettivi aziendali:
REDDITIVITÀ AZIENDALE CORPORATE REPUTATION RAPPORTI CON STAKEHOLDER, SVILUPPO LOCALE
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
33
Eni è impegnata a realizzare un sistema di Corporate Governance ispirato a criteri di
eccellenza nel confronto aperto con il mercato e con tutti gli stakeholder. In tale ot-
tica, una comunicazione continua e trasparente con gli stakeholder è essenziale per
comprendere meglio le loro esigenze ed è parte dell’impegno per assicurare l’effettivo
esercizio dei diritti degli azionisti. Nel corso del 2021 è proseguito il dialogo con il mer-
cato sulle tematiche di governance, per cogliere le opportunità derivanti da studi ed
esperienze maturate nel contesto internazionale, pur in presenza di un contesto emer-
genziale che ha reso meno immediato il contatto, da ultimo anche in sede assemblea-
re. Agli azionisti sono stati comunque garantiti tutti i diritti di legge e ulteriori strumenti
informativi al ne di consentire il maggior coinvolgimento possibile.
Inoltre, in linea con i principi deniti dal Consiglio di Amministrazione, Eni si impegna a
realizzare un sistema di Corporate Governance ispirato a criteri di eccellenza, partecipan-
do ad iniziative per migliorare il proprio sistema. Tra le varie iniziative, nel corso del 2021,
si segnala, in particolare, la partecipazione a gruppi di lavoro per l’approfondimento di
temi legati all’applicazione del nuovo Codice, tra cui quella all’Osservatorio sulle politiche
di dialogo con gli azionisti, istituito da Assonime (l’Associazione delle società italiane per
azioni) per offrire una sede di confronto permanente tra le società quotate chiamate a
denire una politica di dialogo con gli azionisti, come previsto dal Codice di Corporate Go-
vernance. Il percorso di approfondimento della tematica, anche attraverso l’analisi delle
politiche di engagement adottate dagli investitori istituzionali e dai gestori di attivi nonché
dalle associazioni di categoria rappresentative, hanno condotto all’elaborazione di una
politica per il dialogo con gli azionisti, approvata l'8 marzo 2022 dal Consiglio di Ammi-
nistrazione di Eni, su proposta della Presidente, d’intesa con l’Amministratore Delegato.
La Corporate Governance di Eni
Modello di governance Eni
La Corporate Governance di Eni è articolata secondo il modello tradizionale, che −
fermi i compiti dell’Assemblea degli azionisti – attribuisce la responsabilità della ge-
stione al Consiglio di Amministrazione, le funzioni di vigilanza al Collegio Sindacale e
quelle di revisione legale dei conti alla Società di revisione.
Nomina e composizione degli organi sociali
Il Consiglio di Amministrazione e il Collegio Sindacale di Eni, così come i rispettivi Pre-
sidenti, sono nominati dall’Assemblea degli azionisti. Per consentire la presenza di con-
siglieri e sindaci designati dagli azionisti di minoranza, la nomina degli Amministratori
avviene attraverso il meccanismo del voto di lista. Il Consiglio di Amministrazione e il
Collegio Sindacale in carica
2
, nominati nel maggio 2020 no all’assemblea di approvazio-
ne del bilancio 2022, sono composti rispettivamente da 9 e 5 componenti. Tre Consiglieri
e due Sindaci effettivi, fra cui il Presidente del Collegio, sono stati nominati da azionisti
diversi da quello di controllo, così garantendo alle minoranze un numero di rappresentanti
(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 e
pubblicata sul sito internet della Società, nella sezione Governance.
(2) Si segnala che, a seguito delle dimissioni rassegnate il 1° settembre 2020 di uno dei Sindaci effettivi e
al subentro di uno dei Sindaci supplenti, l’Assemblea del 12 maggio 2021 ha provveduto all’integrazione del
Collegio Sindacale attraverso la nomina di un Sindaco effettivo e di un Sindaco supplente per la durata del
mandato del Collegio Sindacale in carica.
Integrità e trasparenza sono
i principi che ispirano Eni nel
delineare il proprio sistema di
Corporate Governance
1
, elemento
fondante del modello
di business della Società.
Il sistema di governance,
affiancando la strategia d’impresa,
è volto a sostenere il rapporto
di fiducia fra Eni e i propri
stakeholder e a contribuire al
raggiungimento dei risultati
di business, creando valore
sostenibile nel lungo periodo.
Eni è impegnata a realizzare un
sistema di Corporate Governance
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
2020, cui il Consiglio di
Amministrazione di Eni ha aderito
il 23 dicembre 2020.
Il Codice di Corporate Governance
individua nel “successo
sostenibile” l’obiettivo che deve
guidare l’azione dell’organo
di amministrazione e che si
sostanzia nella 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 prendere decisioni
consapevoli.
Governance
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
superiore rispetto a quello previsto dalla legge. Per la composizione del Consiglio, l’Assemblea degli azioni-
sti ha potuto tener conto degli orientamenti espressi al mercato dal precedente organo in termini di diversity,
professionalità, esperienze e competenze, anche avuto riguardo alle strategie della Società, alla sua trasfor-
mazione e al percorso di transizione energetica. Ne è risultato, quindi, un Consiglio bilanciato e diversicato.
Anche il Collegio Sindacale ha espresso agli azionisti il proprio orientamento fornendo indicazioni sulla
composizione dell’organo in relazione ai compiti che è chiamato a svolgere. La composizione del Consiglio
e del Collegio Sindacale è diversicata anche in relazione al genere, conformemente alle previsioni di legge
in materia e dello Statuto, che è stato modicato nel mese di febbraio 2020 perché fosse prontamente
adeguato in vista del rinnovo degli organi sociali. In particolare, per 6 mandati consecutivi, gli organi di am-
ministrazione e di controllo devono essere composti da almeno 2/5 del genere meno rappresentato. Inoltre,
sulla base delle ultime valutazioni effettuate il 17 febbraio 2022, il numero di Amministratori indipendenti
presenti in Consiglio (7
3
dei 9 Amministratori in carica, di cui 8 non esecutivi e tra i quali gura la Presidente)
si conferma superiore alle previsioni statutarie e di autodisciplina.
(3) Ci si riferisce all’indipendenza ai sensi di legge, cui lo Statuto di Eni rinvia e ai sensi del Codice di Corporate Governance.
(4) Con riferimento alla composizione del Comitato Controllo e Rischi, Eni prevede che almeno due componenti possiedano un’ade-
guata esperienza in materia contabile, nanziario o di gestione dei rischi, rafforzando la Raccomandazione del Codice di Autodisciplina
2018, in vigore al momento della nomina, confermata dal nuovo Codice di Corporate Governance che ne raccomanda uno soltanto. A
tal proposito, il 14 maggio 2020 il Consiglio di Amministrazione di Eni ha valutato che 2 dei 4 componenti del Comitato, fra cui il Presi-
dente, possedevano l’esperienza sopra indicata.
(5) Il Regolamento del Comitato Remunerazione prevede, in linea con la Raccomandazione del Codice di Autodisciplina 2018, in vigore
al momento della nomina, confermata dal nuovo Codice di Corporate Governance, che almeno un componente possieda un’adeguata
conoscenza ed esperienza in materia nanziaria o di politiche retributive, valutate dal Consiglio al momento della nomina. A tal propo-
sito, il 14 maggio 2020 il Consiglio di Amministrazione di Eni ha valutato che tutti e 3 i componenti del Comitato possiedono la cono-
scenza ed esperienza sopra indicate. La composizione del Comitato in termini di conoscenza ed esperienza risulta quindi migliorativa
rispetto alle previsioni del Codice di Corporate Governance e del proprio Regolamento.
Indipendenza
(a)
Fasce di età
(b)
2.
Diversità di genere
Lista di provenienza
COMPOSIZIONE CDA
6 7
(a) Ci si riferisce all’indipendenza ai sensi di legge e di autodisciplina.
(b) Dati al 31 dicembre 2021.
indipendenti
non indipendenti
40-50 anni
51-60 anni
61-70 anni
uomini
donne
maggioranza
minoranza
3 2
5
4 4 2
3
La struttura del Consiglio
Il Consiglio di Amministrazione ha nominato il 14 maggio 2020 un Amministratore Delegato e ha co-
stituito al proprio interno quattro comitati, con funzioni consultive e propositive: il Comitato Controllo e
Rischi
4
, il Comitato Remunerazione
5
, 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 alla Presidente di un ruolo rilevante nei controlli interni,
in particolare con riferimento alla funzione Internal Audit, del cui Responsabile propone al Consiglio di
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
35
(6) 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.
Amministrazione, d’intesa con l’Amministratore Delegato, nomina, revoca, remunerazione e risorse – fer-
mo il supporto al Consiglio del Comitato Controllo e Rischi e del Comitato per le Nomine, per quanto di
competenza, e sentito il Collegio Sindacale – gestendone direttamente il rapporto per conto del Consiglio
(fatta salva la dipendenza funzionale dal Comitato Controllo e Rischi e dall’Amministratore Delegato, qua-
le amministratore incaricato del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi); la Presidente è inoltre
coinvolta 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’Or-
ganismo di Vigilanza, il Responsabile Risk Management Integrato e il Responsabile Compliance Integrata.
Il Consiglio, inne, su proposta della Presidente, nomina il Segretario del Consiglio, con compiti di assi-
stenza e consulenza nei confronti della Presidente, dei singoli consiglieri e del Consiglio
6
. In ragione di
questo ruolo, il Segretario – che dipende gerarchicamente e funzionalmente dal Consiglio stesso e, per
esso, dalla Presidente – deve essere in possesso di requisiti di professionalità, come previsto dal Codice
di Corporate Governance, e la Presidente vigila sulla sua indipendenza.
Si fornisce, di seguito, una rappresentazione graca di sintesi della struttura di Corporate Governance
della Società riferita al 31 dicembre 2021:
(Audit Committee SOA)
Claudio Descalzi
(a)
SOCIETÀ DI REVISIONE
PwC SpA
CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE
MAGISTRATO DELLA
CORTE DEI CONTI
Manuela Arrigucci
COLLEGIO SINDACALE
DIRETTORI GENERALI
Alessandro Puliti****
(Natural Resources)
Giuseppe Ricci
(Energy Evolution)
ORGANISMO DI VIGILANZA
Attilio Befera (Presidente)
(h)
Antonella Alfonsi
(h)
Ugo Lecis
(h)
Rosalba Casiraghi
(i)
Gianfranco Cariola
(l)
PRESIDENTE
P
SEGRETARIO
DEL CONSIGLIO
E BOARD
COUNSEL
Luca Franceschini***
DIRECTOR
INTERNAL AUDIT
Gianfranco Cariola**
Lucia Calvosa
(b)
AMMINISTRATORE
DELEGATO
DIRIGENTE PREPOSTO ALLA REDAZIONE
DEI DOCUMENTI CONTABILI SOCIETARI
Francesco Esposito
SINDACI EFFETTIVI*
} Enrico Maria Bignami
(c)
} Marcella Caradonna
(m)
} Giovanna Ceribelli
(d)
} Marco Seracini
(d)
PRESIDENTE
Rosalba Casiraghi
(c)
PRESIDENTE
Assemblea
degli Azionisti
di Eni SpA
CONSIGLIERI NON ESECUTIVI
} Ada Lucia De Cesaris
(d)
} Filippo Giansante
(e)
} Pietro A. Guindani
(c)
} Karina A. Litvack
(c)
} Emanuele Piccinno
(f)
} Nathalie Tocci
(d)
} Raphael Louis L. Vermeir
(g)
COMITATO
SOSTENIBILITÀ E SCENARI
COMITATO
PER LE NOMINE
COMITATO
CONTROLLO E RISCHI
P
P
P
COMITATO
REMUNERAZIONE
P
(a) Componente eletto dalla lista
di maggioranza.
(b) Componente eletta dalla
lista di maggioranza, non
esecutiva e indipendente
ai sensi di legge e, dal 1° aprile
2021, di autodisciplina.
(c) Componente eletto dalla lista
di minoranza e indipendente
ai sensi di legge e di
autodisciplina.
(d) Componente eletto dalla
lista di maggioranza e
indipendente ai sensi di legge
e di autodisciplina.
(e) Componente eletto dalla lista
di maggioranza, non
esecutivo.
(f) Componente eletto dalla lista
di maggioranza, non
esecutivo e indipendente ai
sensi di legge e, dal 17 febbraio
2022, di autodisciplina.
(g) Componente eletto dalla lista
di minoranza e indipendente
ai sensi di legge e di
autodisciplina. Dal 29 aprile
2021 è Lead Independent
Director.
(h) Componente esterno.
(i) Presidente del Collegio
Sindacale.
(l) Director Internal Audit.
(m) Componente eletta il 12
maggio 2021 su proposta del
Ministero dell’Economia e
delle Finanze, indipendente
ai sensi di legge e di
autodisciplina.
* Sindaci supplenti: Roberto
Maglio - componente
eletto il 12 maggio
2021 su proposta del
Ministero dell’Economia
e delle Finanze; Claudia
Mezzabotta - componente
eletta dalla lista di minoranza.
** Dal 1° aprile 2021.
*** Anche Director Compliance
Integrata.
**** Dal 7 febbraio 2022 il Direttore
Generale Natural Resources
è Guido Brusco.
36
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Di seguito una rappresentazione graca della macrostruttura organizzativa di Eni SpA riferita al
31 dicembre 2021:
I processi decisionali
Il Consiglio ha affidato la gestione della Società all’Amministratore Delegato, riservandosi in via
esclusiva le attribuzioni strategiche, operative e organizzative più rilevanti, in particolare in mate-
ria di governance, sostenibilità
7
, controllo interno e gestione dei rischi.
Assetti organizzativi
Particolare attenzione, nel corso degli ultimi anni, è stata dedicata dal Consiglio agli assetti orga-
nizzativi della Società, inclusi alcuni importanti interventi in materia di sistema di controllo interno
e gestione dei rischi e di compliance. In particolare, il Consiglio ha deciso di porre la funzione di
Risk Management Integrato alle dirette dipendenze dell’Amministratore Delegato e di costituire,
parimenti alle dirette dipendenze di quest’ultimo, anche una funzione competente in materia di
Compliance Integrata, separata dalla funzione Legale. Inoltre, a giugno 2020, il Consiglio ha ride-
finito la struttura organizzativa della Società con la costituzione di due Direzioni Generali (Energy
Evolution e Natural Resources), varando un nuovo assetto coerente con la mission aziendale e
funzionale al raggiungimento degli obiettivi strategici.
Fra i compiti più rilevanti del Consiglio vi è la nomina dei ruoli chiave della gestione e del controllo
aziendale, quali il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari e il Respon-
sabile Internal Audit, nonché la nomina dell’Organismo di Vigilanza. A tal fine, il Consiglio è sup-
portato dal Comitato per le Nomine.
(7) Per approfondimenti in tema di informazioni non nanziarie si rinvia alla sezione della presente Relazione relativa alla Dichia-
razione consolidata di carattere non nanziario ai sensi del D.Lgs. n. 254/2016.
CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE
Lucia Calvosa
Chairman of the Board
(Presidente)
Claudio Descalzi
Chief Executive Officer
(Amministratore Delegato)
Luca Franceschini
Segretario del Consiglio di
Amministrazione
e Board Counsel
(a)
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
Gianfranco Cariola
Internal Audit
Director
(b)
UFFICIO
DI PRESIDENZA
Office of the CEO
Claudio Granata
Human Capital &
Procurement Coordination
Director
Francesca Zarri
Technology,
R&D & Digital
Director
Lapo Pistelli
Public Affairs
Director
Erika Mandraffino
Comunicazione Esterna
Director
Alessandro Puliti
Natural Resources
Direttore Generale
(c)
Deputy Luca Bertelli
Deputy Cristian Signoretto
Deputy Umberto Carrara
Deputy Alberto Chiarini
(d)
Francesco Gattei
Chief Financial
Officer
Giuseppe Ricci
Energy Evolution
Direttore Generale
(a) ll Segretario del Consiglio
di Amministrazione e Board Counsel
dipende gerarchicamente e
funzionalmente dal Consiglio e, per
esso, dal Presidente.
(b) Il Responsabile della funzione Internal
Audit dipende gerarchicamente dal
Consiglio e, per esso, dal Presidente,
fatta salva la dipendenza funzionale
dello stesso dal Comitato Controllo e
Rischi e dall’Amministratore Delegato
quale amministratore incaricato
dell'istituzione e mantenimento al
sistema di controllo interno e di
gestione dei rischi. Gianfranco Cariola
è Director Internal Audit dal 1° aprile
2021; fino al 31 marzo 2021 il Director
Internal Audit è stato Marco Petracchini.
(c) Dal 7 febbraio 2022 il Direttore Generale
Natural Resources è Guido Brusco.
(d) Fino al 4 marzo 2022.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
37
(8) Per maggiori approfondimenti sul processo di Board Review si rinvia al paragrafo alla stessa dedicato nella Relazione sul governo
societario e gli assetti proprietari 2021.
Flussi informativi
Affinché il Consiglio possa svolgere in modo efficace il proprio compito è necessario che gli Am-
ministratori siano in grado di valutare le scelte che sono chiamati a compiere, disponendo di ade-
guate competenze e informazioni. L’attuale composizione del Consiglio, diversificata in termini di
competenze ed esperienze, anche internazionali, consente un esame approfondito delle diverse
tematiche da più punti di vista. I consiglieri sono inoltre informati tempestivamente e compiuta-
mente sui temi all’ordine del giorno del Consiglio. A tal fine, le riunioni del Consiglio sono oggetto
di specifiche procedure che stabiliscono i tempi minimi per la messa a disposizione della docu-
mentazione e la Presidente assicura che ciascun Amministratore possa contribuire proficuamente
alla discussione collegiale. La stessa documentazione è messa a disposizione dei Sindaci. Questi
ultimi, inoltre, oltre a riunirsi per l’espletamento dei compiti attribuiti dalla normativa italiana al
Collegio Sindacale, anche quale “Comitato per il controllo interno e la revisione contabile”, e dalla
normativa statunitense, quale “Audit Committee”, partecipano anche alle riunioni del Consiglio di
Amministrazione e, anche tramite singoli componenti, alle riunioni del Comitato Controllo e Rischi,
assicurando con quest’ultimo uno scambio tempestivo di informazioni rilevanti per l’espletamento
dei rispettivi compiti. L’adeguatezza e tempestività dei flussi informativi verso il Consiglio di Am-
ministrazione è oggetto di periodica valutazione da parte del Consiglio nell’ambito del processo
annuale di autovalutazione (cfr. paragrafo successivo).
Formazione e autovalutazione
Annualmente il Consiglio, supportato da un consulente esterno, effettua la propria autovalutazione
(“Board Review”)
8
, di cui costituiscono elementi essenziali il confronto con le best practice na-
zionali e internazionali e una riflessione sulle dinamiche consiliari, anche al fine di proporre agli
azionisti orientamenti sui profili per la composizione 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 2020, l'autovalutazione – del cui svolgimento si è dato atto nella Rela-
zione dello scorso anno – si è conclusa nella riunione del 27 maggio 2021, con la presentazione,
da parte del consulente, degli esiti del processo di autovalutazione, che ha rilevato, tramite utilizzo
di questionari e interviste individuali, le caratteristiche di ruolo, responsabilità, dimensione, com-
posizione e funzionamento del Consiglio e dei suoi Comitati. In tale riunione, sulla base degli esiti
dell'autovalutazione, è stato approvato un action plan con alcune valutazioni e proposte di miglio-
ramento dell'attività del Consiglio.
Con riferimento all'esercizio 2021, l'autovalutazione si è svolta in continuità rispetto al precedente
esercizio, prendendo spunto dai risultati della Board Review 2020, nonché dalle valutazioni e pro-
poste di miglioramento dell'attività del Consiglio costituenti l'action plan degli esiti dell'autovaluta-
zione. Per l'esercizio 2021 si è stabilito di non procedere con la peer review. Il processo di autova-
lutazione si è svolto attraverso questionari ed interviste che hanno riguardato in particolare: (i) la
dimensione, il funzionamento e la composizione del Consiglio e dei Comitati, tenendo anche conto
di elementi quali le caratteristiche professionali, di esperienza, anche manageriale, e di diversità,
anche di genere, dei suoi componenti, nonché della loro anzianità di carica; (ii) ruolo strategico e
di monitoraggio del Piano, incluse le tematiche ESG e il sistema di controllo interno e la gestione
dei rischi. L'attività di autovalutazione svolta per il 2021 si è conclusa nella riunione del 17 febbraio
2022, con la presentazione, da parte del consulente, degli esiti del processo, che hanno sia confer-
mato gli elementi di positività, emersi già dalla precedente board review 2020, e il conseguimento
delle iniziative di miglioramento espresse nell'action plan, sia evidenziato una ulteriore, molto posi-
tiva evoluzione di tutti i temi oggetto di analisi e valutazione. Inoltre, il Consiglio Eni, nel definire le
modalità di svolgimento della Board Review valuta anche se effettuare una “Peer Review” dei consi-
38
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(9) Per approfondimenti sul ruolo del CdA nel processo di transizione energetica e nel perseguimento del successo sostenibile si rinvia
alla sezione della presente Relazione relativa alla Dichiarazione consolidata di carattere non nanziario ai sensi del D.Lgs. n. 254/2016.
(10) Sulla scorta degli esiti del processo di autovalutazione relativo all'ultimo anno di mandato del precedente Consiglio, relativi anche
alla tematica del cambiamento climatico e del ruolo del Consiglio rispetto a questa sda futura, il Consiglio uscente aveva espresso agli
azionisti il proprio orientamento sulla composizione del futuro Consiglio che aveva evidenziato l'opportunità della presenza nel Consiglio
da nominare, tra l'altro, di professionalità in possesso di competenze ed esperienze adeguate per una piena condivisione del percorso di
decarbonizzazione nonché, con specico riferimento al tema della transizione energetica e alla sua centralità nel piano strategico di Eni,
l'importanza di professionalità con esperienza in contesti di cambiamento strategico di analoga complessità su scala globale, e “soft skills”
quali la capacità di integrare le tematiche di sostenibilità nella visione del business, ha fornito agli Amministratori l'occasione di riettere in
maniera specica sulle tematiche ESG ed al loro recepimento nelle policy interne, nonché sul Piano e sulla strategia di transizione energe-
tica, sul cambiamento climatico, e sulla sostenibilità in generale, tematiche nei confronti delle quali il Consiglio.
glieri, consistente nel giudizio di ciascun consigliere sul contributo fornito singolarmente dagli altri
consiglieri ai lavori del Consiglio. La Peer Review, completata per cinque volte negli ultimi 9 anni e
da ultimo completata contestualmente alla Board Review 2020, rappresenta una best practice fra
le società quotate italiane; Eni è stata una delle prime società italiane a effettuarla sin dal 2012.
La peer review 2020 ha evidenziato le principali dinamiche che influenzano il funzionamento del
team, identificandone anche i numerosi punti di forza insieme alle aree di miglioramento. Inoltre,
il Collegio Sindacale anche nel 2021 ha svolto la propria autovalutazione.
A supporto del Consiglio e del Collegio Sindacale, Eni predispone da diversi anni un programma
di Induction, basato sulle presentazioni delle attività e dell’organizzazione di Eni da parte del top
management. A seguito della nomina del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale, si
sono tenute numerose sessioni di induction aperte a Consiglieri e Sindaci, nell’ambito di riunioni
sia del Consiglio e del Collegio Sindacale sia dei Comitati consiliari, su tematiche di competenza
dei Comitati stessi. Nel corso del 2020 e del 2021 l’attività di formazione è proseguita attraverso
attività di on going training e induction. In particolare, tra i temi affrontati si segnalano quelli rela-
tivi alla struttura aziendale e al suo modello di business, alla mission e al percorso di decarboniz-
zazione di Eni, alla sostenibilità, alla governance, alla compliance, al sistema di controllo interno
e di gestione dei rischi, a tematiche contabili e fiscali, alla politica di remunerazione e al capitale
umano, nonché in tema di normativa interna sulle operazioni con parti correlate, di cybersecurity
e sulle strategie di business perseguite dalla Società nei settori di maggiore rilevanza.
La governance della sostenibilità
La struttura della governance di Eni rispecchia la volontà della Società di integrare la sostenibilità,
intesa anche nell’accezione di “successo sostenibile” indicato dal Codice di Corporate Governan-
ce, all’interno del proprio modello di business. Al Consiglio di Amministrazione è riservato un ruolo
centrale nella definizione, su proposta dell’Amministratore Delegato, delle politiche e delle strate-
gie di sostenibilità, nell’identificazione di obiettivi annuali, quadriennali e di lungo termine condivisi
fra funzioni e società controllate e nella verifica dei relativi risultati, che vengono anche presentati
all’Assemblea degli azionisti. In particolare, un tema centrale su cui il CdA riveste un ruolo chiave
è la sfida legata al processo di transizione energetica verso un futuro low carbon
9
.
Al riguardo si segnala che il processo di autovalutazione relativo al 2021, svolto con il supporto
di un consulente esterno indipendente e completato a febbraio 2022
10
ha fornito giudizi estrema-
mente positivi. Peraltro, si segnala che anche nel processo di autovalutazione relativo al 2020,
conclusosi il 27 maggio 2021, le tematiche ESG avevano rappresentato un punto specifico di
attenzione, e, in particolare, vi è stato un giudizio positivo del Consiglio sulla comprensione e at-
tenzione a tali temi, che verranno continuativamente approfonditi e dettagliati.
Inoltre, nell’ottica del perseguimento del successo sostenibile il Consiglio di Amministrazione di
Eni, in linea con il Codice di Corporate Governance 2020 promuove il dialogo con gli azionisti
e gli altri stakeholders rilevanti per la Società. In particolare, come già indicato, il Consiglio, su
proposta della Presidente, formulata d’intesa con l’Amministratore Delegato, ha adottato la po-
litica per la gestione del dialogo con la generalità degli azionisti , anche al fine di assicurare una
comunicazione ordinata e coerente. Altro tema centrale che il CdA presidia è il rispetto dei Diritti
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
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(11) Si rimanda al paragrafo “Rapporti con gli azionisti e il mercato” della Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2021 ed
alla pagina Investitori del sito per gli aggiornamenti puntuali su indici e rating ESG di rilevanza per i mercati nanziari.
(12) Per maggiori approfondimenti sulle attività svolte dal Comitato nel corso del 2021 si rinvia al paragrafo allo stesso dedicato nella
Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2021.
Umani: nel 2021 Eni ha proseguito il percorso intrapreso che aveva portato all’approvazione della
Dichiarazione Eni sul rispetto dei diritti umani da parte del CdA di Eni a dicembre 2018, tra l’altro
implementando il modello di gestione finalizzato a garantire lo svolgimento del processo di due
diligence secondo gli United Nations Guiding Principles on Business and Human Rights (UNGP).
Inoltre, proseguendo nel percorso di trasformazione, nel mese di settembre 2019 il CdA di Eni ha
approvato una nuova Mission aziendale, che prende ispirazione dai 17 Obiettivi di sviluppo sosteni-
bile (SDG) delle Nazioni Unite e mette in luce i valori di Eni relativi al clima, all’ambiente, all’accesso
all’energia, alla cooperazione e alle partnership per lo sviluppo, al rispetto delle persone e dei diritti
umani. La mission evidenzia i principi che sono alla base del modello di business dell’azienda
volto all’integrazione della sostenibilità in tutte le attività dell’azienda e che ha riguardo, oltre che
per clima e ambiente, anche per la crescita, la valorizzazione e la formazione delle risorse umane,
considerando la diversità come opportunità.
I PRINCIPALI TEMI DI SOSTENIBILITÀ AFFRONTATI DAL CONSIGLIO NEL 2021
Strategia nanziaria di sostenibilità e reportistica di sostenibilità 2021
Rendicontazione di sostenibilità 2020: “Eni for”
Aggiornamento dichiarazione ai sensi dello UK “Modern Slavery Act” e dell’Australian “Modern Slavery Act”
Relazione Finanziaria 2020, inclusa la Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario (DNF)
Relazione sulla remunerazione, che include obiettivi di sostenibilità nella denizione dei piani di performance
Risultati HSE 2020
Piano quadriennale e di lungo termine (che include obiettivi sui temi non nanziari)
Grazie al crescente impegno nella trasparenza ed al modello di business costruito da Eni negli ulti-
mi anni per creare valore sostenibile nel lungo termine, il titolo Eni ha conseguito le prime posizioni
nei più diffusi rating ESG e confermato la propria presenza nei principali indici ESG
11
.
In particolare, si segnala che nel 2021 Eni è stata inserita nell’indice MIB® ESG di Borsa Italiana, il
nuovo indice di Borsa Italiana dedicato alle blue chip che eccellono nella performance ESG.
Il Comitato Sostenibilità e Scenari
Nello svolgimento dei propri compiti in materia di sostenibilità, il Consiglio è supportato dal Comi-
tato Sostenibilità e Scenari, istituito per la prima volta nel 2014 dal Consiglio stesso, con funzioni
propositive e consultive in materia di scenari e sostenibilità. Il Comitato rappresenta un importante
presidio delle tematiche di sostenibilità integrate nel modello di business della Società
12
.
40
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(13) Ai sensi di quanto previsto dall’art.123-ter, comma 3-bis, del D.Lgs. n. 58/98.
La Politica di Remunerazione
La Politica sulla Remunerazione degli Amministratori e del top management di Eni contribuisce
alla strategia aziendale, attraverso la definizione di sistemi di incentivazione connessi al raggiun-
gimento di obiettivi economico-finanziari, di sostenibilità ambientale e/o sociale e di transizione
energetica, definiti in un’ottica di perseguimento dei risultati nel lungo periodo, tenendo conto delle
prospettive di interesse dei diversi stakeholder.
La Politica sulla Remunerazione Eni risulta inoltre coerente con il modello di governo societario
adottato dalla Società e con le raccomandazioni del Codice di Corporate Governance, prevedendo
in particolare che la remunerazione degli Amministratori, dei componenti del Collegio Sindacale e
dei Direttori Generali e Dirigenti con responsabilità strategica sia funzionale al perseguimento del
successo sostenibile della Società e tenga conto della necessità di disporre, trattenere e motivare
persone dotate della competenza e della professionalità richieste dal ruolo ricoperto nella società
(Principio XV del Codice di Corporate Governance).
A tal fine, la remunerazione del top management di Eni è definita in relazione ai ruoli e alle respon-
sabilità attribuite, considerando i riferimenti di mercato applicabili per cariche analoghe o per ruoli
di analogo livello di responsabilità e complessità, nell’ambito di panel di aziende nazionali e inter-
nazionali comparabili con Eni, anche in relazione al settore di riferimento e alle dimensioni azien-
dali, attraverso specifici confronti retributivi effettuati con il supporto di fornitori internazionali.
Nell’ambito della Politica di Remunerazione Eni assume particolare rilevanza la componente va-
riabile, anche a base azionaria, attraverso sistemi di incentivazione connessi al raggiungimento di
obiettivi predeterminati, misurabili e tra loro complementari, che rappresentano compiutamente
le priorità essenziali della Società, in coerenza con il Piano Strategico e con le aspettative degli
azionisti e degli altri stakeholder, allo scopo di promuovere un forte orientamento ai risultati e di
coniugare la solidità operativa, economica e finanziaria con la sostenibilità sociale e ambientale, in
coerenza con la natura a lungo termine del business esercitato e con i connessi profili di rischio. La
Politica definita per il mandato 2020-2023 prevede pertanto il mantenimento, nel Piano di Incen-
tivazione di Breve Termine con differimento, di un obiettivo di sostenibilità ambientale e capitale
umano (peso 25%), focalizzato sui temi di sicurezza e di riduzione dell’intensità delle emissioni
GHG (Scope 1+2), nonché, a partire dal 2021, uno specifico indicatore relativo all’incremento della
capacità installata nell’ambito delle fonti rinnovabili (peso 12,5%).
Il Piano di Incentivazione di Lungo Termine di tipo azionario 2020-2022, prevede inoltre un obiet-
tivo relativo ai temi di sostenibilità ambientale e transizione energetica (peso complessivo 35%),
articolato su una serie di traguardi connessi ai processi di decarbonizzazione e transizione ener-
getica e all’economia circolare.
La Politica sulla Remunerazione è descritta nella prima sezione della “Relazione sulla politica in ma-
teria di remunerazione e sui compensi corrisposti”, disponibile sul sito internet della Società (www.
eni.com) ed è sottoposta, al voto vincolante degli azionisti in Assemblea, con la cadenza richiesta
dalla sua durata, e comunque almeno ogni tre anni o in occasione di modiche alla stessa
13
.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
41
Il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi
14
Eni adotta un sistema di controllo interno e di gestione dei rischi integrato e diffuso a vari livelli
dell’assetto organizzativo e societario, costituito dall’insieme delle regole, procedure e strutture
organizzative finalizzate ad una effettiva ed efficace identificazione, misurazione, gestione e mo-
nitoraggio dei principali rischi, al fine di contribuire al successo sostenibile della società.
Il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi trova fondamenta anche nel Codice Etico di
Eni, che prescrive i canoni di condotta per una gestione corretta del business, al cui rispetto sono
tenuti i componenti del Consiglio, così come i componenti degli altri organi sociali e qualunque
terza parte che collabori o lavori in nome o per conto o nell’interesse di Eni.
La Società 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 Consiglio di Ammi-
nistrazione. Inoltre, aderendo al nuovo Codice di Corporate Governance, il Consiglio di Amministra-
zione Eni, ha stabilito diverse azioni di adeguamento e modalità applicative e migliorative relative
alle raccomandazioni in materia di sistema di controllo interno e gestione dei rischi (SCIGR), già
riconosciuto in linea con le migliori pratiche di governo societario
15
.
Tra queste, per rafforzare l’integrazione tra pianificazione strategica e controlli interni e gestione
dei rischi, il Consiglio di Amministrazione ha previsto che siano definite, su proposta dell’Ammini-
stratore Delegato, e con il supporto del Comitato Controllo e Rischi, nell’ambito del Piano strategi-
co, in coerenza con le strategie della società, delle linee di indirizzo “operative” del SCIGR, ulteriori
rispetto al modello SCIGR contenuto nella relativa normativa interna.
È stato previsto, inoltre, che l’attuazione delle linee di indirizzo operative del SCIGR sia sottoposta
a un monitoraggio periodico sulla base di una relazione dell’Amministratore Delegato.
Eni si è inoltre dotata di un modello di riferimento del processo di Compliance Integrata, che
insieme al Modello 231 e al Codice Etico, è finalizzato ad assicurare che tutte le persone che
contribuiscono al raggiungimento degli obiettivi di business operino nel pieno rispetto delle regole
di integrità, delle leggi e delle normative applicabili in un quadro regolamentare nazionale e inter-
nazionale sempre più complesso definendo un processo articolato, sviluppato con un approccio
risk-based, per la gestione delle attività di prevenzione delle non-conformità.
In quest’ottica sono state elaborate metodologie di valutazione dei rischi finalizzate a modulare i
controlli, a calibrare le attività di monitoraggio e a pianificare le attività di formazione e comunica-
zione 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 stimo-
lare l’integrazione tra chi opera nelle attività di business e le funzioni aziendali poste a presidio dei
vari rischi di compliance, siano esse interne o esterne alla funzione Compliance Integrata.
Inoltre, il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato, su proposta dell’Amministratore Dele-
gato, con parere favorevole del Comitato Controllo e Rischi, la normativa interna in materia di Abu-
so delle Informazioni di Mercato (Emittenti) che, aggiornando per gli aspetti relativi agli “emittenti”
la precedente normativa Eni, recepisce le modifiche introdotte dal Regolamento n. 596/2014/UE
del 16 aprile 2014 e dai relativi Regolamenti di attuazione, nonché dalle norme nazionali, tenendo
conto degli orientamenti istituzionali italiani ed esteri in materia. La normativa disciplina i principi
di comportamento per la tutela della riservatezza delle informazioni aziendali in generale, per pro-
muoverne il massimo rispetto, come richiesto anche dal Codice Etico di Eni e dalle misure di sicu-
rezza aziendali. Eni riconosce, infatti, che le informazioni sono un asset strategico, che deve esse-
re gestito in modo da assicurare la tutela degli interessi dell’impresa, degli azionisti e del mercato.
Per assicurare la salvaguardia del patrimonio aziendale, la tutela degli interessi degli azionisti e
(14) Per maggiori informazioni si rinvia alla Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2021.
(15) Per maggiori informazioni si rinvia alla Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2021.
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Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
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 de-
gli amministratori e sindaci e operazioni con parti correlate che, il Consiglio di Amministrazione di
Eni, ha da ultimo aggiornato, previo parere favorevole e unanime del Comitato Controllo e Rischi,
nel corso del 2021. Oltre alle modifiche di adeguamento normativo, si è tenuto conto dell’esperien-
za applicativa maturata, nonché delle indicazioni dei Comitati consiliari e degli organi di controllo.
Parte integrante del sistema di controllo interno di Eni è il sistema di controllo interno sull’informa-
tiva 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 informa-
tiva in accordo con i principi contabili internazionali di generale accettazione.
La responsabilità di progettare, istituire e mantenere nel tempo il sistema di controllo interno
sull’informativa finanziaria è affidata all’Amministratore Delegato e al Dirigente Preposto alla re-
dazione dei documenti contabili societari che si avvale della struttura del Chief Financial Officer.
Un ruolo centrale nell’ambito del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi della Società
è svolto dal Collegio Sindacale che, oltre alle funzioni di vigilanza e controllo previste dal Testo
Unico della Finanza, vigila sul processo di informativa finanziaria e sull’efficacia dei sistemi di
controllo interno e di gestione del rischio, in coerenza con quanto previsto dal Codice di Corporate
Governance, anche nella veste di “Comitato per il controllo interno e la revisione contabile”, ai sen-
si della normativa italiana, e di “Audit Committee” ai fini della normativa statunitense.
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Natural
Resources
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
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Exploration & Production
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2021 2020 2019
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)
(a)
(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000
0,25
0,28 0,33
di cui: dipendenti
0,09
0,18 0,18
contrattisti
0,30
0,31 0,37
Prot per boe
(b)(c)
($/boe)
4,8
3,8 7,7
Opex per boe
(d)
7,5
6,5 6,4
Cash ow per boe
20,6
9,8 18,6
Finding & Development cost per boe
(c)(d)
20,4
17,6 15,5
Prezzi medi di realizzo degli idocarburi
51,49
28,92 43,54
Produzione di idrocarburi
(d)
(migliaia di boe/giorno)
1.682
1.733 1.871
Riserve certe di idrocarburi
(milioni di boe)
6.628
6.905 7.268
Vita utile residua delle riserve certe
(anni)
10,8
10,9 10,6
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve
(%)
55
43 92
Dipendenti in servizio a ne periodo
(numero)
9.409
9.815 10.272
di cui all'estero
6.045
6.123 6.781
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)
(a)
(milioni di tonnellate di CO
2
eq.)
22,3
21,1 22,8
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione lorda di idrocarburi operata
(a)(e)
(tonnellate di CO
2
eq./migliaia di boe)
20,2
20,0 19,6
Emissioni fuggitive di metano
(a)
(migliaia di tonnellate di CH
4
)
9,2
11,2 21,9
Volumi di idrocarburi inviati a aring di routine
(a)
(miliardi di Sm³)
1,2
1,0 1,2
Net carbon footprint upstream (Scope 1 + 2)
(f)
(milioni di tonnellate di CO
2
eq.)
11,0
11,4 14,8
Oil spill operativi (>1 barile)
(a)
(barili)
436
882 988
Acqua di produzione reiniettata
(a)
(%)
58
53 58
(a) Calcolato sul 100% degli asset operati.
(b) Relativo alle società consolidate.
(c) Media triennale.
(d) Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.
(e) Produzione lorda di idrocarburi da giacimenti interamente operati da Eni (100%) pari a: 1.041 mln di boe, 1.009 mln di boe e 1.114 mln di boe, rispettivamente nel 2021, 2020 e 2019.
(f) Calcolato su base equity ed include i carbon sink.
>700 mln boe
Nuove risorse esplorative
equity scoperte al costo
competitivo di 1,3 $/boe
Net carbon footprint
upstream -26% vs 2018
Nel 2021 raggiunti progressi in linea
con il nuovo target del -65% nel 2025
e net zero al 2030
Progetto HyNet
per la cattura/stoccaggio
della CO
2
nel Regno Unito.
Firmati 19 accordi con imprese
locali per lo stoccaggio
delle emissioni
46
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Performance dell’anno
L’indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro è stato pari allo 0,25, in migliora-
mento del 9%, confermando l’impegno Eni nelle diverse attività operative per la riduzione degli infortuni.
Emissioni dirette di GHG (Scope 1) da asset operati in aumento del 6% rispetto al 2020, principalmente per la
ripresa delle attività.
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione lorda di idrocarburi operata pari a 20,2 tonnellate di CO
2
eq./
migliaia di boe, sostanzialmente stabile rispetto al 2020.
Emissioni fuggitive di metano da asset operati in riduzione del 18% rispetto al 2020 in relazione al costante
monitoraggio periodico in sito e delle relative attività di manutenzione.
Net carbon footprint upstream (emissioni nette di GHG Scope 1 + Scope 2 contabilizzate su base equity al
netto dei carbon sink) in lieve miglioramento rispetto al 2020.
Volumi di idrocarburi inviati a aring di routine in asset operati in aumento del 12% rispetto al 2020, princi-
palmente a causa della ripresa delle attività presso gli impianti di Abu-Attifel ed El Feel in Libia, rimasti fermi
per quasi tutto il 2020.
Oil spill operativi più che dimezzati rispetto al 2020, grazie alla prosecuzione dell’azione di misure tecniche
nelle attività operative.
Acqua di produzione reiniettata in aumento rispetto al 2020 grazie alla completa ripresa delle attività di
reiniezione in Congo e in Libia.
Produzioni di idrocarburi pari a 1,7 milioni di boe/giorno a parità di prezzo. La crescita è stata sostenuta dal
ramp-up delle produzioni gas dei giant Zohr in Egitto e Merakes in Indonesia, quest’ultimo avviato in aprile.
La performance è stata condizionata dalla maggiore attività di manutenzione in Norvegia, Italia e Regno
Unito, dalla minore attività in Nigeria e dal declino dei campi maturi.
Le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2021 ammontano a 6,6 miliardi di boe, determinate sulla base
del prezzo del marker Brent di 69 $/barile. Il tasso di rimpiazzo all sources è pari al 55%. Media triennale del
tasso di rimpiazzo all sources pari al 73%. La vita utile residua delle riserve è di 10,8 anni (10,9 anni nel 2020).
2014 2018 2021 2019 2020 2021
Emissioni dirette di GHG
(Scope 1)/produz. lorda idroc. operata
Utile operativo adjusted (€ mld)
Brent ($/bl)
Italia
Resto d’Europa
Africa Settentrionale
Egitto
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
Australia e Oceania
Riserve petrolio
Intensità emissiva upstream
(CO
2
eq./migliaia di boe)
Riserve di gas naturale
Scenario vs. Performance
-25%
Eni - prezzo medio di realizzo ($/boe)
3,26 mld boe 3,37 mld boe
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Iniziative di decarbonizzazione
I progetti per la cattura di CO
2
e lo stoccaggio in giacimenti operati offshore in via di esaurimento, ovvero il
riutilizzo in altri cicli produttivi, rappresentano un elemento fondamentale nell’ambito della strategia di tran-
sizione energetica di Eni. In particolare, il progetto integrato HyNet nel Regno Unito, in cui Eni è operatore
al 100% per il trasporto e stoccaggio della CO
2
in giacimenti gas esauriti nella baia di Liverpool, ad ottobre
2021, è stato selezionato dalle autorità britanniche tra i 2 prioritari che, per primi, riceveranno nanziamenti
erogati dal fondo governativo britannico Carbon Capture Storage Infrastracture Fund (CCSIF) gestito da
BEIS (il dipartimento per Business, Energy & Industrial Strategy) per supportare con 1 miliardo di sterline
la realizzazione nel Regno Unito di almeno 4 hub di CCS entro il 2030. Il progetto fornirà un importante
supporto al processo di decarbonizzazione del Paese contribuendo con 10 milioni di tonnellate per anno
a regime rispetto alla recente ambizione espressa nella Strategia Net Zero (ottobre 2021) di 20-30 milioni
di tonnellate all’anno di capacità di stoccaggio di CO
2
e per l’80% ai 5 GW di idrogeno a basse emissioni di
carbonio, obiettivo ssato dal governo britannico per il 2030. Altra iniziativa in corso riguarda la realizzazio-
ne di un hub per la cattura e lo stoccaggio della CO
2
nei giacimenti esausti nell’offshore di Ravenna con un
potenziale di 500 milioni di tonnellate di stoccaggio. Facendo leva sullo sviluppo di progetti CCS, il target è
di raggiungere una capacità di stoccaggio in quota pari a 7 milioni di tonnellate/anno nel 2030.
Proseguono le iniziative Eni nell’ambito di Natural Climate Solutions, tra cui i progetti mirati alla protezione,
conservazione e gestione sostenibile delle foreste, principalmente nei Paesi in via di sviluppo e inquadrati nel-
lo schema REDD+ delle Nazioni Unite. In particolare, nel corso del 2021, oltre il Luangwa Community Forest,
si sono aggiunti ulteriori progetti nella Repubblica dello Zambia e in Tanzania. Eni continua a valutare ulteriori
iniziative in diversi Paesi attraverso l’avvio di altre collaborazioni con governi e sviluppatori internazionali in
Africa, America Latina ed Asia. Le iniziative identicate e pianicate consentiranno di assicurare la compen-
sazione delle emissioni residue nell’ambito della strategia di decarbonizzazione Eni.
In Africa rmati accordi di collaborazione con i governi di Kenya, Angola, Congo, Costa d’Avorio, Benin, Mo-
zambico e Ruanda per progetti di biofuel attraverso la creazione di liere integrate di agro-biofeedstock non
in competizione con la catena alimentare per approvvigionare le bioranerie Eni e decarbonizzare il mix
energetico locale. In particolare, i progetti nalizzati alla produzione di tali feedstock assicurano sicurezza e
continuità di approvvigionamento di cariche sostenibili (Low ILUC) e de-risking rispetto agli acquisti da mer-
cato. Il modello di sviluppo di tali iniziative inoltre valorizza aspetti ambientali, in quanto contribuisce alla
decarbonizzazione dei prodotti commercializzati e permette il recupero di terreni degradati e di combattere
la deforestazione, nonché sociali con ricadute sul territorio in termini di occupazione, creazione di reddito
rurale e accesso al mercato per gli agricoltori. Il modello massimizza le tutele dei diritti umani nonché pro-
muove la salute, la sicurezza alimentare e il diritto di accesso alla terra delle popolazioni rurali.
Finalizzato l’accordo con il Gruppo Boniche Ferraresi per la costituzione di una joint venture paritetica per
lo sviluppo di progetti di ricerca e sperimentazione agricola di sementi di piante oleaginose da utilizzare
come feedstock nelle bioranerie Eni. L’accordo prevede inoltre l’acquisto da parte di Eni di una partecipa-
zione di minoranza nella controllata di BF Boniche Ferraresi e nella stessa BF SpA.
Raggiunta da Solenova, joint-venture tra Eni e Sonangol, la Decisione Finale di Investimento (FID) e la rma
del contratto di ingegneria, approvvigionamento e costruzione (EPC) della prima fase del progetto fotovol-
taico di Caraculo, situato nella provincia di Namibe in Angola, il cui avvio è previsto nel quarto trimestre del
2022. L’impianto avrà una capacità totale di 50 MW e la sua realizzazione avverrà in fasi, la prima delle quali
prevederà il raggiungimento della capacità di 25 MW.
Firmato Memorandum of Understanding con la compagnia australiana Santos per identicare potenziali
opportunità di collaborazione nell’ambito di progetti di cattura, stoccaggio e riutilizzo della CO
2
ed estende-
re la cooperazione nello sviluppo di idrocarburi nel nord dell’Australia. Altri accordi sono stati nalizzati in
Egitto e Norvegia.
Esplorazione
L’attività esplorativa ottiene nel 2021 risultati eccellenti con la scoperta di oltre 700 milioni di boe di
nuove risorse al costo competitivo di 1,3 $/barile. L’esplorazione si conferma ancora elemento distinti-
48
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
vo del modello upstream e i risultati raggiunti hanno consentito a Eni di ottenere il titolo di “explorer of
the Year 2021” da parte della World Energy Capital Assembly.
L’esplorazione conferma il proprio track-record con la scoperta di Baleine nel blocco CI-101 operato,
nell’offshore della Costa d’Avorio, che ha identificato un accumulo stimato di circa 2 miliardi di barili
di olio in posto e 2,4 trilioni di piedi cubi (TCF) di gas associato. La FID per la Fase 1 del progetto di
sviluppo è stata raggiunta solo dopo cinque mesi dalla scoperta. In particolare, è stato definito con
le autorità del Paese il piano di sviluppo della scoperta di Baleine in modalità fast-track e per fasi con
avvio in early production nel primo semestre 2023 e successivo ramp-up. Il progetto sarà il primo svi-
luppo a net-zero emission (Scope 1 e 2) del continente africano. La carbon neutrality sarà raggiunta uti-
lizzando una combinazione di leve di compensazione delle emissioni tramite progetti di distribuzione
di Improved Cookstoves (Sviluppo Sostenibile) e di conservazione delle foreste (REDD+). La scoperta
di Baleine conferma l’impegno Eni di generare valore riducendo al contempo l’impronta di carbonio e
l’attenzione a migliorare il time-to-market delle scoperte esplorative.
Importanti risultati sono stati raggiunti con scoperte near-field in Angola, dove la scoperta a olio di
Cuica-1 consentirà di allungare la vita utile della FPSO che opera il blocco, in Ghana, con la scoperta
a olio di Eban nel blocco operato CTP 4 in prossimità dell’hub produttivo Sankofa, e in Messico, con
la scoperta a olio nel prospetto esplorativo Sayulita che fa seguito a quella di Saasken nel 2020. Altri
successi esplorativi sono stati conseguiti in Egitto, Indonesia, Norvegia e Regno Unito.
Il portafoglio esplorativo è stato rinnovato con circa 15.800 chilometri quadrati di nuovi permessi in
Angola, Costa d’Avorio, Egitto, Emirati Arabi Uniti, Norvegia, Regno Unito e Vietnam.
I costi di ricerca esplorativa sostenuti nel 2021 sono pari a €558 milioni (€510 milioni nel 2020) ed
includono le radiazioni di pozzi di insuccesso pari a €364 milioni (€314 milioni nel 2020) relativi anche
alla radiazione di diritti esplorativi unproved, laddove presenti, associati ai progetti con esito negativo.
In particolare nell’ambito dell’attività esplorativa e di appraisal sono state rilevate radiazioni per €331
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 Gabon, Montenegro, Myanmar, Bahrain,
Egitto e Angola. Le radiazioni dei diritti e potenziale esplorativo di €35 milioni sono riferite a titoli
minerari esplorativi principalmente per abbandono delle iniziative sottostanti per fattori geopolitici e
ambientali. A fine esercizio risultano 100 pozzi in progress (52,4 in quota Eni).
Sviluppo
Conseguito lo start-up produttivo dei progetti:
• in Indonesia, nel blocco operato East Sepinggan (Eni 65%), nelle acque profonde del Kalimantan
Orientale, con l’avvio del progetto gas di Merakes;
• in Angola, con “tie-in” delle scoperte satelliti Cuica e Cabaca North nel Blocco offshore 15/06 opera-
to, in sinergia con le FPSO presenti nell’area;
• nell’onshore dell’Emirato di Sharjah, con il progetto a gas e condensati di Mahani nella Concessione
Area B (Eni 50%). Lo start-up è stato raggiunto in meno di 2 anni dalla firma del contratto petrolifero
ed entro un anno dalla dichiarazione di scoperta.
In Angola firmato l’accordo con BP per la costituzione della joint venture paritetica Azule Energy una
business combination dei rispettivi portafogli upstream che permetterà di accelerare lo sviluppo degli
asset nel Paese.
Eni e il fondo di private equity HitecVision, azionisti di Vår Energi, hanno completato l’iter di quotazione
della venture presso la borsa norvegese con il collocamento di un interest di circa l’11,2%.
Gli investimenti di sviluppo sono pari a €3,4 miliardi, realizzati prevalentemente all’estero in particolare
in Egitto, Angola, Stati Uniti, Messico, Emirati Arabi Uniti, Indonesia ed Iraq.
Eni prosegue il suo impegno in iniziative e programmi per la promozione dello sviluppo locale attra-
verso un approccio distintivo che si basa inoltre su collaborazioni con altri attori riconosciuti a livello
internazionale anche con partnership pubblico-private. In particolare, nel gennaio 2022 è stato firmato
un accordo con l’Organizzazione delle Nazioni Unite per l’Educazione, la Scienza e la Cultura (UNESCO)
in Messico per identificare iniziative congiunte che contribuiscano allo sviluppo sostenibile dell’eco-
nomia locale; in più nel febbraio 2022 in collaborazione con l’Unione Europea e l’UNICEF, ha avviato un
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
49
progetto in partnership con il Governatorato di Bassora in Iraq, volto a migliorare la qualità dell’acqua.
Inoltre, continuano le iniziative in Angola con Halo Trust, per lo sminamento dei terreni nella provincia
di Benguela, e il programma con la FAO per promuovere l’accesso dell’acqua in Nigeria.
Nel 2021 la spesa complessiva in attività di Ricerca e Sviluppo è stata di €65 milioni (€59 milioni nel
2020); depositate 6 domande di brevetto.
RISERVE
GENERALITÀ
I criteri adottati per la valutazione e la classificazione delle riserve certe, sviluppate e non sviluppate, sono
in linea con quanto previsto dalla “Regulation S-X Rule 4-10” emessa dalla Security and Exchange Com-
mission (SEC). In particolare, sono definite “riserve certe” le quantità stimate di liquidi (compresi i conden-
sati 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 valutazione. I prezzi utilizzati per la valutazione degli idrocarburi derivano dalle
quotazioni ufficiali pubblicate da Platt’s Marketwire, salvo i casi in cui il loro calcolo derivi dall’applicazio-
ne 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’esistenza di autorevoli linee guida sui criteri inge-
gneristici 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 riser-
ve sono nel tempo soggette a revisioni, in aumento o in diminuzione, in funzione dell’acquisizione 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 producibili 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 Dipar-
timento 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 normativa SEC in vigo-
re
1
; D&M ha attestato inoltre che le direttive, laddove le norme SEC sono meno specifiche, ne forniscono
un’interpretazione ragionevole e in linea con le pratiche diffuse nel mercato. Eni effettua la stima delle
riserve di spettanza sulla base delle citate direttive anche quando partecipa ad attività di estrazione e pro-
duzione operate da altri soggetti. Il processo di valutazione delle riserve, come descritto nella procedura
interna di controllo, coinvolge: (i) i responsabili delle unità operative (unità geografiche) e i Local Reserves
Evaluators (LRE) che effettuano la valutazione e la classificazione delle riserve tecniche (profili di produ-
zione, costi di investimento, costi operativi e di smantellamento e di ripristino siti); (ii) l’unità di Ingegneria
del Petrolio e l’unità Operations di sede che verificano rispettivamente i profili di produzione relativi a
campi che hanno subito variazioni significative ed i costi operativi; (iii) i responsabili di area geografica
che validano le condizioni commerciali e lo stato dei progetti; (iv) il Dipartimento di Pianificazione e Con-
trollo che effettua la valutazione economica delle riserve; e (v) il Dipartimento Riserve che, avvalendosi
(1) I report degli ingegneri indipendenti sono disponibili sul sito Eni all’indirizzo www.eni.com nella sezione Documentazione/Relazione Finan-
ziaria Annuale 2016.
50
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
degli Head Quarter Reserves Evaluators (HRE), controlla in maniera indipendente rispetto alle suddette
unità la congruità e la correttezza della classificazione delle riserve e ne consolida i volumi. Il responsa-
bile del Dipartimento Riserve ha frequentato il Politecnico di Torino conseguendo la Laurea in Ingegneria
per l’Ambiente e il Territorio, indirizzo Georisorse, nel 2000 e possiede un’esperienza di oltre 20 anni nel
settore petrolifero e nella valutazione delle riserve. Il personale coinvolto nel processo di valutazione pos-
siede requisiti di professionalità adeguati alla complessità del compito ed esprime il proprio giudizio nel
rispetto dell’indipendenza e della deontologia professionale. In particolare la qualifica professionale dei
Reserves Evaluators è conforme agli standard internazionali definiti dalla Society of Petroleum Engineers.
VALUTAZIONE INDIPENDENTE DELLE RISERVE
Eni attribuisce a società di ingegneri indipendenti tra i più qualificati sul mercato il compito di effettuare
una valutazione
2
indipendente, parallela a quella interna, di una parte a rotazione delle riserve certe. Le
descrizioni delle qualifiche tecniche delle persone responsabili della valutazione sono incluse nei rapporti
rilasciati dalle società indipendenti. Le loro valutazioni sono basate su dati forniti da Eni e non verificati,
con riferimento a titoli di proprietà, produzione, costi operativi e di sviluppo, accordi di vendita, prezzi ed
altre informazioni. Tali informazioni sono le stesse utilizzate da Eni nel proprio processo di determina-
zione delle riserve certe e includono: le registrazioni delle operazioni effettuate sui pozzi, le misure della
deviazione, l’analisi dei dati PVT (pressione, volume e temperatura), mappe, dati di produzione e iniezione
per pozzo/giacimento/campo, studi di giacimento, analisi tecniche sulla performance del giacimento,
piani di sviluppo, costi operativi e di sviluppo futuri. Per la determinazione delle riserve di spettanza Eni
sono inoltre forniti i prezzi di vendita degli idrocarburi, le eventuali variazioni contrattuali future ed ogni
altra informazione necessaria alla valutazione. Le risultanze dell’attività indipendente condotta nel 2021
3
da Ryder Scott Company, DeGolyer and MacNaughton e Societé Generale de Surveillance hanno confer-
mato, come in passato, la ragionevolezza delle valutazioni interne. In particolare, nel 2021 sono state
oggetto di valutazione indipendente riserve certe per circa il 27% delle riserve Eni al 31 dicembre 2021
4
.
Nel triennio 2019-2021 le valutazioni indipendenti hanno riguardato il 93%
5
del totale delle riserve certe.
Al 31 dicembre 2021 i principali giacimenti non sottoposti a valutazione indipendente nell’ultimo triennio
sono Belayim in Egitto e i campi dell’Area 1 in Messico.
EVOLUZIONE
Le riserve certe a fine periodo includono la quota Eni delle riserve di società collegate e joint venture valu-
tate con il metodo del patrimonio netto. L’evoluzione delle riserve certe nell’esercizio è stata la seguente:
(2) Dal 1991 al 2002 la società DeGolyer and MacNaughton a cui è stata aancata, a partire dal 2003, anche la società Ryder Scott. Nel 2018
e 2021 ha fornito una certicazione indipendente anche la Societé Generale de Surveillance.
(3) I report degli ingegneri indipendenti sono disponibili sul sito Eni all’indirizzo www.eni.com nella sezione Documentazione/Relazione Finan-
ziaria Annuale 2021.
(4) Incluse le riserve delle società in joint venture e collegate.
(5) La percentuale sale al 94% considerando le riserve del progetto A-LNG (Eni 13,6%) certicate nel 2020 da Gaffney Cline per conto degli
shareholders del consorzio che opera il progetto.
(milioni di boe)
Società
consolidate
Società in joint
venture e collegate
Totale
Riserve certe al 31 dicembre 2020
5.984 921 6.905
Nuove scoperte ed estensioni, revisioni di precedenti stime e
miglioramenti da recupero assistito (escluso l’effetto prezzo)
68 76 144
Effetto prezzo
48 148 196
Promozioni nette
116 224 340
Portfolio
(3) (3)
Produzione
(526) (88) (614)
Riserve certe al 31 dicembre 2021
5.571 1.057 6.628
Tasso di rimpiazzo all sources
(%) 55
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
51
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
2021
2020
2019
Italia
197
25.994
369
178
9.862
243
194
21.298
333
Sviluppate
146 20.635 283 146 7.934 199 137 18.592 258
Non sviluppate
51 5.359 86 32 1.928 44 57 2.706 75
Resto d'Europa
34 7.005 81 34 5.882 73 41 7.398 89
Sviluppate
34 6.849 80 31 5.489 68 37 6.840 82
Non sviluppate
156 1 3 393 5 4 558 7
Africa Settentrionale
393 64.357 820 383 62.336 798 468 77.532 974
Sviluppate
225 22.119 373 243 28.707 434 301 38.927 553
Non sviluppate
168 42.238 447 140 33.629 364 167 38.605 421
Egitto
210
117.547
992
227
132.859
1.110
264
146.993
1.225
Sviluppate
164 103.519 852 172 127.730 1.022 149 135.274 1033
Non sviluppate
46 14.028 140 55 5.129 88 115 11.719 192
Africa Sub-Sahariana
589 83.628 1.145 624 109.397 1.352 694 116.195 1.453
Sviluppate
435 49.801 766 469 49.581 799 519 52.609 863
Non sviluppate
154 33.827 379 155 59.816 553 175 63.586 590
Kazakhstan
710 48.296 1.032 805 56.725 1.182 746 55.747 1.108
Sviluppate
641 48.287 963 716 56.725 1093 682 55.743 1046
Non sviluppate
69 9 69 89 89 64 4 62
Resto dell'Asia
476
43.101
762
579
44.992
879
491
38.203
742
Sviluppate
262 27.501 445 297 19.094 424 245 19.403 372
Non sviluppate
214 15.600 317 282 25.898 455 246 18.800 370
America
237 7.753 288 224 4.961 256 225 6.785 268
Sviluppate
164 5.936 203 143 3.075 162 148 5.282 182
Non sviluppate
73 1.817 85 81 1.886 94 77 1.503 86
Australia e Oceania
1 12.103 82 1 13.420 91 1 14.350 95
Sviluppate
1 7.525 51 1 8.927 60 1 9.118 61
Non sviluppate
4.578 31 4.493 31 5.232 34
Totale società consolidate
2.847 409.784 5.571 3.055 440.434 5.984 3.124 484.501 6.287
Sviluppate
2.072 292.172 4.016 2.218 307.262 4.261 2.219 341.788 4.450
Non sviluppate
775 117.612 1.555 837 133.172 1.723 905 142.713 1.837
Società in joint venture e collegate
Resto d'Europa
378
18.533
502
400
14.448
496
424
21.869
567
Sviluppate
175 12.959 261 176 11.756 254 219 16.914 330
Non sviluppate
203 5.574 241 224 2.692 242 205 4.955 237
Africa Settentrionale
9 271 10 12 379 14 12 388 16
Sviluppate
9 271 10 12 379 14 12 388 16
Non sviluppate
Africa Sub-Sahariana
21 36.374 263 18 10.331 87 10 8.155 63
Sviluppate
9 4.678 39 15 4.830 47 7 2.520 23
Non sviluppate
12 31.696 224 3 5.501 40 3 5.635 40
America
6
41.348
282
30
44.149
324
31
46.661
335
Sviluppate
6 41.348 282 30 44.149 324 31 46.661 335
Non sviluppate
Totale società in joint venture e collegate
414 96.526 1.057 460 69.307 921 477 77.073 981
Sviluppate
199 59.256 592 233 61.114 639 269 66.483 704
Non sviluppate
215 37.270 465 227 8.193 282 208 10.590 277
Totale riserve certe
3.261 506.310 6.628 3.515 509.741 6.905 3.601 561.574 7.268
Sviluppate
2.271 351.428 4.608 2.451 368.376 4.900 2.488 408.271 5.154
Non sviluppate
990 154.882 2.020 1.064 141.365 2.005 1.113 153.303 2.114
52
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Nel 2021 la conversione a riserve certe sviluppate (-232 milioni di boe) si riferisce principalmente all’a-
vanzamento delle attività di sviluppo, agli start-up di giacimenti e alla revisione di progetti relativi in par-
ticolare ai giacimenti di Merakes in Indonesia, di Mitzon in Messico nonché al progetto GNL in Nigeria.
Per ulteriori informazioni si rimanda alle Informazioni supplementari sull’attività Oil & Gas previste dalla
SEC nelle note al bilancio consolidato.
Gli investimenti di sviluppo sostenuti nel corso dell’anno per la promozione delle riserve non sviluppate
sono pari a circa €4,8 miliardi.
La maggior parte delle riserve certe non sviluppate vengono riclassificate a riserve certe sviluppate ge-
neralmente in un arco temporale 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 capacità degli impianti o
(milioni di boe)
Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2020
2.005
Promozioni
(232)
Nuove scoperte ed estensioni
62
Revisioni di precedenti stime
174
Miglioramenti da recupero assistito
11
Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2021
2.020
(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 rimpiazzo all sources è il rapporto tra gli incrementi delle riserve certe (comprese le operazioni di porta-
foglio) 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.
Le riserve certe al 31 dicembre 2021 sono pari a 6.628 milioni di boe, di cui 5.571 milioni di boe relative alle
società consolidate. Le promozioni nette di 340 milioni di boe sono riferite a: (i) revisioni di precedenti stime
per 258 milioni di boe riferite principalmente ai campi E Structure in Libia, Val d’Agri in Italia, Karachaganak
in Kazakhstan e Zubair in Iraq. Le revisioni di precedente stime includono l’effetto prezzo positivo di 196
milioni di boe, principalmente dovuto alla variazione del marker Brent di riferimento, passato da 41 $/barile
nel 2020 a 69 $/barile nel 2021 con conseguente recupero delle riserve non economiche allo scenario 2020
i cui effetti sono stati parzialmente compensati da entitlements complessivamente negativi nei contratti di
PSA; (ii) nuove scoperte ed estensioni per 70 milioni di boe a seguito principalmente alla decisione nale di
investimento nel progetto New Gas Consortium e nei progetti Cuica e Ndungu del Blocco operato 15/06 in
Angola; nel progetto Tommeliten Alpha Development nella PL044 e altri asset minori in Norvegia; nonché
nei progetti BKNEP, Zas e Ret nel Berkine Nord in Algeria; e (iii) miglioramenti da recupero assistito di 12
milioni di boe riferiti essenzialmente al progetto Oooguruk negli Stati Uniti.
Le operazioni di portafoglio si riferiscono alla cessione del blocco OML 17 in Nigeria e alle acquisizioni nei
campi Lucius negli Stati Uniti e Conwy nel Regno Unito.
Il tasso di rimpiazzo organico
6
e all sources delle riserve certe si attesta al 55%. La vita utile residua delle
riserve è pari a 10,8 anni (10,9 anni nel 2020).
Per ulteriori informazioni si rimanda alle Informazioni supplementari sull’attività Oil & Gas previste dalla SEC
nelle note al bilancio consolidato.
RISERVE CERTE NON SVILUPPATE
Le riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2021 ammontano a 2.020 milioni di boe, di cui 990 milioni di
barili di liquidi localizzati principalmente in Africa e Asia e 155 miliardi di metri cubi di gas naturale, princi-
palmente in Africa. Le società consolidate possiedono riserve certe non sviluppate per 775 milioni di barili
di liquidi e 118 miliardi di metri cubi di gas naturale. L’evoluzione delle riserve certe non sviluppate nell’eser-
cizio è rappresentata dalla seguente tabella:
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
53
IMPEGNI CONTRATTUALI DI FORNITURA
Eni, tramite le società consolidate, in joint venture e collegate, vende le produzioni di petrolio e gas naturale
sulla base di differenti schemi contrattuali. Alcuni di questi contratti, per lo più inerenti alle vendite di gas,
stabiliscono termini di fornitura di quantità sse e determinabili. Eni, sulla base dei contratti o degli accordi
esistenti, ha l’obbligo contrattuale di consegnare, nell’arco dei prossimi tre anni, una quantità di idrocarburi pari
a circa 623 milioni di boe, principalmente gas naturale a controparti terze prodotto dai propri campi localizzati
principalmente in Algeria, Australia, Egitto, Ghana, Indonesia, Kazakhstan, Libia, Nigeria, Norvegia e Venezuela.
I contratti di vendita prevedono varie formule di prezzo sse e variabili legate generalmente ai prezzi di mer-
cato 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 svi-
luppate e in alcune circostanze integrando le proprie disponibilità con acquisti di prodotto da terzi. La produ-
zione prevede di coprire circa il 93% degli impegni di fornitura. Eni ha rispettato tutti gli impegni contrattuali di
consegna ad oggi in essere.
PRODUZIONE
La produzione di idrocarburi nel 2021 è stata di 1,682 milioni di boe/giorno, in riduzione del 2,2% a parità di
prezzo rispetto al 2020 a seguito delle maggiori manutenzioni in Norvegia, Italia e Regno Unito, la minore
attività in Nigeria e il declino dei giacimenti maturi. Tali fattori negativi sono stati parzialmente compensati
dalla robusta performance in Egitto e Indonesia grazie ai ramp-up dei agship project rispettivamente di Zohr
e Merakes in un contesto di forte domanda globale per il gas e il GNL e grazie anche al riavvio del terminale di
liquefazione di Damietta, nonché per il progressivo allentamento delle quote produttive OPEC+ con il ripristino
delle produzioni oggetto di cap, in particolare negli Emirati Arabi Uniti e in Kazakhstan.
La produzione di petrolio è stata di 813 mila barili/giorno in riduzione del 4% rispetto al 2020. L’effetto prezzo, la
riduzione in Nigeria e il declino di giacimenti maturi sono stati in parte compensati dalla crescita produttiva re-
gistrata in Egitto e dal progressivo allentamento delle quote produttive OPEC+ con il ripristino delle produzioni.
La produzione di gas naturale è stata di 131 milioni di metri, in riduzione del 2% rispetto al 2020. Il declino dei
giacimenti maturi e la minore attività in Nigeria sono stati in parte compensati dal ramp-up delle produzioni di
Zohr (Egitto) e Merakes (Indonesia) sostenuto dalla forte domanda a livello globale.
La produzione venduta di idrocarburi è stata di 567 milioni di boe. La differenza di 47 milioni di boe rispetto
alla produzione di 614 milioni di boe è dovuta essenzialmente ai volumi di idrocarburi destinati all’autocon-
sumo (42 milioni di boe), alla variazione delle rimanenze e altri fattori. La produzione venduta di petrolio
e condensati (295 milioni di barili) è stata destinata per circa il 63% al business Rening & Marketing. La
produzione venduta di gas naturale (41 miliardi di metri cubi) è stata destinata per circa il 16% al settore
Global Gas & LNG Portfolio.
l’esistenza di vincoli contrattuali, altri fattori che possono condizionare i tempi di avvio e i livelli di produ-
zione. I volumi di riserve certe non sviluppate rimasti tali per 5 o più anni sono pari a 0,45 miliardi di boe, in
riduzione rispetto al 2020. Tali riserve sono concentrate principalmente: (i) in Iraq (0,10 miliardi di boe) nel
giacimento di Zubair dove lo sviluppo delle residue riserve sta proseguendo con la perforazione e messa
in produzione di nuovi pozzi attraverso le strutture esistenti già dimensionate in funzione del plateau
produttivo atteso di 700 mila boe/giorno; (ii) in alcuni giacimenti a gas in Libia (0,30 miliardi di boe) dove
lo sviluppo delle riserve e gli avvii in produzione sono programmati in funzione dell’adempimento degli
obblighi di consegna derivanti da contratti di fornitura di gas di lungo termine; e (iii) in alcuni giacimenti
in Italia (0,05 miliardi di boe) dove lo sviluppo è tuttora in corso.
54
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
PRODUZIONE ANNUALE DI IDROCARBURI
(a)(b)
Petrolio
e condensati
(milioni di barili)
Gas naturale
(miliardi
di metri cubi)
Idrocarburi
(milioni di boe)
Petrolio
e condensati
(milioni di barili)
Gas naturale
(miliardi
di metri cubi)
Idrocarburi
(milioni di boe)
Petrolio
e condensati
(milioni di barili)
Gas naturale
(miliardi
di metri cubi)
Idrocarburi
(milioni di boe)
Società consolidate
2021 2020 2019
Italia
13 2,6 30 17 3,3 39 19 3,9 45
Resto d'Europa
7 1,2 15 8 1,6 19 8 1,8 20
Regno Unito 7 1,2 15 8 1,6 19 8 1,8 20
Africa Settentrionale
45 7,5 95 41 7,9 93 61 11,9 138
Algeria 20 1,7 31 19 1,6 30 23 1,2 30
Libia 24 5,6 62 21 6,2 61 37 10,6 106
Tunisia 1 0,2 2 1 0,1 2 1 0,1 2
Egitto
30
15,2
131
24
12,5
106
27
15,6
129
Africa Sub-Sahariana
73 5,0 106 80 7,1 127 91 6,4 133
Angola 33 0,5 37 33 0,6 37 37 0,7 42
Congo 16 1,4 25 18 1,4 27 22 1,5 32
Ghana 8 0,9 13 9 0,9 15 9 1,0 15
Nigeria 16 2,2 31 20 4,2 48 23 3,2 44
Kazakhstan
37 2,4 53 40 2,9 60 36 2,8 55
Resto dell'Asia
29 5,3 65 32 4,8 64 32 5,2 66
Cina 1 1
Emirati Arabi Uniti 17 0,2 18 17 0,1 18 18 0,1 19
Indonesia 3,3 23 2,6 17 3,2 21
Iraq 9 0,7 14 11 0,8 17 10 0,8 15
Pakistan 0,6 4 0,8 5 1,1 7
Timor Leste 1 0,4 3 1 0,5 4
Turkmenistan 2 0,1 3 3 3 3 3
America
19 0,8 25 21 1,0 28 20 0,7 24
Ecuador 2 2
Messico 4 0,2 6 4 0,1 5 1 1
Stati Uniti 15 0,6 19 17 0,9 23 17 0,7 21
Australia e Oceania
0 0,9 6 0 0,9 6 1 1,4 10
Australia 0,9 6 0,9 6 1 1,4 10
253 40,9 526 263 42,0 542 295 49,7 620
Società in joint venture e collegate
Angola 1 0,9 7 1 1,0 8 2 1,0 8
Norvegia 41 3,4 63 42 3,8 68 27 1,9 40
Tunisia 1 1 1 1 1 1
Venezuela 1 2,5 17 1 2,2 15 1 2,0 14
44 6,8 88 45 7,0 92 31 4,9 63
Totale
297 47,7 614 308 49,0 634 326 54,6 683
(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 (42, 45 e 45 milioni di boe, rispettivamente nel 2021, 2020 e 2019).
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
55
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
2021
2020 2019
Italia
36 7,1 83 47 9,0 107 53 10,7 123
Resto d'Europa
19 3,4 41 23 4,5 52 23 4,9 55
Regno Unito 19 3,4 41 23 4,5 52 23 4,9 55
Africa Settentrionale
124 20,4 259 112 21,4 255 166 32,5 379
Algeria 54 4,7 85 53 4,3 81 62 3,2 83
Libia 67 15,3 168 56 16,8 168 101 29,0 291
Tunisia 3 0,4 6 3 0,3 6 3 0,3 5
Egitto
82 41,8 360 64 34,1 291 75 42,7 354
Africa Sub-Sahariana
198 13,9 291 218 19,2 345 249 17,6 363
Angola 91 1,6 101 89 1,6 100 102 1,9 113
Congo 44 3,8 70 49 3,7 73 59 4,2 87
Ghana 20 2,4 36 24 2,5 41 24 2,8 42
Nigeria 43 6,1 84 56 11,4 131 64 8,7 121
Kazakhstan
102 6,6 146 110 8,0 163 100 7,7 150
Resto dell'Asia
80 14,6 177 88 13,2 176 86 14,2 179
Cina 1 1 1 1 1 1
Emirati Arabi Uniti 47 0,4 51 46 0,3 48 49 0,2 51
Indonesia 1 9,1 61 1 7,0 48 2 8,7 59
Iraq 24 2,0 37 31 2,2 45 27 2,2 41
Pakistan 1,7 11 2,2 15 2,9 19
Timor Leste 1 1,2 9 2 1,3 10
Turkmenistan 6 0,2 7 7 0,2 9 7 0,2 8
America
53 2,0 67 57 2,7 75 55 1,9 68
Ecuador 6 6
Messico 11 0,4 14 12 0,3 14 4 0,1 4
Stati Uniti 42 1,6 53 45 2,4 61 45 1,8 58
Australia e Oceania
2,4 16 2,6 17 2 4,0 28
Australia 2,4 16 2,6 17 2 4,0 28
694 112,2 1.440 719 114,7 1.481 809 136,2 1.699
Società in joint venture e collegate
Angola 3 2,4 19 4 2,8 23 4 2,8 23
Norvegia 111 9,1 172 116 10,3 185 74 5,2 108
Tunisia 3 0,1 3 2 0,1 2 3 0,1 3
Venezuela 2 6,8 48 2 6,0 42 3 5,4 38
119 18,4 242 124 19,2 252 84 13,5 172
Totale
813 130,6 1.682 843 133,9 1.733 893 149,7 1.871
(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 (116, 124 e 124 mila boe/giorno, rispettivamente nel 2021, 2020 e 2019).
56
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
POZZI PRODUTTIVI
Nel 2021 i pozzi dedicati alla produzione di idrocarburi sono 8.100 (2.788,6 in quota Eni). In particolare, i pozzi
produttivi di petrolio sono pari a 6.649 (2.157,8 in quota Eni); i pozzi in produzione di gas naturale sono pari a
1.451 (630,8 in quota Eni). Nella tabella seguente è riportato il numero dei pozzi produttivi, come previsto dalle
disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932).
ATTIVITÀ DI DRILLING
ESPLORAZIONE
Nel 2021 sono stati ultimati 31 nuovi pozzi esplorativi (17,4 in quota Eni), a fronte dei 28 nuovi pozzi esplorativi (13,8
in quota Eni) del 2020 e dei 31 nuovi pozzi esplorativi (16,3 in quota Eni) del 2019.
Nella tabella seguente è riportato il numero dei pozzi esplorativi classicati di successo commerciale, sterili e in
progress come previsto dalle disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932). Il coeciente di
successo commerciale per l’intero portafoglio pozzi è stato del 54% (49% in quota Eni), a fronte del 28% (30% in
quota Eni) del 2020 e del 36% (47% in quota Eni) del 2019.
POZZI PRODUTTIVI
(a)
2021
Petrolio Gas naturale
(numero)
totali
in quota Eni
totali
in quota Eni
Italia
201,0 155,2 331,0 293,4
Resto d'Europa
655,0 115,2 184,0 48,4
Africa Settentrionale
620,0 262,2 132,0 71,2
Egitto
1.263,0 539,8 134,0 43,5
Africa Sub-Sahariana
2.401,0 506,5 199,0 26,3
Kazakhstan
208,0 56,9 1,0 0,3
Resto dell'Asia
1043,0 388,6 183,0 63,7
America
258,0 133,4 285,0 82,0
Australia e Oceania
2,0 2,0
6.649,0 2.157,8 1.451,0 630,8
(a) Include 1.198 (315,1 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)
2021
2020
2019
2021
(numero)
successo
commerciale
sterili
(c)
successo
commerciale
sterili
(c)
successo
commerciale
sterili
(c)
totale
in quota Eni
Italia
0,5
Resto d'Europa
0,1 0,3 0,8 0,4 0,3 1,4 23,0 5,7
Africa Settentrionale
0,5 1,5 0,5 11,0 8,5
Egitto
5,0 5,0 0,7 1,5 4,5 1,5 14,0 10,5
Africa Sub-Sahariana
1,1 0,4 0,1 0,9 0,5 0,9 33,0 19,0
Kazakhstan
1,1
Resto dell'Asia
0,7 1,0 0,8 0,9 1,7 15,0 6,5
America
0,7 0,6 3,0 1,9
Australia e Oceania
0,5 1,0 0,3
7,0
7,4
2,9
6,9
5,8
6,5
100,0
52,4
(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 suciente di petrolio o gas naturale tale da giusticarne
il completamento.
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57
SVILUPPO
Nel 2021 sono stati ultimati 154 nuovi pozzi di sviluppo (47,7 in quota Eni) a fronte dei 182 nuovi pozzi di svi-
luppo (57,4 in quota Eni) del 2020 e dei 241 (85,4 in quota Eni) del 2019. È attualmente in corso la perforazione
di 80 pozzi di sviluppo (25,3 in quota Eni).
Nella tabella seguente è riportato il numero dei pozzi di sviluppo classicati come produttivi, sterili e in pro-
gress, come previsto dalle disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932).
PERFORAZIONE DI SVILUPPO
Pozzi completati
(a)
Pozzi in progress
2021
2020
2019
2021
(numero) produttivi sterili
(b)
produttivi sterili
(b)
produttivi sterili
(b)
totale in quota Eni
Italia
3,0
Resto d'Europa
4,8 2,8 3,3 28,0 5,5
Africa Settentrionale
2,5 4,3 5,0 1,1 1,0 0,5
Egitto
17,0 0,8 23,2 33,5 9,0 3,8
Africa Sub-Sahariana
3,8 1,2 7,0 6,0 1,2
Kazakhstan
0,3 0,9 1,0 0,3
Resto dell'Asia
14,9 23,2 0,4 27,3 2,2 31,0 10,0
America
3,9 2,0 2,1 4,0 4,0
Australia e Oceania
46,9 0,8 57,0 0,4 82,1 3,3 80,0 25,3
(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 suciente di petrolio o gas naturale tale da giusti
-
carne il completamento.
SUPERFICI
Nel 2021 Eni ha condotto operazioni in 42 Paesi dei cinque continenti. Al 31 dicembre 2021 il portafoglio mi-
nerario di Eni consiste in 771 titoli (in esclusiva o in compartecipazione) per l’esplorazione e lo sviluppo con
una supercie totale di 335.501 chilometri quadrati in quota Eni (336.449 chilometri quadrati in quota Eni al 31
dicembre 2020), di cui 577 chilometri quadrati relativi ad attività CCUS in Regno Unito. La supercie sviluppata
è di 27.697 chilometri quadrati e la supercie non sviluppata è di 307.804 chilometri quadrati in quota Eni.
Nel 2021 le principali variazioni derivano: (i) dall’acquisto di nuovi titoli principalmente in Vietnam, Angola,
Norvegia, Costa d’Avorio, Regno Unito, Emirati Arabi Uniti ed Egitto per una supercie di circa 17.100 chilometri
quadrati; (ii) dal rilascio di licenze principalmente in Myanmar, Costa d’Avorio, Pakistan, Egitto, Norvegia, Stati
Uniti, Italia e Regno Unito per circa 11.500 chilometri quadrati; (iii) dall’incremento di supercie netta, anche
per variazioni di quota, in Angola, Timor Leste, Italia e Stati Uniti per complessivi 700 chilometri quadrati; e (iv)
dalla riduzione di supercie netta principalmente in Marocco, Kenya, Italia, Emirati Arabi Uniti e Mozambico per
complessivi 7.250 chilometri quadrati.
Nel corso dei prossimi tre anni sono previste superci in scadenza relative a titoli o permessi esplorativi nelle
seguenti aree: (i) Resto d’Europa, in particolare a Cipro; (ii) Resto dell’Asia, in particolare in Oman, Vietnam,
Russia, Emirati Arabi Uniti, Myanmar; (iii) Africa Settentrionale, in particolare in Marocco e Libia; (iv) Africa
Sub-Sahariana, in particolare in Kenya, Mozambico e Sud Africa; (v) America, in particolare in Messico. Nella
gran parte dei casi esistono opzioni contrattuali di estensione o rinnovo che potranno essere esercitate o
meno in funzione dei risultati degli studi e delle attività previste. Si ritiene quindi che una considerevole parte
di supercie verrà mantenuta a seguito di estensione dei permessi.
58
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
PRINCIPALI AREE SVILUPPATE E NON SVILUPPATE
31 dicembre 2020 31 dicembre 2021
Totale
Sup. netta
(a)
Numero
titoli
Sup. lorda
sviluppata
(a)(b)
Sup. lorda
non sviluppata
(a)
Totale
Sup. lorda
(a)
Sup. netta
sviluppata
(a)(b)
Sup. netta
non sviluppata
(a)
Totale
Sup. netta
(a)
EUROPA
39.841
308
14.224
65.679
79.903
8.246
31.612
39.858
Italia
13.632
123
8.087
6.810
14.897
6.786
5.332
12.118
Resto d'Europa
26.209 185 6.137 58.869 65.006 1.460 26.280 27.740
Albania
587
1
587
587
587
587
Cipro
13.988
7
25.474
25.474
13.988
13.988
Groenlandia 1.909 2 4.890 4.890 1.909 1.909
Montenegro
614
1
1.228
1.228
614
614
Norvegia
6.253
138
5.218
22.709
27.927
836
6.436
7.272
Regno Unito 975 34 919 1.280 2.199 624 863 1.487
Altri Paesi
1.883
2
2.701
2.701
1.883
1.883
AFRICA
129.167
277
48.879
233.042
281.921
12.896
115.290
128.186
Africa Settentrionale
31.033 75 12.068 48.201 60.269 5.292 22.483 27.775
Algeria
4.732
51
6.809
3.982
10.791
2.851
1.914
4.765
Libia 13.294 11 1.963 24.673 26.636 958 12.336 13.294
Marocco
10.755
1
16.730
16.730
7.529
7.529
Tunisia
2.252
12
3.296
2.816
6.112
1.483
704
2.187
Egitto
7.384 56 4.983 13.729 18.712 1.782 4.994 6.776
Africa Sub-Sahariana
90.750
146
31.828
171.112
202.940
5.822
87.813
93.635
Angola
5.639
66
10.680
22.749
33.429
2.010
8.800
10.810
Congo 1.306 21 1.164 1.320 2.484 678 628 1.306
Costa d'Avorio
3.372
5
3.840
3.840
3.385
3.385
Gabon
2.931
3
2.931
2.931
2.931
2.931
Ghana 495 3 226 930 1.156 100 395 495
Kenya
43.948
6
50.677
50.677
41.892
41.892
Mozambico
4.349
10
24.782
24.782
4.171
4.171
Nigeria 6.439 31 19.758 8.206 27.964 3.034 3.340 6.374
Sud Africa
22.271
1
55.677
55.677
22.271
22.271
ASIA
154.845
70
15.943
267.694
283.637
4.964
150.518
155.482
Kazakhstan
1.947
7
2.391
3.853
6.244
442
1.505
1.947
Resto dell'Asia
152.898
63
13.552
263.841
277.393
4.522
149.013
153.535
Bahrain 2.858 1 2.858 2.858 2.858 2.858
Cina
11
3
62
62
10
10
Emirati Arabi Uniti
18.680
12
3.017
29.603
32.620
251
18.520
18.771
Indonesia 14.184 13 4.778 16.499 21.277 2.441 11.743 14.184
Iraq
446
1
1.074
1.074
446
446
Libano
1.461
2
3.653
3.653
1.461
1.461
Myanmar 10.015 2 7.192 7.192 4.113 4.113
Oman
58.955
3
102.016
102.016
58.955
58.955
Pakistan
2.313
13
4.009
4.009
1.072
1.072
Russia 17.975 2 53.930 53.930 17.975 17.975
Timor Leste
1.620
4
412
2.200
2.612
122
1.806
1.928
Turkmenistan 180 1 200 200 180 180
Vietnam 20.956 5 31.290 31.290 28.338 28.338
Altri Paesi
3.244
1
14.600
14.600
3.244
3.244
AMERICA
9.719
112
2.217
14.813
17.030
1.003
8.267
9.270
Messico
3.106
10
14
5.455
5.469
14
3.092
3.106
Stati Uniti
1.198
90
942
520
1.462
492
259
751
Venezuela 1.066 6 1.261 1.543 2.804 497 569 1.066
Altri Paesi
4.349
6
7.295
7.295
4.347
4.347
AUSTRALIA E OCEANIA
2.877
4
728
2.608
3.336
588
2.117
2.705
Australia 2.877 4 728 2.608 3.336 588 2.117 2.705
Totale
336.449
771
81.991
583.836
665.827
27.697
307.804
335.501
(a) Chilometri quadrati.
(b) La supercie sviluppata si riferisce a quei titoli per i quali almeno una porzione dell’area è in produzione o contiene riserve certe sviluppate.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
59
PRINCIPALI ASSET PRODUTTIVI (% IN QUOTA ENI) E ANNO DI AVVIO DELLE OPERAZIONI
ITALIA
(1926)
Operati
Mare Adriatico
e Ionio
Barbara (100%), Annamaria (100%), Clara NW (51%), Hera Lacinia (100%)
e Bonaccia (100%)
Basilicata
Val d’Agri (61%)
Sicilia
Gela (100%), Tresauro (45%), Giaurone (100%), Fiumetto (100%),
Prezioso (100%) e Bronte (100%)
RESTO
D’EUROPA
Norvegia
(a)
(1965)
Operati
Goliat (45,40%), Marulk (13,97%), Balder & Ringhorne (62,87%) e Ringhorne East (48,88%)
Non operati
Åsgard (15,41% ), Mikkel (33,79%), Great Ekosk Area (8,65%), Snorre (12,96%), Ormen Lange (4,43%),
Statfjord Unit (14,92%), Statfjord Satellites East (10,16%), Statfjord Satellites North (17,46%), Statfjord
Satellites Sygna (14,67%), Grane (19,78%)
Regno Unito (1964)
Operati
Liverpool Bay (100%) e Hewett Area (89,3%)
Non operati
Elgin/Franklin (21,87%), Glenelg (8%), J Block (33%), Jasmine (33%) e Jade (7%)
AFRICA
SETTENTRIONALE
Algeria
(b)
(1981)
Operati
Sif Fatima II (49%), Zemlet El Arbi (49%), Ourhoud II (49%), Blocchi 403a/d (da 65% a 100%),
Blocco ROM Nord (35%), Blocchi 401a/402a (55%), Blocco 403 (50%) e Blocco 405b (75%)
Non operati
Blocco 404 (12,25%) e Blocco 208 (12,25%)
Libia
(b)
(1959)
Non operati
Aree contrattuali
onshore
Area A (ex concessione 82 - 50%), Area B (ex concessione 100/ Bu-Attifel
e Blocco NC 125 - 50%), Area E (El-Feel - 33,3%) ed Area D (Blocco NC 169 - 50%)
Aree contrattuali
offshore
Area C (Bouri - 50%) ed Area D (Block NC 41 - 50%)
Tunisia (1961)
Operati
Maamoura (49%), Baraka (49%), Adam (25%), Oued Zar (50%), Djebel Grouz (50%), MLD (50%)
ed El Borma (50%)
EGITTO
(b)(c)
(1954)
Operati
Shorouk (Zohr - 50%), Nile Delta (Abu Madi West/Nidoco - 75%), Sinai (Belayim Land, Belayim Mari
-
ne e Abu Rudeis - 100%), Meleiha (76%), North Port Said (Port Fouad - 100%), Temsah
(Tuna, Temsah e Denise - 50%), Southwest Meleiha (100%), Baltim (50%), Ras Qattara
(El Faras e Zarif - 75%), West Abu Gharadig (Raml - 45%) e West Razzak (100%)
Non operati
Ras el Barr (Ha’py e Seth - 50%) e South Ghara (25%)
AFRICA
SUB-SAHARIANA
Angola (1980)
Operati
Blocco 15/06 (36,84%)
Non operati
Blocco 0 (9,8%), le Development Area nel Blocco 3 e 3/05-A (12%), le Development Area
nel Blocco 14 (Eni 20%), la Development Area Lianzi nel Blocco 14K/A IMI (10%)
e le Development Area del Blocco 15 (18%)
Congo (1968)
Operati
Néné-Banga Marine e Litchendjili (Blocco Marine XII, 65%), Zatchi (55,25%), Loango (42,5%),
Ikalou (85%), Djambala (50%), Foukanda (58%), Mwa (58%), Kitina (52%), Awa Paloukou (90%),
M’Boundi (83%) e Kouakouala (75%)
Non operati
Yanga Sendji (29,75%) e Likouala (35%)
Ghana (2009)
Operati
Offshore Cape Three Points (44,44%)
Nigeria (1962)
Operati
OML 60, 61, 62 e 63 (20%) e OML 125 (100%)
Non operati
(d)
OML 118 (12,5%)
KAZAKHSTAN
(b)
(1992)
Operati
(e)
Karachaganak (29,25%)
Non operati
Kashagan (16,81%)
RESTO DELL’ASIA
Emirati
Arabi Uniti
(2018)
Non operati
Lower Zakum (5%), Umm Shaif e Nasr (10%) e Area B - Sharjah (50%)
Indonesia (2001)
Operati
Jangkrik (55%) e Merakes (65%)
Iraq (2009)
Non operati
(f)
Zubair (41,56%)
Pakistan (2000)
Operati
Bhit/Bhadra (40%) e Kadanwari (18,42%)
Non operati
Latif (33,3%), Zamzama (17,75%) e Sawan (23,7%)
Turkmenistan (2008)
Operati
Burun (90%)
AMERICA
Messico (2019)
Operati
Area 1 (100%)
Stati Uniti (1968)
Operati
Golfo del Messico
Allegheny (100%), Appaloosa (100%), Pegasus (85%), Longhorn (75%),
Devils Towers (75%) e Triton (75%)
Alaska
Nikaitchuq (100%) e Oooguruk (100%)
Non operati
Golfo del Messico
Europa (32%), Medusa (25%), Lucius (11,1%), K2 (13,4%), Frontrunner (37,5%) e
Heidelberg (12,5%)
Texas
Alliance area (27,5%)
Venezuela (1998)
Non operati
Perla (50%), Corocoro (26%) e Junín 5 (40%)
(a) Asset detenuti tramite Vår Energi, joint venture valutata all’equity (quota Eni 69,85%). Al completamento dell’iter di quotazione della venture avvenuto il 16 febbraio 2022, la quota Eni
nella società è pari a 64,255%.
(b) In alcune rilevanti iniziative minerarie, Eni e lo Stato detentore delle riserve concordano di adare lo svolgimento delle operazioni estrattive a un operatore dotato di veste giuridica
propria (cosiddette operating company), non soggetto al controllo Eni.
(c) Sono riportate, in quanto signicative, le percentuali di working interest (e non di partecipating interest) che includono la quota di costi sostenuti per conto della rst party secondo i
termini del PSA in vigore nel Paese.
(d) Attraverso la SPDC JV, Eni partecipa con una quota del 5% in 16 blocchi onshore e in 1 blocco nell’offshore convenzionale, nonché con una quota del 12,86% in 2 blocchi nell’offshore
convenzionale.
(e) Eni e Shell sono co-operatori.
(f) Eni è capola di un consorzio costituito da compagnie internazionali con la compagnia di Stato Missan Oil, parte di un Technical Service Contract in qualità di contractor.
60
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Le attività di esplorazione e produzione sono condotte in diversi Paesi e pertanto soggette al rispetto di legi-
slazioni, normative e regolamenti che riguardano tutti gli aspetti delle attività upstream quali: l’acquisizione di
licenze, i volumi di petrolio e gas che saranno effettivamente estratti, le royalties, i prezzi, la tutela ambientale,
l’esportazione, la scalità 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 riserve di idrocarburi e differiscono da Paese a Paese. Le licenze e i permessi sono asse-
gnati dal titolare del diritto di proprietà, generalmente Enti pubblici, compagnie petrolifere di Stato e, in alcuni
contesti giuridici, anche privati. Le tipologie contrattuali in cui Eni opera rientrano normalmente nel regime di
concessione o Production Sharing Agreement (PSA).
Contratti di concessione. Eni opera in regime di concessione principalmente nei Paesi occidentali. In forza
dell’assegnazione della concessione mineraria, la Società ha un diritto esclusivo sulle attività di esplorazio-
ne, sviluppo e produzione, sostiene i rischi e i costi connessi all’attività e ha diritto alle produzioni realizzate.
A fronte delle concessioni minerarie ricevute, la Società corrisponde delle royalties (pagamenti, anche in na-
tura, 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
scale 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 no alla
cessazione della produzione. Le riserve certe relative ai contratti di concessione sono determinate appli-
cando 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 diversi Paesi esteri, principalmente in Afri-
ca, Medio ed Estremo Oriente. Il diritto minerario è in capo alla società nazionale dello Stato concedente,
alla quale viene di norma conferita l’esclusiva dell’attività di ricerca e produzione idrocarburi, con facoltà
di istituire rapporti contrattuali con altre società estere o locali. Con il contratto, il Committente (la società
nazionale) ada al Contrattista (la società terza) il compito di eseguire i lavori di esplorazione e produzione
con l’apporto di tecnologie e mezzi nanziari. Sotto il prolo 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) de-
stinata al recupero dei costi del Contrattista; l’altra (Prot Oil) suddivisa a titolo di protto tra il Committente
e il Contrattista secondo schemi di ripartizione variabili. Sulla base di questa congurazione di principio, la
contrattualistica specica 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 soste-
nute 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 Prot Oil.
La durata o la possibilità di rinnovo dei contratti di PSA variano a seconda dell’area o del Paese. Un meccani-
smo di attribuzione analogo caratterizza i contratti di service.
ITALIA
In linea con la strategia di decarbonizzazione Eni, è stato avviato un programma per la realizzazione di un
hub per la cattura e lo stoccaggio della CO
2
(Carbon Capture and Storage - CCS) nei giacimenti esausti
nell’offshore di Ravenna con un potenziale di 500 milioni di tonnellate di stoccaggio. Il programma preve-
de la realizzazione di un progetto pilota, con avvio delle attività previste entro il 2023, a seguito di tutte le
autorizzazioni necessarie. Lo sviluppo su scala industriale è previsto in una successiva fase. Le attività in
programma, oltre ad avere un impatto positivo sul piano tecnologico e delle competenze, prevedono costi
di sviluppo ridotti facendo leva sul riutilizzo delle facility offshore dei giacimenti esausti.
Negli asset a gas dell’offshore Adriatico le attività hanno riguardato: (i) la manutenzione e l’ottimizzazione
della produzione principalmente nei campi Annalisa (Eni 100%) e Calipso (Eni 51%); e (ii) la razionalizza-
PRINCIPALI INIZIATIVE DI ESPLORAZIONE E DI SVILUPPO
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
61
zione impiantistica degli asset. Nell’ambito del programma di decommissioning delle facility offshore
dei giacimenti esauriti, le attività sono proseguite nel rispetto del Decreto Ministeriale del 15 febbraio
2019 “Linee guida nazionali per la dismissione mineraria delle piattaforme per la coltivazione in mare e
delle infrastrutture connesse”. La dismissione di 6 piattaforme è in corso di autorizzazione ministeriale.
Relativamente alle iniziative di economia circolare è stato avviato un progetto in collaborazione con enti
di ricerca nazionali per la riqualificazione degli asset in fase di dismissione. Il progetto ha individuato una
piattaforma offshore per l’avvio delle attività di riconversione per realizzare un parco scientifico marino.
Nel 2021 è stato siglato il IX Accordo di collaborazione con il Comune di Ravenna, che prevede iniziative
nell’ambito: (i) ambientale, attraverso studi e programmi di monitoraggio e di salvaguardia dell’area costiera e
tutela del territorio; (ii) interventi di ecientamento energetico; (iii) formazione professionale, sostegno all’eco-
nomia locale e valorizzazione delle attività del territorio; e (iv) in collaborazione con diversi stakeholder locali,
progetti socio-culturali e programmi di educazione ambientale e sviluppo sostenibile.
Nel corso del 2021 è avvenuta la fermata generale dell’impianto produttivo della concessione Val d’Agri per
eseguire le attività di manutenzione obbligatoria decennale, con il coinvolgimento di tutti gli stakeholder locali
e nel pieno rispetto delle normative e delle tematiche di salute, sicurezza e tutela ambientale. Le attività hanno
riguardato ispezioni e manutenzioni nonché interventi relativi al miglioramento e all’upgrading degli impianti
produttivi. Sono proseguite le attività del progetto Energy Valley nelle aree adiacenti il Centro Olio di Val d’Agri,
che prevede diverse iniziative in ambito della sostenibilità ambientale, innovazione, progetti di riqualicazione
e valorizzazione del territorio attraverso il coinvolgimento degli stakeholder locali. In particolare: (i) nell’ambito
delle iniziative di riqualicazione agricola, con il progetto “Centro Agricolo di Sperimentazione e Formazione”
sono state avviati programmi di agricoltura sostenibile e la realizzazione di infrastrutture in ambito agritech; e
(ii) l’avvio di programmi di biomonitoraggio attraverso l’applicazione di tecniche innovative.
Nell’ambito delle partnership strategiche con gli stakeholder, Eni, Shell e la Regione Basilicata hanno si-
glato un Accordo Preliminare al Nuovo Protocollo d’Intenti Concessione Val d’Agri, in corso di negoziazio-
ne, volto a definire i termini principali di un programma di misure di compensazione legate al programma
lavori della Concessione a supporto dello sviluppo regionale, anche attraverso linee di azione legate ad
attività non-oil ispirate a principi di sostenibilità.
In Sicilia, nell’ambito del Protocollo d’Intesa per l’area di Gela, rmato nel novembre 2014 presso il Ministero
dello Sviluppo Economico, sono stati avviati i lavori di costruzione dell’impianto di trattamento del gas che
sarà estratto dai giacimenti di Argo e Cassiopea (Eni 60%), che avranno una durata di quasi 3 anni con investi-
menti per oltre €700 milioni. L’avvio della produzione di gas è previsto nella prima metà del 2024. Il progetto, at-
traverso una signicativa minimizzazione dell’impatto ambientale, prevede di raggiungere la carbon neutrality.
Nell’ambito delle iniziative a supporto delle comunità locali, è stato ratificato l’accordo quadro definitivo
con la Fondazione Banco Alimentare Onlus, Banco Alimentare della Sicilia Onlus e il Comune di Gela per
creare un centro di stoccaggio e distribuzione di derrate alimentari destinate alle comunità disagiate.
RESTO D’EUROPA
Norvegia Eni e il fondo di private equity HitecVision, azionisti di Vår Energi, hanno completato l’iter di quotazio-
ne della venture presso la borsa norvegese con il collocamento di un interest di circa l’11,2%.
Nel settembre 2021 è stato rmato un Cooperation Agreement con altri operatori oil & gas dell’area per va-
lutare la fattibilità del Barents Blu-Ammonia Project. Il progetto prevede la valorizzazione del gas del campo
di Goliat attraverso la produzione e commercializzazione di ammoniaca blu. La CO
2
catturata nel processo
di produzione sarà trasportata e stoccata in un giacimento offshore in via di esaurimento.
L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con le scoperte a olio di: (i) Isak nella licenza PL 532 (Eni 21%)
nel Mare di Barents. La nuova scoperta sarà collegata all’hub di produzione di Johan Castberg (Eni 20,96%),
in corso di sviluppo; (ii) Blasto nella licenza PL 090/090I (Eni 17%), situata nella parte settentrionale del
Mare del Nord, in prossimità delle facility produttive del progetto Fram (Eni 17,46%); (iii) Garantiana West
nella licenza PL554 (Eni 21%) nel Mare del Nord. Le attività prevedono lo sviluppo congiunto con il campo di
Garantiana attraverso un collegamento alle vicine infrastrutture del campo di Snorre (Eni 12,99%); (iv) King
and Prince in PL027 (Eni 62,86%) adiacente al campo Balder (Eni 62,87%); (v) Tyrihans North Ile in PL073
(Eni 8,4%) nel Mare del Nord; e (vi) a olio e gas di Rodhette in PL901 (Eni 34,9%) nel Mare di Barents, a nord
del campo di Goliat (Eni 45,4%).
62
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Le recenti scoperte esplorative confermano il successo della strategia esplorativa “ILX” (“Infrastucture
Led Exploration”) mirata alla commercializzazione di riserve addizionali ad elevato valore e con rapido ti-
me-to-market.
Il portafoglio titoli è stato rinnovato attraverso l’acquisizione: (i) nel corso del 2021 di 13 licenze esplorative,
di cui 8 operate, principalmente nel Mare del Nord e Mare di Barents; (ii) nel gennaio 2022 di 5 licenze esplo-
rative come operatore e di 5 licenze in qualità di partner. Le licenze sono distribuite su tutti e tre i principali
bacini minerari della piattaforma continentale norvegese.
Le nuove licenze acquisite si trovano sia in prossimità di aree già in produzione o in corso di sviluppo sia in
aree ad alto potenziale esplorativo.
Le principali attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il progetto sanzionato di Johan Castberg con start-up previ-
sto nel 2024; (ii) il progetto sanzionato di Balder X (Eni 62,87%, operatore) nella licenza PL 001, nel Mare del Nord.
Il progetto include la perforazione di pozzi addizionali avviati in produzione attraverso la ricollocazione di una
FPSO. L’avvio produttivo è atteso nel 2023; (iii) il progetto sanzionato Breidablikk con start-up produttivo nel 2024.
Le attività prevedono la perforazione di pozzi produttivi che saranno collegati alle facility di trattamento esistenti
nell’area. Lo sviluppo del progetto farà leva sulle tecnologie ad elevata ecienza energetica ed operativa in grado
di ridurre le emissioni dirette del progetto; e (iv) il raggiungimento della decisione nale d’investimento del pro-
getto a gas e condensati Tommeliten Alpha Development nella PL044 (Eni 6,38%), nel Mare del Nord norvegese.
Regno Unito Nel gennaio 2021 è stato acquisito l’operatorship con una quota del 100% della licenza esplo-
rativa P2511 nel Mare del Nord. Successivamente è stata nalizzata un’operazione di farm-out del 50%.
Nel luglio 2021 Eni ha acquisito il campo in produzione di Conwy (Eni 100%) nell’area di Liverpool Bay, in
prossimità di facility esistenti. L’operazione oltre ad incrementare il livello produttivo nel Paese facendo leva
sulle sinergie operative, rientrerà nel prossimo futuro negli asset destinati durante la fase di abbandono a
possibili transizioni verso progetti di stoccaggio di CO
2
.
L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con i pozzi Talbot Appraisal (Eni 33%) e Jade South (Eni 7%). Lo
sviluppo delle scoperte farà leva sulle facility produttive presenti nell’area.
Nell’ambito del progetto integrato HyNet North West, dove Eni è impegnata in un consorzio con industrie
locali per la cattura, il trasporto e lo stoccaggio della CO
2
emessa dalle stesse e da un futuro impianto di
produzione di idrogeno a basse emissioni di carbonio: (i) nel marzo 2021, il progetto ha ricevuto un nan-
ziamento di £33 milioni erogati dall’Ente nazionale inglese UK Research and Innovation (UKRI) attraverso il
fondo Industrial Decarbonisation Challenge (IDC), di cui £21 milioni per coprire il 50% degli studi di ingegne-
ria per la fase di trasporto e stoccaggio; (ii) nel maggio 2021, Eni e Progressive Energy Limited hanno siglato
un accordo quadro per accelerare ulteriormente lo sviluppo del progetto. In base all’accordo, Eni svilupperà
e gestirà il trasporto e lo stoccaggio di CO
2
sia onshore che offshore nei propri giacimenti di gas esausti
della baia di Liverpool, mentre Progressive Energy guiderà e coordinerà gli aspetti di cattura e produzione di
idrogeno del progetto per conto di HyNet North West, collegando così le fonti di emissioni di CO
2
alle infra-
strutture di trasporto e stoccaggio di Eni; (iii) nell’ottobre 2021 il progetto, è stato selezionato dalle autorità
britanniche tra i due progetti prioritari CCS nel Paese che per primi potranno ricevere supporto governativo;
(iv) sono stati rmati 19 Memorandum of Understading con le industrie locali (“Emitters”) per assicurare il
prolo di stoccaggio di CO
2
del progetto.
Lo start-up del progetto HyNet North West è previsto a ne 2025 con una fase iniziale di stoccaggio pari a
4,5 milioni di tonnellate/anno che in una fase successiva a partire dal 2030 sarà incrementata no a rag-
giungere 10 milioni di tonnellate/anno.
Il progetto HyNet North West contribuirà a raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione deniti dal governo
del Regno Unito al 2030; nonché parteciperà anche alla produzione dell’80% del target di 5 GW di idrogeno
low carbon annunciato dal Paese sempre al 2030 per un’ulteriore decarbonizzazione dei trasporti, dell’indu-
stria e delle utenze anche domestiche dell’intera area.
Inoltre, nel novembre 2021, Eni ha presentato all’Autorità inglese per le attività petrolifere nel Paese (Oil & Gas
Authority - OGA) una richiesta per l’ottenimento di una nuova licenza per la possibile realizzazione di un pro-
getto di stoccaggio di CO
2
nei giacimenti offshore esausti di Eni nella licenza di Hewett, dove la produzione è
terminata nel 2020, per lo sviluppo futuro dell’area di Bacton come hub per la produzione di idrogeno.
In linea con una razionalizzazione del portafoglio progetti di CCS nel Regno Unito e con l’obiettivo di valoriz-
zare asset upstream operati, nel 2021 Eni ha annunciato l’uscita dai progetti Net Zero Teesside (Eni 20%) e
North Endurance Partnership (Eni 16,7%) in corso di sviluppo con altri partner del settore Oil & Gas.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
63
Le altre attività di sviluppo dell’anno hanno riguardato: (i) programma di ottimizzazione della produzione, atti-
vità manutentive e di asset integrity nel campo operato di Liverpool Bay (Eni 100%); (ii) la perforazione di pozzi
di inlling e attività manutentive nei campi di Elgin/Franklin (Eni 21,87%) e J-Area (Eni 33%); e (iii) le attività di
abbandono a progetto nella Hewett Area.
AFRICA SETTENTRIONALE
Algeria Nel marzo 2022 l’attività esplorativa ha avuto esito positivo con la scoperta ad olio e gas associato
di HDLE nella concessione Zemlet el Arbi (Eni 49%), nell’area del Berkine Nord.
Nel corso del 2021 Eni e Sonatrach hanno rmato diversi accordi negli ambiti dell’esplorazione e produzione,
ricerca e sviluppo e decarbonizzazione. In particolare: (i) rilancio delle attività di esplorazione e sviluppo nella
regione del bacino del Berkine, anche attraverso la realizzazione di un hub di sviluppo del gas e del petrolio in
sinergia con le installazioni esistenti di MLE-CAFC. Inoltre nel dicembre 2021 è stato rmato un nuovo con-
tratto petrolifero di PSA relativo alla parte meridionale dell’area del Berkine (Eni 75%), in prossimità di asset
produttivi operati; (ii) è stato rmato un Memorandum d’Intesa per lo sviluppo di iniziative congiunte nel setto-
re delle nuove tecnologie, delle energie rinnovabili, dell’idrogeno, della cattura, utilizzo e stoccaggio della CO
2
,
della bioranazione, e di molteplici altre iniziative in linea con l’impegno di Eni verso il raggiungimento della
neutralità carbonica entro il 2050.
Le attività dell’anno hanno riguardato: (i) il programma di sviluppo dell’area del Berkine Nord (Eni 49%) con
la perforazione e l’allacciamento di un pozzo produttore a gas e di tre pozzi produttori a olio, nonché un pro-
gramma di workover; (ii) interventi di ottimizzazione della produzione dei campi di Zea nel Blocco 403 a/d
(Eni dal 65% al 100%, operatore) e di BRN/BRW nel Blocco 403 (Eni 50%, operatore) nonché nel Blocco 405b
(Eni 75%, operatore) e nel Blocco 404 (Eni 12,25%); e (iii) attività manutentive nel Blocco 208 (Eni 12,5%).
EGITTO
Nel gennaio 2022, Eni si è aggiudicata cinque nuove licenze esplorative, quattro delle quali operate, nell’offshore
e onshore egiziano, a seguito della positiva partecipazione al bando Egypt International Bid Round for Petroleum
Exploration and Exploitation 2021. Le licenze sono distribuite nei bacini di maggior interesse per Eni: Mediterra-
neo Orientale, Deserto Occidentale e Golfo di Suez, per una supercie totale di circa 8.410 chilometri quadrati.
Nel giugno 2021, è stato rmato con l’Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC) e Lukoil un accordo
per l’unione e l’estensione al 2036, con la possibilità di ulteriore prolungamento al 2041, delle concessioni
delle aree contrattuali di Meleiha e Meleiha Deep. L’accordo permetterà di valorizzare, attraverso condizioni
contrattuali migliorative, le considerevoli risorse dell’area, aggiungendo nuovo potenziale esplorativo. Inoltre,
la costruzione di un nuovo impianto di trattamento del gas, che sarà connesso alle facility produttive esistenti,
offrirà la possibilità di sviluppare ulteriormente le riserve dell’area.
Nel luglio 2021 è stato rmato un accordo con le società di Stato dell’energia, dell’elettricità e del gas per valu-
tare la fattibilità tecnica ed economica della produzione di idrogeno verde e di idrogeno blu in sinergia con lo
stoccaggio di CO
2
in giacimenti esausti di gas naturale.
L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con le scoperte near-eld: (i) nella concessione in produzione del Sinai
(Eni 100%, operatore), con il pozzo esplorativo mineralizzato a olio di BLSE 1 e conseguente start-up attraverso il col-
legamento alle facility produttive esistenti; e (ii) nelle concessioni in produzioni del Deserto Occidentale con 8 pozzi
esplorativi di successo mineralizzati a olio e gas naturale e già avviati in produzione. Le nuove scoperte confermano
il positivo track-record dell’esplorazione di Eni nel Paese grazie al continuo progresso tecnologico raggiunto nelle
attività esplorative, consentendo inoltre di valorizzare il potenziale minerario anche in aree produttive mature.
Nel corso del 2021 le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il completamento di attività di drilling di sviluppo
e conseguente start-up produttivo nelle aree in produzione del Sinai e del Deserto Occidentale nonché pro-
grammi di ottimizzazione della produzione attraverso attività di work-over; (ii) un programma di Asset Integrity
nella concessione del Sinai con diverse iniziative per migliorare la sicurezza impiantistica e il mantenimento
degli standard ambientali; (iii) l’avvio delle attività di studio per la messa in opera di un campo fotovoltaico da
15 MW nell’area del giacimento di Abu Rudeis (Eni 100%, operatore) al ne di abbattere contemporaneamente
i costi di energia elettrica dalla rete nazionale e le relative emissioni di CO
2
. Lo start-up è previsto entro la ne
64
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
del 2022; (iv) un programma di drilling di sviluppo nella concessione di Baltim (Eni 50%, operatore); e (v) il pro-
getto Meleiha Phase 2, con il proseguimento delle attività necessarie nell’ambito della fase di pre-FID.
Le attività relative allo sviluppo della produzione del progetto Zohr hanno riguardato: (i) attività di EPCI (engineering,
procurement, construction & installation) per la realizzazione di nuove facility sottomarine e di due nuove unità di
trattamento della capacità di 6.000 barili/giorno per la gestione e il recupero dell’acqua di produzione. È allo studio
la realizzazione di ulteriori tre unità della capacità di 9.000 barili/giorno; e (ii) il proseguimento delle attività di drilling
di sviluppo con il completamento di due pozzi produttori che saranno avviati in produzione nel corso del 2022.
Al 31 dicembre 2021 i costi di sviluppo capitalizzati nell’attivo patrimoniale relativi al progetto Zohr ammon-
tano a $5,6 miliardi pari a €5 miliardi al cambio euro/dollaro al 31 dicembre 2021. I costi di sviluppo sostenuti
nell’anno sono stati pari a €93 milioni. Al 31 dicembre 2021 le riserve certe del giacimento Zohr di competenza
Eni sono pari a 706 milioni di boe.
Nell’ambito delle iniziative di social responsibility proseguono i programmi deniti dal Memorandum of
Understanding rmato nel 2017. L’accordo, che aanca le attività di sviluppo del progetto Zohr, denisce due
diversi programmi di intervento da realizzarsi entro il 2024. Il primo, già completato, include la ristrutturazione
della clinica di El Garabaa, nei pressi delle facility produttive onshore di Zohr, e la fornitura di tutte le necessarie
attrezzature medico-sanitarie. Il secondo programma, per un valore complessivo di $20 milioni, include iniziative
di supporto socio-economico, sanitario e formazione, a favore delle comunità locali. In particolare: (i) a seguito
del completamento del centro di assistenza sanitaria nell’area di Port Said, nel corso del 2021 è stata avviata la
fase 2 del programma. Le attività previste includono l’equipaggiamento dell’ospedale, la formazione del personale
sanitario e campagne di sensibilizzazione sanitaria; (ii) con la realizzazione di un centro giovanile completato nel
2020, sono state avviate le iniziative di formazione che saranno realizzate da Eni. In particolare, è stata avviata
la Zohr Applied Technology School in partenariato con El Sewedy Electric Foundation ed in coordinamento con
le autorità locali. Sono stati avviati i lavori civili di ristrutturazione delle infrastrutture che sono stati completati
nel corso dei primi mesi del 2022; e (iii) alla ne del 2021 si sono concluse le attività d’identicazione di un
programma di educazione tecnica. L’avvio delle attività formative è previsto nel corso del 2022.
AFRICA SUB-SAHARIANA
Angola Nel marzo 2022, rmato l’accordo con BP per la costituzione di Azule Energy, una nuova business
combination a controllo congiunto dei rispettivi portafogli upstream nel Paese, che segue il memorandum
d’intesa (MoU) non vincolante di maggio 2021. In particolare, la nuova società potrà generare signicative
sinergie operative, perseguire un ambizioso piano di investimenti e aumentare il tasso di crescita nell’area.
L’operazione evidenzia l’impegno di entrambe le società a continuare a sviluppare il potenziale del settore
upstream del Paese e nel contempo supportare il processo di transizione energetica attraverso lo sviluppo di
progetti a gas e nell’ambito delle energie rinnovabili. Il closing dell’operazione è soggetta a determinate condi-
zioni sospensive, tra cui l’approvazione da parte delle autorità locali preposte.
Nell’ottobre 2021 Eni ha rmato un protocollo d’intesa con ANPG e Sonangol per lo sviluppo congiunto di pro-
getti di economia circolare e di decarbonizzazione, relativi in particolare a colture su scala industriale non in
competizione con la liera agroalimentare per fornire feedstock al sistema di bioranazione Eni.
Nel dicembre 2021 è stata conseguita l’estensione ventennale del Blocco 0 (Eni 9,8%) nell’offshore della pro-
vincia di Cabinda nel nord del Paese, con termine della scadenza al 2050.
Nel dicembre 2021, è stata conseguita la FID dei campi di Quiluma & Maboqueiro nell’ambito del primo svilup-
po del New Gas Consortium (Eni 25,6%). Il progetto prevede due piattaforme offshore, un impianto onshore
di trattamento gas e il collegamento all’impianto A-LNG per la commercializzazione del gas, attraverso carichi
di GNL, e condensati.
L’attività esplorativa ha avuto esito positivo nel Blocco operato 15/06 (Eni 36,84%): (i) nel 2021 con la scoperta
a olio di Cuica-1 nell’area di sviluppo di Cabaça, che consentirà di allungare la vita utile della FPSO che opera il
blocco; e (ii) nel marzo 2022 con il pozzo di delineazione Ndungu-2 che consente di incrementare la stima delle
risorse del giacimento no a 800-1.000 milioni di boe in posto.
Nel 2021 è stata avviata la produzione del campo di Cuica, a soli 4 mesi dalla scoperta, e di Cabaça North at-
traverso la FPSO Armada Olombendo con l’obiettivo di incrementare e sostenere il plateau produttivo nell’am-
bito dello sviluppo del Blocco operato 15/06.
Nel febbraio 2022 è stato avviato il progetto di Ndungu Early Production nel Blocco operato 15/06 attraverso
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
65
il collegamento alla FPSO Ngoma, progettata per avere una capacità di trattamento di circa 100 mila barili/
giorno e caratterizzata da una losoa operativa zero process aring e zero water discharge anche grazie agli
upgrade di impianto effettuati nel 2021 per minimizzare le emissioni, in linea con la strategia di decarbonizza-
zione di Eni per l’azzeramento delle emissioni.
Gli start-up produttivi raggiunti confermano il successo della campagna di esplorazione ILX (Infrastucture Led
Exploration) condotta nel Paese, che attraverso l’applicazione di uno sviluppo modulare e semplicato consente
un rapido time-to-market delle scoperte effettuate.
Le altre attività del Blocco 15/06 hanno riguardato il progetto di sviluppo Agogo Early Production Phase 2, con
l’avvio delle attività per la realizzazione delle facility sottomarine necessarie. Il futuro programma di sviluppo di
Agogo prevede anche una fase di full eld development che include la realizzazione di una ulteriore FPSO. In par-
ticolare, sono stati completati gli studi di concept denition, le attività di FEED e sono state avviate le procedure
per l’assegnazione dei contratti principali.
Nelle aree non operate, sono proseguite le attività di sviluppo nel Blocco 0. In particolare: (i) il progetto Sanha
Lean Gas Connection and Booster Gas Compressor con l’obiettivo di incrementare la produzione del gas asso-
ciato del Blocco 0 da destinare all’impianto di liquefazione A-LNG (Eni 13,6%); (ii) lo sviluppo del giacimento di
Lifua-A, con la realizzazione di facility offshore. Lo start-up è previsto nel 2022; e (iii) le attività di FEED dei progetti
South Ndola e Sanha-Mafumeira connector che prevedono la realizzazione delle facility di trasporto per la messa
in produzione delle riserve residuali dell’area.
Le altre attività di sviluppo hanno riguardato: (i) l’avvio delle attività di FEED del progetto Punja nel Blocco 3/05-A
(Eni 12%); e (ii) il raggiungimento della FID e la rma del contratto di ingegneria, approvvigionamento e costru-
zione (EPC) per la prima fase del progetto fotovoltaico di Caraculo, situato nella provincia di Namibe. Il progetto
segue la rma del protocollo d’intenti con la compagnia di stato Sonangol nel 2019 che includeva la costituzione
della società a controllo paritetico Solenova per lo sviluppo di progetti di energia rinnovabile. L’avvio dell’impianto
è previsto nel quarto trimestre 2022 con una capacità di 25 MW, incrementabili in una ulteriore fase no a rag-
giungere una capacità totale di 50 MW. Il progetto consentirà di limitare il consumo di gasolio per la generazione
di elettricità, riducendo di conseguenza le emissioni di gas serra (GHG) e contribuendo al processo di transizione
energetica del Paese. Le attività in programma prevedono anche diverse iniziative nell’ambito dell’accesso all’e-
nergia e all’acqua, salute e istruzione.
I programmi e le iniziative di sviluppo locale sono proseguiti nell’anno, in particolare: (i) il progetto integrato
South West nelle province di Huila e Namibe a supporto delle comunità locali colpite dalla siccità; (ii) nell’ambito
dell’accesso all’energia, con interventi di elettricazione di centri di salute con l’installazione di pannelli solari; (iii)
un programma di sviluppo agricolo nell’area di Cabinda in collaborazione con le istituzioni locali; (iv) continuo
supporto all’iniziativa di Halo Trust per lo sminamento dei terreni nella provincia di Benguela; e (v) diverse inizia-
tive nell’ambito della salute nelle aree di Luanda, Cabinda e Zaire che prevedono programmi di formazione del
personale sanitario nonché la fornitura di attrezzature e materiale medico.
Congo Nell’ottobre 2021 Eni ha rmato un Memorandum d’Intesa con le autorità del Paese per lo sviluppo con-
giunto di progetti di economia circolare e di decarbonizzazione, relativi in particolare a colture di ricino su scala
industriale non in competizione con la liera agroalimentare per fornire feedstock alle bioranerie Eni.
Inoltre, nel corso del 2021: (i) in linea con a strategia Eni di razionalizzazione del portafoglio produttivo, sono stati
rilasciati gli asset operati di Loango II (Eni 42,5%) e Zatchi II (Eni 55,25%), con effetto 1 gennaio 2022; (ii) nell’ambito
di possibili sviluppi di progetti GNL, il PSA del permesso produttivo Marine XII (Eni 65%, operatore) è stato emendato
per includere un nuovo regime scale ad essi dedicato. In particolare, sono in corso gli studi per sviluppo fast-track
del progetto di valorizzazione del gas associato e non associato sia per la produzione di energia elettrica per il mer-
cato domestico sia per l’esportazione di GNL, anche con l’obiettivo di supportare il target dello zero routine aring.
Il progetto per l’esportazione del GNL prevede lo sviluppo modulare e per fasi con un ridotto time-to-market. La
capacità produttiva di liquefazione sarà di circa 2 milioni di tonnellate/anno a plateau. Lo start-up è atteso nel 2023.
Le attività dell’anno hanno riguardato: (i) l’ulteriore fase di sviluppo del giacimento in produzione Nené-Banga nel
blocco Marine XII, con la costruzione della nuova piattaforma produttiva. Lo start-up è previsto nella seconda
metà del 2022; (ii) nell’ambito dei programmi culturali a sostegno delle comunità locali, si è proseguito nella re-
alizzazione del Centro di ricerca a Oyo, che si prevede di inaugurare e rendere operativo già nel 2022; e (iii) sono
proseguite le attività della seconda fase del Progetto Integrato Hinda con iniziative a supporto dello sviluppo
economico, agricolo, accesso all’acqua, programmi di istruzione e progetti per lo sviluppo dei servizi sanitari;
e (iv) il programma CATREP a sostegno dell’economia agricola locale, attraverso iniziative nell’applicazione di
66
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
tecniche agronomiche innovative con l‘obiettivo di integrare i produttori locali all’interno della liera a supporto
del Memorandum d’Intesa di agri-biofeedstock rmato nel 2021.
Mozambico Nel febbraio 2022, Eni e il Ministero dell’Agricoltura e dello Sviluppo Rurale della Repubblica del Mo-
zambico hanno rmato un accordo per la cooperazione e lo sviluppo di progetti agricoli nel Paese, nalizzati alla
produzione di semi oleaginosi e oli vegetali da utilizzare come agro-biofeedstock per la produzione di biocarburanti.
Le attività di sviluppo di Area 4 (Eni 25%) nell’offshore riguardano il progetto a gas di Coral South, e le scoperte a gas
del Mamba Complex dove Eni è operatore della fase upstream ed ExxonMobil della fase midstream (liquefazione).
Le attività relative al progetto sanzionato di Coral South prevedono la realizzazione di un impianto galleggiante
per il trattamento, la liquefazione, lo stoccaggio e l’export del gas con una capacità di circa 3,4 milioni di tonnellate
all’anno di GNL, alimentato da 6 pozzi sottomarini. Il gas liquefatto sarà venduto dai concessionari di Area 4 alla
BP sulla base di un contratto long term della durata di venti anni con opzione di estensione di ulteriore dieci anni.
Le attività di sviluppo del progetto sono in via di completamento. Lo start-up è previsto entro la ne del 2022.
Per le scoperte del Mamba Complex, il progetto Rovuma LNG prevede lo sviluppo di una parte delle riserve a
cavallo con Area 1 (riserve straddled) attraverso un piano indipendente ma coordinato con l’operatore dell’Area
1 (TotalEnergies), a cui si aggiungono parte delle riserve non straddled. Il progetto iniziale prevede la realizza-
zione di due treni di liquefazione onshore, alimentati da 24 pozzi sottomarini, per il trattamento, la liquefazione
del gas, lo stoccaggio e l’export del GNL della capacità di circa 7,6 milioni di tonnellate all’anno ciascuno. Il
piano di sviluppo è stato approvato, nel 2019, dalle competenti autorità del Paese. Gli operatori di Area 4 con-
tinuano le attività di revisione del progetto, anche attraverso la massimizzazione delle sinergie con Area 1, per
ottimizzare i costi di sviluppo.
Nell’anno sono proseguite le iniziative Eni a sostegno della popolazione locale del Paese, tra cui: (i) programmi
a supporto della scolarità primaria e infantile. In particolare, nella città di Pemba, sono stati completati i progetti
infrastrutturali previsti e avviate le iniziative di formazione anche con l’erogazione di borse di studio; (ii) avviata la
seconda fase del programma di accesso all’energia anche attraverso progetti di clean cooking; (iii) supporto alle
popolazioni disagiate in particolare nella provincia di Cabo Delgado e nell’area di Maputo, anche attraverso aiuti
alimentari; e (iv) nell’ambito del progetto di sviluppo Coral South, sono state avviate diverse iniziative, anche attra-
verso il coinvolgimento dei fornitori, con l’obiettivo di ampliare la forza lavoro e delle piccole e medie imprese locali.
Nigeria Nel gennaio 2021, Eni e gli altri partner dell’area hanno completato la cessione del blocco onshore in
produzione OML 17 (Eni 5%).
L’attività esplorativa ha avuto esito positivo nel blocco OML 61 (Eni 20%, operatore) con il pozzo esplorativo
Obiafu 42 mineralizzato a gas naturale e condensati.
Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) attività di ottimizzazione della produzione anche attraverso inter-
venti di work-over nei blocchi OML 60, 61, 62 e 63, nel campo a gas Kolo Creek nel blocco OML 28 (Eni 5%), nel
campo a olio di Forkados Yokri nel blocco OML 43 (Eni 5%) e nel blocco OML 118 (Eni 12,5%); e (ii) la perfora-
zione di 4 pozzi a olio nei Blocchi OML 79, 35 e 36 (Eni 5%) e 6 pozzi a gas nei blocchi OML 21 e 22 (Eni 5%)
nei campi di Assa North ed Enhwe.
Nel 2021 è proseguita la collaborazione con la FAO (Food and Agriculture Organization) per promuovere l’acces-
so all’acqua pulita e sicura a favore delle comunità colpite da crisi umanitaria nelle aree del nord-est della Nigeria.
In particolare, nel corso dell’anno sono stati realizzati interventi di manutenzione per garantire un uso sostenibile
delle infrastrutture realizzate. Dal 2018, anno di avvio del programma, sono stati realizzati 22 pozzi alimentati da
sistemi fotovoltaici, per uso domestico e per irrigazione, a benecio di circa 67.000 persone. Nel marzo 2022,
Eni e FAO, in collaborazione con NNPC, hanno completato e consegnato 11 impianti idrici alimentati da sistemi
fotovoltaici negli Stati di Borno e Yobo, nel nord-est della Nigeria. Inoltre, sono proseguite le iniziative relative a: (i)
progetti infrastrutturali, come la realizzazione di strade, scuole, centri di salute, opere di elettricazione ed idriche;
(ii) programmi formativi, anche attraverso l’erogazione di borse di studio; (iii) programmi di accesso all’energia; e
(iv) il Green River Project a sostegno dei produttori locali.
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 capacità produttiva di 22 milioni di tonnellate/
anno di GNL, corrispondenti a circa 35 miliardi di metri cubi/anno di feed gas. Le forniture di gas all’impianto
sono assicurate sulla base di un gas supply agreement dalle produzioni di tre joint venture SPDC JV (Eni 5%),
TEPNG JV e della NAOC JV (Eni 20%). I volumi trattati dall’impianto nel corso del 2021 sono stati pari a circa
27 miliardi di metri cubi. La produzione di GNL è venduta in base a contratti di lungo termine sui mercati sta-
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
67
tunitense, asiatico ed europeo attraverso la otta 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 del giacimento Kashagan sono focalizzate sul programma di espansione
per fasi della capacità produttiva. La prima fase di sviluppo prevede un progressivo aumento no a rag-
giungere i 450 mila barili di olio al giorno. Le attività in corso, sanzionate nel 2020, prevedono l’incremento
della capacità di trattamento del gas associato attraverso: (i) la reiniezione in giacimento con l’upgrading
delle facility esistenti; e (ii) per la restante parte dei volumi di gas associato, la consegna a una nuova unità
di trattamento onshore gestita da terze parti, in via di realizzazione.
Inoltre, nel corso dell’anno è stata completata l’attività di riqualicazione con ecientamento energetico di
una scuola nella regione del Turkestan, realizzata in partenariato con UNDP (United Nations Development
Programme).
Al 31 dicembre 2021 i costi capitalizzati nell’attivo patrimoniale relativi al progetto di Kashagan ammonta-
no a $10 miliardi, pari a €8,9 miliardi al cambio euro/dollaro al 31 dicembre 2021, formato dagli investimen-
ti di sviluppo sostenuti a tutto il 2021 ($7,4 miliardi), dagli oneri nanziari capitalizzati e dall’esborso per
l’acquisizione di quote in occasione dell’uscita di altri partner in esercizi precedenti ($2,6 miliardi). I costi
di sviluppo sostenuti nell’anno sono stati pari a €66 milioni. Al 31 dicembre 2021 le riserve certe del gia-
cimento di competenza Eni sono pari a 633 milioni di boe, in riduzione rispetto al 2020 per effetto prezzo.
Karachaganak Nell’ambito dei progetti di ampliamento della capacità di trattamento gas degli impianti
del giacimento di Karachaganak: (i) è stato completato il progetto Karachaganak Debottlenecking mentre
è in corso di nalizzazione la realizzazione di una quarta unità di reiniezione gas; e (ii) prosegue il Kara-
chaganak Expansion Project (KEP) per l’incremento in fasi della capacità di reiniezione di gas. Le prime
attività del programma di sviluppo, sanzionate alla ne del 2020, includono la realizzazione di una sesta
linea di iniezione, la perforazione di tre nuovi pozzi iniettori e una nuova unità di compressione gas. L’avvio
è previsto nel 2024. Inoltre, il progetto prevede un’ulteriore fase con l’installazione di una nuova unità di
trattamento e di un’ulteriore unità di compressione.
Prosegue l’impegno di Eni a sostegno delle comunità presso l’area del giacimento di Karachaganak. In par-
ticolare, continuano gli interventi in ambito di: (i) formazione professionale; (ii) realizzazione di asili e scuole,
manutenzione di strade, costruzione di centri sportivi; (iii) supporto medico-sanitario anche attraverso la
distribuzione di medicinali, a seguito dell’emergenza sanitaria conseguente alla pandemia COVID-19.
Al 31 dicembre 2021 i costi capitalizzati nell’attivo patrimoniale relativi al progetto di Karachaganak am-
montano a $4,4 miliardi, pari a €3,9 miliardi al cambio euro/dollaro al 31 dicembre 2021. I costi di sviluppo
sostenuti nell’anno sono stati pari a €123 milioni. Al 31 dicembre 2021 le riserve certe del giacimento di
competenza Eni sono pari a 399 milioni di boe, in riduzione rispetto al 2020, dovuta principalmente ad
effetto prezzo.
RESTO DELL’ASIA
Emirati Arabi Uniti Nel 2022 l’attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo XF-002 nel Blocco 2
(Eni 70%, operatore), offshore Abu Dhabi. Le operazioni di perforazione sono in corso e al completamento
previsto nel secondo trimestre del 2022 saranno valutate le dimensioni della scoperta.
Nell’aprile 2021 è stato acquisito con il ruolo di operatore il Blocco esplorativo 7 (Eni 90%), nell’onshore di
Ras Al Khaimah. La presenza di infrastrutture di trattamento gas nell’area con capacità disponibile permet-
terà una rapida messa in produzione delle eventuali scoperte.
Nel 2021 è stata avviata la produzione del campo di di Mahani, situato nella Concessione onshore Area
B (Eni 50%) dell’Emirato di Sharjah. Lo start-up è avvenuto entro un anno dalla scoperta esplorativa con il
pozzo Mahani 1, e in meno di 2 anni dalla rma del contratto petrolifero. Le attività di sviluppo per le quali
è stata presa la decisione nale d’investimento prevedono il progressivo ramp-up della produzione attra-
verso il collegamento di ulteriori due pozzi produttori.
68
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Nel corso dell’anno sono stati sanzionati due progetti: il Dalma Gas Development nella concessione offsho-
re di Gasha (Eni 25%) e il Umm Shaif Long Term Development Ph.1 nella concessione Umm Shaif (Eni 10%).
Indonesia Nel giugno 2021 Eni ha rmato un Memorandum of Understanding con l’agenzia governativa SKK
Migas per la collaborazione nell’ambito della ricerca degli idrocarburi nel Paese. L’accordo prevede l’utilizzo
di tecnologie proprietarie Eni, in particolare attraverso le tecniche di calcolo ed elaborazione del Green Data
Center, per una valutazione di diversi prospetti esplorativi.
L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo di delineazione Maha 2, nel Blocco offshore di West
Ganal (Eni 40%, operatore), in prossimità del giacimento in produzione di Jangkrik.
Nel 2021 è stata avviata la produzione del progetto a gas di Merakes, nel blocco operato East Sepinggan (Eni
65%), nelle acque profonde del Kalimantan Orientale. La produzione, ottenuta con il completamento di cinque
pozzi sottomarini, viene trattata dall’unità galleggiante di produzione (Floating Production Unit - FPU) del gia-
cimento in produzione di Jangkrik (Eni 55%, operatore). Il gas prodotto, dopo essere stato trattato dalla FPU,
è spedito tramite pipeline all’impianto onshore connesso al sistema di trasporto di East Kalimantan per poi
raggiungere l’impianto di liquefazione di Bontang oppure venduto nel mercato domestico.
Le attività dell’anno hanno riguardato: (i) i programmi di sviluppo dei progetti Merakes East e Maha, con la
nalizzazione delle attività di concept selection e l’avvio delle attività di concept denition; (ii) le attività ed ini-
ziative sui temi di accesso all’acqua ed energia rinnovabile a supporto dello sviluppo locale nelle aree operative
di Samboja, Kutai Kartanegara e Kalimantan orientale.
Iraq Le attività riguardano l’esecuzione di un’ulteriore fase di sviluppo dell’ERP (Enhanced Redevelopment
Plan) per il progetto di Zubair (Eni 41,56%), che consentirà di raggiungere il livello produttivo di plateau pari a
700 mila barili/giorno. La capacità produttiva e le principali facility per raggiungere il target produttivo sono
state già installate. Le riserve presenti nel giacimento saranno messe progressivamente in produzione attra-
verso la perforazione di pozzi produttivi addizionali nei prossimi anni.
Nel febbraio 2022, in coerenza con gli obiettivi di sviluppo sostenibile, Eni in collaborazione con l’Unione
Europea e l’UNICEF, ha avviato un progetto in partnership con il Governatorato di Bassora, volto a mi-
gliorare la qualità dell’acqua per 850.000 persone nella città di Bassora, compresi oltre 160.000 bambini
come beneficiari diretti.
Continua l’impegno di Eni con progetti in ambito scolastico, sanitario, ambientale e di accesso all’acqua.
In particolare: (i) è stato avviato un programma integrato di formazione nel distretto di Zubair, che preve-
de iniziative di training specifico al personale scolastico e la realizzazione di una piattaforma educativa
online a seguito dell’impatto della pandemia COVID-19; (ii) prosegue il programma di costruzione di un
nuovo edificio scolastico nell’area di Zubair, con completamento atteso nel 2023, nonché le iniziative
relative ad interventi di ristrutturazione e fornitura di materiali; (iii) progetto di formazione di medici in am-
bito pediatrico, la ristrutturazione e ampliamento del Basra Cancer Children Hospital nonché la fornitura
di apparecchiature mediche specifiche in ambito oncologico; e (iv) attività di upgrading dell’impianto di
fornitura di acqua potabile di Al Barjazia nell’area di Zubair nonché la costruzione di un nuovo impianto
nell’area di Bassora.
AMERICA
Messico Nel gennaio 2022 è stato rmato con l’Organizzazione delle Nazioni Unite per l’Educazione, la Scien-
za e la Cultura (UNESCO) un memorandum d’intesa (MoU) quadriennale per identicare potenziali iniziative
progettuali congiunte che contribuiscano allo sviluppo sostenibile dell’economia locale attraverso la diversi-
cazione economica, la protezione del patrimonio naturale e culturale, l’accesso ai servizi di base e per rispet-
tare e promuovere i diritti umani e l’inclusione.
L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con le scoperte a olio di: (i) Sayulita, nell’offshore del Paese nel
Blocco 10 operato (Eni 65%) che fa seguito a quella di Saasken nel 2020; individuati 150-200 milioni di barili di
olio in posto che aumentano le prospettive di commercialità dell’area; (ii) Yoti West nel Blocco OBO AC12 (Eni
40%) con risorse stimate in circa 170 milioni di barili di olio in posto.
Le attività di sviluppo dell’anno hanno riguardato il programma di sviluppo full eld della licenza operata Area
1 (Eni 100%) già in produzione. In particolare: (i) è stata completata la riconversione e upgrading della FPSO
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
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destinata al programma di sviluppo della licenza nonché le facility di collegamento; (ii) installata la prima piat-
taforma produttiva nel campo di Amoca; e (iii) le attività di drilling di sviluppo proseguono sul giacimento in
produzione di Mizton, mentre sono state avviate le attività sul campo di Amoca. L’avvio della FPSO è avvenuto
il 23 febbraio 2022, con conseguente ramp-up produttivo.
L’ulteriore fase del progetto prevede la costruzione ed installazione di due piattaforme produttive addizionali, nel
campo di Amoca e Tecoalli.
Nell’ambito degli accordi di collaborazione con le Autorità locali nel campo della salute, dell’educazione,
dell’ambiente nonché della diversicazione economica a supporto della disoccupazione, nel corso dell’anno
le attività hanno riguardato: (i) ristrutturazione di edici scolastici e realizzazione di strade; (ii) attività di trai-
ning e formazione a supporto dei programmi scolastici; (iii) iniziative volte al miglioramento delle condizioni
socio-economiche delle comunità con programmi di sviluppo dell’attività ittica; (iv) completato l’Human Right
Action Plan, che individua il piano di azione nell’ambito dei diritti umani; e (v) campagne di sensibilizzazione
nell’ambito dell’accesso all’energia.
INIZIATIVE DI FORESTRY
Le soluzioni basate sulla natura (Natural Climate Solutions - NCS) rappresentano una delle leve per
l’abbattimento delle emissioni residue nell’ambito del processo di decarbonizzazione di Eni. Tra queste,
nel 2019 Eni ha avviato iniziative focalizzate sulla protezione, conservazione e gestione sostenibile delle
foreste, principalmente nei Paesi in via di sviluppo, considerate tra le più rilevanti a livello internazionale,
nell’ambito delle strategie di mitigazione dei cambiamenti climatici.
Tali iniziative si inquadrano nel cosiddetto schema REDD+ (Reducing Emissions from Deforestation and
forest Degradation). Lo schema REDD+, definito e promosso dalle Nazioni Unite (in particolare nell’ambito
dell’UNFCCC – United Nations Framework Convention on Climate Change, Convenzione sui cambiamenti
climatici), prevede attività di conservazione delle foreste con gli obiettivi di ridurre le emissioni e migliora-
re la capacità di stoccaggio naturale della CO
2
. I progetti favoriscono al contempo, un modello alternativo
di sviluppo delle comunità locali attraverso la promozione di attività socio-economiche in linea con la
gestione sostenibile, la valorizzazione delle foreste e la conservazione della biodiversità. All’interno di
tale schema si inseriscono le attività di Eni che affianca i Governi, le comunità locali e le Agenzie delle
Nazioni Unite dedicate, in coerenza con gli NDC (Nationally Determined Contributions), i Piani di Sviluppo
Nazionali e con gli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDGs) delle Nazioni Unite.
Eni ha costruito nel tempo solide partnership con sviluppatori internazionali riconosciuti di progetti
REDD+ quali BioCarbon Partners, Terra Global, Peace Parks Foundation, First Climate, Carbonsink e Car-
bon Credits Consulting. La collaborazione con tali sviluppatori consente a Eni di sovrintendere ogni fase
dell’attività, dalla progettazione, allo sviluppo e all’implementazione fino alla verifica della riduzione delle
emissioni, con un ruolo attivo nella Governance del progetto.
La partecipazione diretta nei progetti permette non solo di garantire l’aderenza allo schema REDD+, ma
anche di ottenere standard più elevati, riconosciuti a livello internazionale, per la certificazione della ridu-
zione delle emissioni di carbonio (Verified Carbon Standard – VCS) e delle ricadute sociali e ambientali
(Climate Community & Biodiversity Standards – CCB).
L’avvio delle iniziative forestry è stato sancito con l’accordo nel 2019 con BioCarbon Partners, attraverso il
quale Eni ha acquisito il ruolo di membro attivo nella governance del Luangwa Community Forests Project
(LCFP) in Zambia. Il progetto LCFP copre un’area di circa 1 milione di ettari, coinvolge circa 200.000 be-
neficiari anche con iniziative di diversificazione economica, ed è, al momento, uno dei più grandi progetti
REDD+ in Africa ad aver ottenuto da parte di VERRA, organizzazione no-profit leader nella certificazione
dei crediti di carbonio generati, la validazione CCB ‘Triple Gold’ standard per il suo eccezionale impatto so-
ciale e ambientale. Eni si è impegnata ad acquistare i crediti di carbonio generati dal progetto fino al 2038.
Nel corso dell’anno sono stati finalizzati gli accordi a sostegno dello sviluppo dei progetti Ntakata Moun-
tains in Tanzania e Lower Zambezi in Zambia, ed inoltre è stato avviato il progetto Amigos de Lakmul in
Messico. Nel 2021 i crediti generati da tali progetti sono stati pari a oltre 2 milioni di tonnellate di CO
2
.
Eni sta continuando a valutare ulteriori iniziative in diversi Paesi attraverso l’avvio di altre collaborazioni
con governi e sviluppatori internazionali in Africa, America latina ed Asia. L’obiettivo nel medio-lungo
termine è una progressiva crescita di tali iniziative fino a disporre di un portafoglio annuale di crediti di
carbonio in grado di compensare oltre 20 milioni di tonnellate nel 2030.
70
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
INIZIATIVE AGRO-FEEDSTOCK
Nel corso dell’anno Eni ha nalizzato accordi con le autorità del Kenya, Congo, Angola, Ruanda e Costa d’A-
vorio, nonché nel 2022 del Mozambico e del Benin con l’obiettivo di decarbonizzare il mix energetico locale
attraverso la catena del valore dei biocarburanti promuovendo iniziative agricole di coltivazione di piante
oleaginose da utilizzare come feedstock (cariche Low ILUC – Indirect Land Use Change) per le bioranerie
Eni, valorizzando aree marginali non destinabili alla catena alimentare. Il piano di sviluppo delle attività indivi-
duate si basa sull’integrazione verticale e comprende accordi con agricoltori e cooperative locali ai quali viene
demandata la produzione di semi oleaginosi e la realizzazione da parte di Eni di centri di raccolta ed estrazione
dell’olio (Agri Hubs). I sottoprodotti della liera produttiva saranno destinati ai mercati locali ed eventualmente
all’export. Le iniziative inoltre promuoveranno lo sviluppo rurale, il ripristino dei terreni attraverso l’agricoltura
sostenibile e rigenerativa, con conseguenti effetti positivi sullo sviluppo socio-economico con ricadute oc-
cupazionali, opportunità di accesso al mercato nonché tutela dei diritti umani, salute e sicurezza alimentare.
La denizione di ulteriori programmi, in analogia al modello adottato, è in corso di valutazione in altri Paesi.
In particolare, l’avvio della produzione a livello industriale è previsto in una prima fase in: (i) Kenya, dove il
programma di sviluppo prevede la realizzazione di 20 agri hub con avvio previsto nel 2022. Inoltre, l’accordo
denito prevede anche attività di ingegneria nalizzate alla trasformazione dell’attuale raneria di Mombasa
in una bioraneria per la produzione di HVO e Biojet; nonché la raccolta dell’UCO (Used Cooking Oil) ai ni
dell’utilizzo come feedstock; (ii) Congo, dove l’avvio delle attività denite è previsto nel 2023.
La capacità a regime prevede una produzione di 350 mila tonnellate a partire dal 2026 e un coinvolgimento di
circa 300 mila agricoltori. La produzione complessiva è prevista successivamente raggiungere un volume di
agro-feedstock di oltre 800 mila tonnellate al 2030, grazie al contributo delle iniziative addizionali negli altri Paesi.
Nell’ambito di tale modello di sviluppo, nel novembre 2021 Eni ha nalizzato una partnership strategica con il
Gruppo Boniche Ferraresi attraverso la costituzione di una joint venture paritetica. L’accordo prevede inoltre
l’acquisto da parte di Eni di una partecipazione di minoranza nella controllata di BF Boniche Ferraresi. In par-
ticolare, le attività incluse nell’accordo prevedono: (i) ricerca e sperimentazione agricola di sementi di piante
oleaginose da utilizzare come carica nelle bioranerie; (ii) supporto allo sviluppo dei progetti Eni nei Paesi di
interesse attraverso il trasferimento di know-how, fornitura di sementi e prodotti per l’agricoltura.
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71
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2021 2020 2019
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)
(a)
(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000
0,00 1,15 0,56
di cui: dipendenti 0,00 0,99 0,96
contrattisti 0,00 1,37 0,00
Vendite gas naturale
(b)
(miliardi di metri cubi) 70,45 64,99 72,85
Italia 36,88 37,30 37,98
Resto d’Europa 28,01 23,00 26,72
di cui: Importatori in Italia 2,89 3,67 4,37
Mercati europei 25,12 19,33 22,35
Resto del mondo 5,56 4,69 8,15
Vendite di GNL
(c)
10,9 9,5 10,1
Dipendenti in servizio a ne periodo (numero) 847 700 711
di cui all’estero 571 410 418
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)
(a)
(milioni di tonnellate di CO
2
eq.) 1,01 0,36 0,25
(a) Calcolato sul 100% degli asset operati.
(b) Include vendite intercompany.
(c) Si riferiscono alle vendite di GNL delle società consolidate e collegate del settore GGP (già incluse nelle vendite gas mondo).
Performance dell’anno
Conseguito il target di zero infortuni di dipendenti e contrattisti.
Le emissioni dirette di GHG (Scope 1) pari a 1,01 milioni di tonnellate di CO
2
eq. evidenziano un trend in aumento dell’incremento
di volumi di gas trasportati dai gasdotti TTPC e TMPC e del consolidamento dell’impianto di liquefazione di Damietta.
Le vendite di gas naturale di 70,45 miliardi di metri cubi sono in aumento dell’8% rispetto al 2020 (+5,46 miliardi di metri cubi).
Le vendite di GNL di 10,9 miliardi di metri cubi sono in aumento del 14,7% rispetto al 2020.
Conseguito il target
di zero infortuni
nel 2021
Accordo a
Taiwan con
CPC Corporation
per la fornitura di un carico di GNL
certicato carbon neutral secondo
lo standard PAS2060
70,45 mln mc
Vendite gas naturale nel mondo
vs. 2020: +8% anche grazie ai
maggiori volumi venduti di GNL
€ 580 mln
Utile operativo adjusted
vs. 2020: +78%
Global Gas & LNG Portfolio
72
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Sviluppi di business
Firmato un accordo con CPC Corporation, utility taiwanese, per la fornitura presso il terminale di ricezione di Yung
An (Taiwan) di un carico di GNL certicato carbon neutral secondo lo standard riconosciuto a livello internazionale
PAS2060, proveniente dall’impianto di liquefazione di Bontang in Indonesia alimentato con il gas del giacimento
Eni di Jangkrik. Le emissioni GHG associate all’intera catena del valore del carico, includendo la produzione di
gas, la trasmissione, la liquefazione, il trasporto, la rigassicazione, la distribuzione e l’utilizzo nale, sono state
compensate dai crediti emissivi derivanti da progetti di conservazione delle foreste. In particolare, i crediti sono
stati acquisiti da due progetti REDD+: Luangwa Community Forest in Zambia e Kulera Landscape in Malawi.
Nell’ambito della strategia Eni di ottimizzazione del portafoglio, nalizzata alla crescita nei settori relativi alla transi-
zione energetica, rmato un accordo per la cessione a Snam del 49,9% delle partecipazioni detenute (direttamente
e indirettamente) da Eni nelle società che gestiscono i gasdotti onshore, che si estendono dal conne tra Algeria e
Tunisia no alla costa tunisina (TTPC) e i gasdotti offshore che collegano la costa tunisina all’Italia (TMPC). L’opera-
zione prevede il conferimento di tali partecipazioni in una jv della quale sarà ceduto a Snam il 49,9% per il corrispet-
tivo di circa €385 milioni (Eni manterrà la quota residua del 50,1%). Tale transazione consenteinoltre di valorizzare
in maniera sinergica le rispettive competenze su una rotta strategica per la sicurezza degli approvvigionamenti di
gas naturale in Italia, favorendo potenziali iniziative di sviluppo nella catena del valore dell’idrogeno dal Nord Africa.
È stata annunciata da parte del management la cessione della quota del 50% del gasdotto Blue Stream che tra-
sporta gas di provenienza russa attraverso il Mar Nero, commercializzato congiuntamente da Eni e Gazprom alla
società di Stato della Turchia Botas.
Nel marzo 2021 è stata completata la ristrutturazione di Unión Fenosa Gas tramite la nalizzazione degli accordi
con le autorità della Repubblica Araba d’Egitto (ARE) e il partner spagnolo Naturgy per la risoluzione di tutte le que-
stioni pendenti della JV Unión Fenosa Gas con i partner egiziani. L’accordo ha previsto la rilevazione della quota del
50% nell’impianto di Damietta e della relativa capacità di liquefazione, nonché delle attività di commercializzazione
del gas in Spagna detenute da UFG ed il conseguente riavvio dell’impianto di liquefazione di Damietta.
2019
171
10,1 9,5 10,9
142
2021
487 486
PSV ( €/mgl mc)
TTF ( €/mgl mc)
Spread PSV-TTF (€/mgl mc)
Italia
Mercati europei
Importatori in Italia
Extra Europa
Vendite gas per area geograficaAndamento PSV-TTF
52%
36%
8%
4%
2020
112
100
2019
193
2020
326
2021
580
Utile operativo adjusted (€ mln)
2019 2020 2021
Vendite di GNL (mld mc)
Extra Europa
Europa
4,6 4,7 5,5
5,5 4,8 5,4
70,45 mld mc
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73
GAS NATURALE
APPROVVIGIONAMENTI
I volumi di gas naturale approvvigionati dalle società consolidate sono stati di 70,98 miliardi di metri cubi, in
aumento di 8,82 miliardi di metri cubi, pari al 14,2% rispetto al 2020. I volumi di gas approvvigionati all’estero
(67,39 miliardi di metri cubi dalle società consolidate), importati in Italia o venduti sui mercati esteri, pari a circa
il 95% del totale, sono aumentati rispetto al 2020 (+12,70 miliardi di metri cubi; +23%) principalmente per effetto
dei maggiori volumi approvvigionati in Russia (+7,72 miliardi di metri cubi), in Algeria (+4,90 miliardi di metri
cubi), nel Regno Unito (+1,03 miliardi di metri cubi) e in Indonesia (+0,66 miliardi di metri cubi), parzialmente
compensati dai minori acquisti effettuati in Libia (-1,26 miliardi di metri cubi). Gli approvvigionamenti in Italia
(3,59 miliardi di metri cubi) registrano una riduzione del 51,9% rispetto al periodo di confronto.
Nel 2021, i principali ussi approvvigionati di gas equity derivano principalmente dalle produzioni: (i) delle aree
nel Mare del Nord britannico e norvegese (2,6 miliardi di metri cubi); (ii) dei giacimenti nazionali (2,2 miliardi
di metri cubi); (iii) dell’Indonesia (0,9 miliardi di metri cubi); (iv) dei giacimenti libici (0,7 miliardi di metri cubi).
I volumi di gas equity sono stati di 6,4 miliardi di metri cubi e hanno coperto circa il 9% del totale delle disponi-
bilità per la vendita. Le disponibilità per la vendita delle società collegate sono pari a 0,37 miliardi di metri cubi
(-84,2% rispetto al 2020) e riguardano principalmente volumi approvvigionati in Spagna ed Oman.
VENDITE
Il mercato europeo del gas è stato caratterizzato da condizioni estreme a causa dell’offerta “corta” e delle incer-
tezze sui ussi di approvvigionamento dalla Russia. In tale scenario, la ripresa della domanda ha evidenziato
incrementi di circa +7% e +6% nei consumi nazionali e nell’UE rispetto al 2020. Le vendite di gas naturale di 70,45
miliardi di metri cubi (inclusi gli autoconsumi e la quota Eni delle vendite delle società collegate valutate a equity)
riportano una crescita di 5,46 miliardi di metri cubi vs. 2020, pari all’8,4% principalmente per maggiori vendite in
Turchia e maggiori volumi commercializzati di GNL.
APPROVVIGIONAMENTI DI GAS NATURALE
(miliardi di metri cubi)
2021 2020 2019
Var. ass.
Var. %
ITALIA 3,59 7,47 5,57 (3,88) (51,9)
Russia 30,21 22,49 24,36 7,72 34,3
Algeria (incluso il GNL) 10,12 5,22 6,66 4,90 93,9
Libia 3,18 4,44 5,86 (1,26) (28,4)
Paesi Bassi 1,41 1,11 4,12 0,30 27,0
Norvegia 7,52 7,19 6,43 0,33 4,6
Regno Unito 2,65 1,62 1,75 1,03 63,6
Indonesia (GNL) 1,81 1,15 1,58 0,66 57,4
Qatar (GNL) 2,30 2,47 2,79 (0,17) (6,9)
Altri acquisti di gas naturale 2,39 5,24 7,90 (2,85) (54,4)
Altri acquisti di GNL 5,80 3,76 3,40 2,04 54,3
ESTERO 67,39 54,69 64,85 12,70 23,2
TOTALE APPROVVIGIONAMENTI DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE 70,98 62,16 70,42 8,82 14,2
Prelievi (immissioni) da (a) stoccaggio (0,86) 0,52 0,08 (1,38) (265,4)
Perdite di rete, differenze di misura ed altre variazioni (0,04) (0,03) (0,22) (0,01) (33,3)
DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE 70,08 62,65 70,28 7,43 11,9
Disponibilità per la vendita delle società collegate 0,37 2,34 2,57 (1,97) (84,2)
TOTALE DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA 70,45 64,99 72,85 5,46 8,4
VENDITE DI GAS PER ENTITÀ
(miliardi di metri cubi) 2021 2020 2019
Var. ass.
Var. %
Vendite delle società consolidate 69,99 62,58 70,17 7,41 11,8
Italia (inclusi autoconsumi) 36,88 37,30 37,98 (0,42) (1,1)
Resto d’Europa 27,69 21,54 25,21 6,15 28,6
Extra Europa 5,42 3,74 6,98 1,68 44,9
Vendite delle società collegate (quota Eni) 0,46 2,41 2,68 (1,95) (80,9)
Resto d’Europa 0,32 1,46 1,51 (1,14) (78,1)
Extra Europa 0,14 0,95 1,17 (0,81) (85,3)
TOTALE VENDITE GAS MONDO 70,45 64,99 72,85 5,46 8,4
74
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Le vendite in Italia pari a 36,88 miliardi di metri cubi sono in riduzione dell’1,1%, principalmente per effetto dei
minori volumi commercializzati all’Hub e presso il settore termoelettrico ed industriale, in parte compensati
dalle maggiori vendite al segmento grossisti. In diminuzione i ritiri degli importatori in Italia (2,89 miliardi di
metri cubi; -21,3% rispetto al 2020) a seguito della ridotta disponibilità di gas libico.
Le vendite sui mercati europei di 25,12 miliardi di metri cubi sono in aumento del 30% (+5,79 miliardi di metri cubi)
rispetto al 2020.
Le vendite nei mercati extra europei pari a 5,56 miliardi di metri cubi hanno registrato un aumento del 18,6% rispetto
allo scorso esercizio (+0,87 miliardi di metri cubi) a seguito dei maggiori volumi commercializzati nei mercati asiatici.
VENDITE DI GAS PER MERCATO
(miliardi di metri cubi) 2021 2020 2019 Var. ass. Var. %
ITALIA 36,88 37,30 37,98 (0,42) (1,1)
Grossisti 13,37 12,89 13,08 0,48 3,7
PSV e borsa 12,13 12,73 12,13 (0,60) (4,7)
Industriali 4,07 4,21 4,62 (0,14) (3,3)
Termoelettrici 0,94 1,34 1,90 (0,40) (29,9)
Autoconsumi 6,37 6,13 6,25 0,24 3,9
VENDITE INTERNAZIONALI 33,57 27,69 34,87 5,88 21,2
Resto d'Europa 28,01 23,00 26,72 5,01 21,8
Importatori in Italia 2,89 3,67 4,37 (0,78) (21,3)
Mercati europei: 25,12 19,33 22,35 5,79 30,0
Penisola Iberica 3,75 3,94 4,22 (0,19) (4,8)
Germania/Austria 0,69 0,35 2,19 0,34 97,1
Benelux 3,47 3,58 3,78 (0,11) (3,1)
Regno Unito 2,65 1,62 1,75 1,03 63,6
Turchia 8,50 4,59 5,56 3,91 85,2
Francia 5,80 5,01 4,47 0,79 15,8
Altro 0,26 0,24 0,38 0,02 8,3
Mercati extra europei 5,56 4,69 8,15 0,87 18,6
TOTALE VENDITE GAS MONDO 70,45 64,99 72,85 5,46 8,4
VENDITE DI GNL
(miliardi di metri cubi) 2021 2020 2019
Var. ass
. Var. %
Europa 5,4 4,8 5,5 0,6 12,5
Extra Europa 5,5 4,7 4,6 0,8 17,0
TOTALE VENDITE GNL 10,9 9,5 10,1 1,4 14,7
GNL
Le vendite di GNL (10,9 miliardi di metri cubi, incluse nelle vendite gas mondo) aumentano del 14,7% rispetto
al 2020 e hanno riguardato principalmente il GNL proveniente dall’Egitto, Qatar, Indonesia e Nigeria e commer-
cializzato in Europa e Asia.
TRASPORTO INTERNAZIONALE
Eni, in qualità di shipper, dispone dei diritti di trasporto su di un sistema di gasdotti europei e nord africani
funzionale all’importazione e alla commercializzazione in Italia e in Europa del gas naturale proveniente dalle
aree di produzione di Russia, Algeria, Mare del Nord, inclusi Paesi Bassi, Norvegia e Libia.
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 sviluppo 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 520 chilometri; in-
ne (iv) Eni partecipa al gasdotto sottomarino Blue Stream che collega la Russia alla Turchia attraverso il Mar Nero.
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76
Energy
Evolution
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
77
Refining & Marketing e Chimica
1,1 mln ton/a
Capacità di bioranazione
4,5 mln ton
Vendite di prodotti petrolchimici vs. 2020:
+3% grazie alla ripresa della domanda
228
ton di CO
2
eq./mgl di ton
Emissioni di GHG (Scope 1)/quantità
lavorate in ingresso (materie prime
e semilavorate) dalle ranerie
vs. 2020: -8%
€152 mln
Utile operativo adjusted
del settore vs. 2020: +€146 mln
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2021 2020 2019
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)
(a)
(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 0,80 0,80 0,27
di cui: dipendenti 1,13 1,17 0,24
contrattisti 0,49 0,48 0,29
Lavorazioni bio (migliaia di tonnellate) 665 710 311
Capacità di bioranazione (milioni di tonnellate/anno) 1,1 1,1 1,1
Tasso di utilizzo medio delle bioranerie (%) 65 63 44
Grado di conversione del sistema di ranazione tradizionale 49 54 54
Tasso di utilizzo medio degli impianti di ranazione tradizionale 76 69 88
Vendite di prodotti petroliferi rete Europa (milioni di tonnellate) 7,23 6,61 8,25
Stazioni di servizio rete Europa a ne periodo (numero) 5.314 5.369 5.411
Erogato medio per stazioni di servizio rete Europa (migliaia di litri) 1.521 1.390 1.766
Grado di ecienza della rete (%) 1,19 1,22 1,23
Produzione di prodotti petrolchimici (migliaia di tonnellate) 8.476 8.073 8.068
Vendite di prodotti petrolchimici 4.451 4.339 4.295
Tasso di utilizzo medio degli impianti petrolchimici (%) 66 65 67
Dipendenti in servizio a ne periodo (numero) 13.072 11.471 11.626
di cui all’estero 4.044 2.556 2.591
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)
(a)
(milioni di tonnellate di CO
2
eq.) 6,72 6,65 7,97
Emissioni di GHG (Scope 1)/quantità lavorate in ingresso
(materie prime e semilavorate) dalle ranerie
(tonnellate di CO
2
eq./migliaia di tonnellate) 228 248 248
(a) Calcolato sul 100% degli asset operati.
78
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Performance dell’anno
L’indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro (0,80) evidenzia una sostanzia-
le tenuta rispetto al 2020.
Le emissioni dirette di GHG (Scope 1) hanno registrato un lieve aumento (+1%) rispetto al 2020, a se-
guito della ripresa delle attività in particolare nel settore della chimica.
Le emissioni dirette di GHG (Scope 1)/quantità lavorate in ingresso (materie prime e semilavorate) del-
le raffinerie risultano in riduzione dell’8% rispetto al 2020, nonostante i maggiori volumi lavorati presso
i siti di Sannazzaro e Livorno.
Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio (esclusi i volumi lavorati presso ADNOC
Refining) nel 2021 sono state di 18,78 milioni di tonnellate, in aumento del 10,5% rispetto al periodo di
confronto, beneficiando della ripresa economica del 2021 sostenuta dal riavvio delle attività che nel
2020 erano impattate dal parziale lockdown dell’economia.
In riduzione i volumi di lavorazione di oli vegetali in un contesto di scenario particolarmente depresso
(665 milioni di tonnellate, -6% rispetto al 2020).
Vendite sulla rete in Italia (5,12 milioni di tonnellate) in aumento rispetto al 2020 (+12%) per la progressiva
riapertura dell’economia e maggiore mobilità delle persone. Quota di mercato pari a 22,3% (23,2% nel 2020).
Le vendite di prodotti petrolchimici di 4,45 milioni di tonnellate sono aumentate del 3% grazie alla cre-
scita macroeconomica, al rimbalzo della domanda in settori trainanti, quali il packaging e alla ripresa
del settore automotive.
4.184
23,6
1,23
1,22 1,19
248
248
228
23,2
22,3
4.134
4.078
2019 2020 2021
2019 2020 2021
2019 2020 2021
Sistema produttivo della chimica Efficienza energetica della raffinazione
Evoluzione rete Italia
Impianti
Quota di mercato (%)
Grado di efficienza della rete (%)
311
710
665
2019 2020 2021
Sistema di bioraffinazione
Lavorazioni bio
(mgl di tonnellate)
Tasso utilizzo
medio
bioraffinerie (%)
Emissioni di GHG
(Scope 1)
/quantità lavorate
in ingresso (materie
prime e semilavorate)
dalle raffinerie (ton di
CO
2
eq./mgl di ton)
Lavorazioni in conto
proprio in Italia e
all’estero (mln ton)
Incidenza olio
di palma (%)
Produzione di prodotti petrolchimici (mgl ton)
Tasso utilizzo medio degli impianti (%)
44
80
74
63
65
40
8.068
8.073
8.476
22,74 17,00
18,78
67,0
66,0
65,0
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79
Sviluppi di business e operazioni di portafoglio
Al ne di ampliare il portafoglio della gamma dei polimeri da riciclo Versalis Revive
®
e di consolidare la lea-
dership europea nei polimeri stirenici, Versalis ha acquisito la tecnologia e gli impianti di Ecoplastic, società
specializzata nella liera del recupero, riciclo e trasformazione dei polimeri stirenici. Si tratta del primo step
del progetto di trasformazione del sito di Porto Marghera, che prevede per il prossimo anno l’installazione
degli impianti acquisiti per la produzione di polimeri stirenici ottenuti totalmente da materia prima da riciclo.
La capacità complessiva di questa prima fase sarà di circa 20 mila tonnellate/anno.
Finalizzata, nel mese di settembre, l’acquisizione del controllo di Finproject da parte di Versalis esercitando
l’opzione di acquisto sulla rimanente quota del 60% del capitale sociale, dopo l’investimento iniziale del 40%
fatto nel 2020. La società acquisita complementa il portafoglio di specialties di Versalis, consolidando la
posizione di leader nel settore italiano delle applicazioni di polimeri formulati a elevate prestazioni e del com-
pounding, meno soggetti alle oscillazioni delle commodity. Nel mese di gennaio 2022 la società Finproject ha
ottenuto la certicazione ISCC Plus per le produzioni di compound e di prodotti da materie prime sostenibili.
Economia circolare e chimica green
Finalizzata l’acquisizione della società FRI-EL Biogas Holding, leader italiano nel settore della produzione
di biogas. La società, rinominata EniBioCh4in, possiede e gestisce impianti per la generazione di energia
elettrica da biogas e un impianto per il trattamento della FORSU, la frazione organica dei riuti solidi ur-
bani. Eni intende convertire tali impianti alla produzione di biometano da commercializzare nelle stazioni
di servizio Eni.
Versalis, nella più ampia strategia di decarbonizzazione Eni, ha avviato un piano di trasformazione che
punta a rendere le proprie attività e prodotti sempre più diversicati e sostenibili nel rispetto dei principi
dell’economia circolare.
Nel corso del 2021, è stata ampliata l’offerta di prodotti “circolari” realizzati con materie prime da riciclo da
Versalis. Alla linea di prodotti Versalis Revive
®
si aggiunge infatti un nuovo prodotto denominato Versalis Re-
vive
®
PS Air F – Series Forever e destinato all’imballaggio alimentare e realizzato per il 75% con polistirene
riciclato ricavato dalla raccolta differenziata domestica. Il nuovo prodotto sviluppato da Versalis e Forever
Plast SpA, è frutto della collaborazione con vari operatori della liera dell’industria del polistirene: Corepla,
Pro Food e Unionplast.
È stato inoltre confermato l’impegno rivolto allo sviluppo di tecnologie innovative sostenibili, attraverso
l’accordo rmato con BTS Biogas, società italiana attiva nel settore della progettazione e realizzazione di
impianti di produzione di biogas, per lo sviluppo e la commercializzazione di una tecnologia per la produ-
zione di biogas e biometano da biomasse residuali lignocellulosiche che farà leva sull’integrazione della
tecnologia proprietaria Versalis per il pretrattamento termomeccanico delle biomasse, con quella di BTS
Biogas per la produzione di biogas e biometano per via fermentativa.
Inne, sottoscritto un accordo tra Matrìca (joint venture Versalis/Novamont) e Lanxess leader nel settore delle
specialità chimiche per la produzione di biocidi da materie prime rinnovabili. Da gennaio 2022 è stata avvia-
ta la fornitura di materie prime da fonti rinnovabili dell’impianto di Porto Torres ottenute da oli vegetali che
Lanxess utilizzerà per produrre additivi industriali con azione biocida destinata al settore dei beni di consumo.
Mobilità sostenibile
Nell’ambito della strategia Eni di crescita della mobilità sostenibile, è stato rmato un accordo per offrire
presso le stazioni di servizio Eni il servizio di sostituzione delle batterie (battery swapping) delle city car del
produttore automobilistico XEV. L’accordo prevede che dal 2022 le city car XEV YOYO a zero emissioni entre-
ranno a far parte della otta Enjoy.
80
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
REFINING & MARKETING
APPROVVIGIONAMENTO E COMMERCIALIZZAZIONE
Nel 2021 sono state acquistate 18,85 milioni di tonnellate di petrolio (17,37 milioni di tonnellate nel 2020) di
cui 3,85 milioni di tonnellate dal settore Exploration & Production, 10,79 milioni di tonnellate sul mercato spot
e 4,21 milioni di tonnellate dai Paesi produttori con contratti a termine. La ripartizione degli acquisti per area
geograca è la seguente: 20% dal Medio Oriente, 18% dalla Russia, 15% dall’Asia Centrale, 15% dall’Africa Set-
tentrionale, 11% dall’Italia, 11% dall’Africa Occidentale, 2% dal Mare del Nord e 8% da altre aree.
ACQUISTI
(milioni di tonnellate) 2021 2020 2019 Var. ass. Var. %
Greggi equity 3,85 3,55 4,24 0,30 8,5
Altri greggi 15,00 13,82 19,19 1,18 8,5
Totale acquisti di greggi 18,85 17,37 23,43 1,48 8,5
Acquisti di semilavorati 0,26 0,11 0,26 0,15 136,4
Acquisti di prodotti 10,66 10,31 11,45 0,35 3,4
TOTALE ACQUISTI 29,77 27,79 35,14 1,98 7,1
Consumi per produzione di energia elettrica (0,31) (0,35) (0,35) 0,04 11,4
Altre variazioni
(a)
(0,89) (0,69) (2,08) (0,20) (29,0)
TOTALE DISPONIBILITA’ 28,57 26,75 32,71 1,82 6,8
(a) Include le variazioni delle scorte, i cali di trasporto, i consumi e le perdite.
Inoltre, al ne di promuovere iniziative di decarbonizzazione del settore aereo e accelerare il processo di tran-
sizione ecologica degli aeroporti è stato siglato un accordo con SEA, società di gestione degli aeroporti di Mi-
lano Malpensa e Milano Linate, per l’introduzione di combustibili sostenibili destinati all’aviazione (SAF – Su-
stainable Aviation Fuel) e alla movimentazione a terra (HVO – Hydrotreated Vegetable Oil). L’accordo è in linea
con il percorso già intrapreso con Aeroporti di Roma, che nel gennaio 2022 ha dato il via alle prime forniture di
biocarburante idrogenato HVO puro, prodotto nella bioraneria Eni di Porto Marghera, per alimentare i mezzi
stradali per la movimentazione dei passeggeri a ridotta mobilità in ambito aeroportuale.
La produzione del SAF è stata avviata nel mese di ottobre impiegando esclusivamente scarti e residui, in linea
con la decisione strategica di non utilizzare olio di palma dal 2023.
Nell’ambito del percorso verso la decarbonizzazione, rmata una lettera d’intenti con Air Liquide per lo svilup-
po della mobilità a idrogeno in Italia. In particolare, la collaborazione prevederà uno studio di fattibilità e soste-
nibilità per lo sviluppo della liera dell’idrogeno low carbon e rinnovabile a supporto del mercato dei veicoli a
celle a combustibile per la mobilità pesante e leggera.
Inne è stato sottoscritto un accordo strategico con BASF relativo a una nuova tecnologia per la produzione di
bio-propanolo da glicerina ottenuta dalla produzione del biodiesel FAME (Fatty Acid Methil Esters), destinato
all’utilizzo come componente bio nella formulazione di carburanti.
Tecnologie proprietarie
Le tecnologie proprietarie svolgeranno un ruolo fondamentale nell’accelerare la riconversione “green” di
Versalis riducendo la dipendenza dal feedstock petrolifero; tra queste Eni punta sul riciclo chimico delle
plastiche non riutilizzabili (tecnologia HOOP), sulla valorizzazione delle biomasse forestali per la produzione
di bioetanolo e biogas (tecnologia PROESA) in collaborazione con partner qualicati come Saipem e BTS
Biogas. Al ne di valorizzare le tecnologie proprietarie e rafforzare la presenza Eni nel continente asia-
tico, Versalis ha concesso in licenza a Supreme Petrochem Ltd., leader nel mercato indiano del polistirene
compatto ed espandibile, la tecnologia a massa continua per la realizzazione di un impianto nello Stato di
Maharashtra (India), tale tecnologia permette di produrre polimeri stirenici a ridotto impatto ambientale,
grazie alle bassissime emissioni e ai ridotti consumi energetici.
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RAFFINAZIONE
Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio nel 2021 ammontano a 18,78 milioni di tonnellate, in
aumento rispetto al 2020 (+10,5%) per effetto delle maggiori lavorazioni presso le ranerie in Italia, a seguito
del minore impatto COVID-19 rispetto al periodo di confronto caratterizzato dal parziale lockdown dell’econo-
mia, in parte compensato da uno scenario sfavorevole.
In Italia i volumi processati pari a 16,51 milioni di tonnellate sono in aumento rispetto al 2020 (+11,4%), princi-
palmente grazie ai maggiori volumi lavorati presso la raneria di Sannazzaro.
All’estero le lavorazioni in conto proprio di 2,27 milioni di tonnellate sono aumentate di circa 90 mila tonnellate
(+4,1%) a seguito delle minori fermate rispetto al periodo di confronto, parzialmente compensate dallo scena-
rio sfavorevole. Le lavorazioni complessive sulle ranerie di proprietà sono state di 14,01 milioni di tonnellate,
in aumento del 10,1% (pari a 1,29 milioni di tonnellate).
Il tasso di utilizzo degli impianti, rapporto tra le lavorazioni e la capacità bilanciata, è pari al 76%.
Il 21% del petrolio lavorato è di produzione Eni, in leggero calo rispetto al 2020 (21,2%).
BIORAFFINAZIONE
I volumi di bio-feedstock processati sono pari a 665 mila tonnellate in diminuzione del 6% rispetto al 2020 (40 mila
tonnellate), a seguito delle maggiori fermate presso la bioraneria di Venezia in un contesto di scenario depresso.
Inoltre l’incidenza dell’olio di palma nella produzione di biodiesel è stata ridotta di circa 34 punti percentuali ri-
spetto al 2020 grazie all’avvio della linea BTU, Biomass Treatment Unit, presso Gela che a regime consentirà di
utilizzare no al 100% biomasse non in competizione con la liera alimentare. Confermato l’obiettivo di totale
eliminazione dell’olio di palma dal 2023 nei processi di ranazione.
Nel 2021 sono state esitate produzioni di biocarburanti (HVO) per circa 585 mila tonnellate secondo le certi-
cazioni in uso (Direttive Europee RED e correlate), in riduzione del 6%.
DISPONIBILITÀ DI PRODOTTI PETROLIFERI
(milioni di tonnellate) 2021 2020 2019
Var. ass.
Var. %
ITALIA
Lavorazioni sulle ranerie di proprietà 14,01 12,72 17,26 1,29 10,1
Lavorazioni in conto terzi (1,71) (1,75) (1,25) 0,04 2,3
Lavorazioni sulle ranerie di terzi 4,21 3,85 4,69 0,36 9,4
Lavorazioni in conto proprio 16,51 14,82 20,70 1,69 11,4
Consumi e perdite (1,11) (0,97) (1,38) (0,14) (14,8)
Prodotti disponibili da lavorazioni 15,40 13,85 19,32 1,55 11,2
Acquisti prodotti niti e variazioni scorte 7,38 7,18 7,27 0,20 2,8
Prodotti niti trasferiti al ciclo estero (0,67) (0,66) (0,68) (0,01) (1,5)
Consumi per produzione di energia elettrica (0,31) (0,35) (0,35) 0,04 11,4
Prodotti venduti 21,80 20,02 25,56 1,78 8,9
Totale lavorazioni bio 0,67 0,71 0,31 (0,04) (5,6)
ESTERO
Lavorazioni in conto proprio 2,27 2,18 2,04 0,09 4,1
Consumi e perdite (0,18) (0,17) (0,18) (0,01) (5,9)
Prodotti disponibili da lavorazioni 2,09 2,01 1,86 0,08 4,0
Acquisti prodotti niti e variazioni scorte 3,41 3,39 4,17 0,02 0,6
Prodotti niti trasferiti dal ciclo Italia 0,67 0,66 0,68 0,01 1,5
Prodotti venduti 6,17 6,06 6,71 0,11 1,8
Lavorazioni in conto proprio in Italia e all'estero 18,78 17,00 22,74 1,78 10,5
di cui: lavorazioni in conto proprio di greggi equity 3,86 3,55 4,24 0,31 8,7
Vendite di prodotti petroliferi in Italia e all'estero 27,97 26,08 32,27 1,89 7,2
Vendite di greggi 0,60 0,67 0,44 (0,07) (10,4)
TOTALE VENDITE 28,57 26,75 32,71 1,82 6,8
82
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
DISTRIBUZIONE DI PRODOTTI PETROLIFERI
Le vendite di prodotti petroliferi (27,97 milioni di tonnellate) sono aumentate di 1,89 milioni di tonnellate rispet-
to al 2020, pari al 7,2%, per effetto del minor impatto delle misure limitative alla mobilità nel 2021.
Vendite rete Italia
Le vendite sulla rete in Italia (5,12 milioni di tonnellate) sono in aumento rispetto al 2020 (0,56 milioni di ton-
nellate, +12,3%) come risultante della progressiva riapertura dell’economia e maggiore mobilità delle persone.
L’erogato medio (1.362 mila litri) è aumentato di 156 mila litri rispetto al 2020 (1.206 mila litri). La quota di
mercato media del 2021 è del 22,3% in diminuzione rispetto al 2020 (23,2%).
Al 31 dicembre 2021 la rete di distribuzione in Italia è costituita da 4.078 stazioni di servizio con una riduzione
di 56 unità rispetto al 31 dicembre 2020 (4.134 stazioni di servizio) per effetto del saldo negativo tra aperture e
risoluzioni di contratti di convenzionamento (65 unità), della riduzione delle concessioni autostradali (4 unità)
in parte bilanciato dal saldo positivo tra aperture e chiusure sulla rete di proprietà (13 unità).
VENDITE PER PRODOTTO/CANALE
(milioni di tonnellate) 2021 2020 2019 Var. ass. Var. %
Italia 11,14 10,31 13,49 0,83 8,1
Vendite rete 5,12 4,56 5,81 0,56 12,3
Benzina 1,38 1,16 1,44 0,22 19,0
Gasolio 3,38 3,10 3,95 0,28 9,0
GPL 0,31 0,27 0,38 0,04 14,8
Altri prodotti 0,05 0,03 0,04 0,02 66,7
Vendite extrarete 6,02 5,75 7,68 0,27 4,7
Gasolio 3,11 3,11 3,41 0,00 0,0
Oli combustibili 0,03 0,02 0,06 0,01 50,0
GPL 0,17 0,18 0,18 (0,01) (5,6)
Benzina 0,34 0,30 0,47 0,04 13,3
Lubricanti 0,08 0,08 0,08 0,00 0,0
Bunker 0,59 0,63 0,77 (0,04) (6,3)
Jet fuel 0,92 0,70 1,92 0,22 31,4
Altri prodotti 0,78 0,73 0,79 0,05 6,8
Estero (rete + extrarete) 4,82 4,93 5,55 (0,11) (2,2)
Benzina 1,06 1,13 1,31 (0,07) (6,2)
Gasolio 2,78 2,73 3,02 0,05 1,8
Jet fuel 0,07 0,09 0,29 (0,02) (22,2)
Oli combustibili 0,08 0,13 0,09 (0,05) (38,5)
Lubricanti 0,11 0,09 0,09 0,02 22,2
GPL 0,53 0,50 0,50 0,03 6,0
Altri prodotti 0,19 0,26 0,25 (0,07) (26,9)
TOTALE VENDITE RETE ED EXTRARETE 15,96 15,24 19,04 0,72 4,7
VENDITE DI PRODOTTI PETROLIFERI IN ITALIA E ALL'ESTERO
(milioni di tonnellate) 2021 2020 2019 Var. ass. Var. %
Rete 5,12 4,56 5,81 0,56 12,3
Extrarete 6,02 5,75 7,68 0,27 4,7
Petrolchimica 0,52 0,61 0,83 (0,09) (14,8)
Altre vendite 10,14 9,10 11,24 1,04 11,4
Vendite in Italia 21,80 20,02 25,56 1,78 8,9
Rete resto d'Europa 2,11 2,05 2,44 0,06 2,9
Extrarete resto d'Europa 2,19 2,40 2,63 (0,21) (8,8)
Extrarete mercati extra europei 0,52 0,48 0,48 0,04 8,3
Altre vendite 1,35 1,13 1,16 0,22 19,5
Vendite all'estero 6,17 6,06 6,71 0,11 1,8
VENDITE DI PRODOTTI PETROLIFERI IN ITALIA E ALL'ESTERO 27,97 26,08 32,27 1,89 7,2
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83
Vendite rete Resto d’Europa
Le vendite rete nel Resto d’Europa pari a 2,11 milioni di tonnellate hanno registrato un incremento del 2,9%
rispetto al 2020, a seguito dei maggiori volumi venduti in Austria, Francia e Spagna beneciando della ripresa
dell’economia e della mobilità delle persone.
Al 31 dicembre 2021 la rete di distribuzione nel Resto d’Europa è costituita da 1.236 stazioni di servizio, (+1 unità
rispetto al 31 dicembre 2020) principalmente grazie alle aperture in Spagna bilanciate dalle riduzioni dei distributori
in Svizzera e Francia. L’erogato medio (2.025 mila litri) è aumentato di 45 mila litri rispetto al 2020 (1.980 mila litri).
Vendite sul mercato extrarete e altre vendite
Le vendite extrarete in Italia pari a 6,02 milioni di tonnellate sono aumentate del 4,7% rispetto al 2020, per
effetto del minor impatto delle misure restrittive e per la ripresa del trasporto aereo.
Le vendite extrarete nel Resto d’Europa, pari a 2,19 milioni di tonnellate, sono diminuite dell’8,8% rispetto al
2020, in particolare in Germania, Svizzera ed Austria.
Le vendite al settore Petrolchimica (0,52 milioni di tonnellate) sono in diminuzione del 14,8%. Le altre vendite
in Italia e all’estero (11,49 milioni di tonnellate) sono in crescita di 1,26 milioni di tonnellate, +12,3% per effetto
delle maggiori vendite ad altre società petrolifere.
Le vendite di prodotti petrolchimici di 4.451 mila tonnellate sono in leggero aumento rispetto al 2020
(+112 mila tonnellate, pari al 2,6%), grazie alla crescita macroeconomica e al rimbalzo della domanda
in settori trainanti quali il packaging e il settore dei beni durevoli ed una ripresa del settore automotive.
Tale performance riflette inoltre la capacità di catturare volumi di vendite addizionali grazie alla maggiore
disponibilità degli impianti ottenuta anche riprogrammando le fermate poliennali, per sfruttare i benefici
derivanti della ripresa della domanda e dalla riduzione delle importazioni da paesi produttori (USA e Me-
dio Oriente) anche per effetto di shortage temporanei di prodotto.
I prezzi medi unitari nel business intermedio sono aumentati complessivamente del 56,3% rispetto al 2020,
con gli aromatici e le olene in crescita rispettivamente dell’84,7% e del 52,9%. Si registra un incremento del
66,6% rispetto al 2020 nel business polimeri.
DISPONIBILITÀ E VENDITE DI PRODOTTI
(migliaia di tonnellate) 2021 2020 2019
Var. ass.
Var. %
Intermedi 6.284 5.861 5.818 423 7,2
Polimeri 2.184 2.211 2.250 (27) (1,2)
Biochem 8 1 7 ..
Produzioni di prodotti petrolchimici 8.476 8.073 8.068 403 5,0
Moulding & Compounding 20 20
Totale produzioni 8.496 8.073 8.068 423 5,2
Consumi e perdite (4.590) (4.366) (4.307) (224) (5,1)
Acquisti e variazioni rimanenze 565 632 534 (67) (10,6)
Totale disponibilità 4.471 4.339 4.295 132 3,0
Intermedi 2.648 2.539 2.519 109 4,3
Polimeri 1.771 1.790 1.766 (19) (1,1)
Oileld chemicals 24 9 10 15 ..
Biochem 8 1 7 ..
Vendite di prodotti petrolchimici 4.451 4.339 4.295 112 2,6
Moulding & Compounding 20 20
Totale Vendite 4.471 4.339 4.295 132 3,0
CHIMICA
84
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
ANDAMENTO PER BUSINESS
Intermedi
I ricavi degli intermedi (€2.166 milioni) sono aumentati del 63% (+€837 milioni rispetto al 2020), per
effetto sia dell’incremento delle quotazioni sia delle maggiori disponibilità di prodotto. Le vendite sono
aumentate in particolare per le olefine (+7,6%). I prezzi medi unitari di vendita, in aumento comples-
sivamente del 56,3%, riflettono in particolare i prezzi degli aromatici (+84,7%), delle olefine (+52,9%)
e dei derivati (+50,1%). Le produzioni di intermedi (6.284 migliaia di tonnellate) sono aumentate del
7,2% rispetto al 2020, con incrementi più significativi negli aromatici (+14,2%) e nelle olefine (+7,2%).
In riduzione i derivati (-7,3%).
Polimeri
I ricavi dei polimeri (€3.114 milioni) sono aumentati del 64,9% (+€1.226 milioni vs 2020) per effetto dell’in-
cremento dei prezzi medi unitari (+66,6%). Il business degli stirenici ha beneciato dei più elevati prezzi di
vendita (+68,9%), nonostante il calo dei volumi venduti (-7,9%) per minore disponibilità di prodotto a causa
della fermata manutentiva a Mantova.
La riduzione dei volumi è attribuibile principalmente a GPPS (-23%), ABS (-16,6%) e polistirolo compatto
(-3,3%), compensati da maggiori vendite di stirene (+13,4%).
L’incremento dei volumi venduti di elastomeri (11,4%) è attribuibile ai maggiori volumi di lattici (+23,6%),
di EPR (+40,5%) e di gomme NBR (+14,8%). Complessivamente in leggera riduzione i volumi venduti del
business polietilene (-1,4%) con minori vendite di HDPE (-10,3%) e di LDPE (-3,4%), compensate da mag-
giori vendite di EVA (+6,4%); si rileva inoltre un aumento dei prezzi medi di vendita (73,9%). Le produzioni di
polimeri (2.184 migliaia di tonnellate) sono diminuite rispetto al 2020 principalmente negli stirenici (-7,9%),
parzialmente compensate dalle maggiori produzioni di elastomeri (+13,4%).
Oilfield Chemicals, Biochem e Moulding&Compounding
I ricavi degli Oilfiled Chemicals (€65 milioni) sono aumentati del 16,1% (+€9 milioni rispetto al 2020) per
effetto dell’aumento dei volumi di vendita (15 mila tonnellate) derivanti da nuovi contratti sottoscritti.
I ricavi del business Biochem (€60 milioni) sono aumentati di €54 milioni rispetto al 2020 e si riferiscono princi-
palmente alle vendite di disinfettante prodotto presso lo stabilimento di Crescentino. L’ammontare include inoltre
la quota di ricavo da vendite di energia prodotta presso la centrale elettrica a biomasse dell’hub di Crescentino.
I ricavi derivanti dal business del Moulding & Compounding (€70 milioni) a fronte di 20 mila tonnellate di
prodotti venduti, sono relativi al consolidamento del gruppo Finproject avvenuto il 1° ottobre 2021 e si rife-
riscono alle attività di compounding per €21 milioni, moulding per €24 milioni e per le attività Padanaplast
per €25 milioni.
Le produzioni di prodotti petrolchimici di 8.476 mila tonnellate (+403 mila tonnellate rispetto al 2020) risen-
tono delle maggiori produzioni di intermedi (+423 mila tonnellate) in particolare olene, in parte compensate
dai minori volumi di stirenici rispetto al 2020 (-78 mila tonnellate).
I principali incrementi produttivi si sono registrati presso i siti di Priolo (+527 mila tonnellate) e di Dunkerque
(+221 mila tonnellate), compensati dalle minori lavorazioni presso Brindisi (-201 mila tonnellate) e Porto Mar-
ghera (-140 mila tonnellate).
La capacità produttiva nominale è sostanzialmente in linea rispetto al 2020. Il tasso di utilizzo medio degli
impianti, calcolato sulla capacità nominale, è risultato pari al 66% (65% nel 2020).
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85
Plenitude & Power
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2021 2020 2019
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)
(a)
(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 0,29 0,32 0,62
di cui: dipendenti 0,49 0,00 0,30
contrattisti 0,00 0,73 0,95
Plenitude
Vendite retail e business gas (miliardi di metri cubi) 7,85 7,68 8,62
Vendite retail e business energia elettrica a clienti nali (terawattora) 16,49 12,49 10,92
Clienti retail e business (milioni di PDR) 10,04 9,70 9,55
Produzione di energia da fonti rinnovabili (gigawattora) 986 340 61
Capacità installata da fonti rinnovabili a ne periodo (megawatt) 1.137 335 174
Power
Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi (terawattora) 28,54 25,33 28,28
Produzione termoelettrica 22,36 20,95 21,66
Dipendenti in servizio a ne periodo 2.464 2.092 2.056
di cui: all’estero 600 413 358
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)
(a)
(milioni di tonnellate di CO
2
eq.) 10,03 9,63 10,22
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/energia elettrica equivalente prodotta
(Eni Power)
(a)
(gCO
2
eq./kWh eq.) 380 391 394
(a) Calcolato sul 100% degli asset operati.
986 GWh
Produzione di energia da fonti
rinnovabili quasi triplicata vs. 2020
Ebitda Plenitude
€ 0,6 mld
Raggiunto il target di >2 GW
di capacità installata e in costruzione
7,85 mld mc
Vendite retail e business
gas vs. 2020: +2%
16,49 TWh
Vendite retail e business di energia elettrica
a clienti nali vs. 2020: +32% grazie allo
sviluppo delle attività in Italia e all’estero
86
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
9,5 9,7 10,0
41%
6%
9%
24%
1%
8%
11%
Italia
Australia
Francia
Pakistan
Rivenditori
Industriali
PMI e terziario
Residenziali
Stati Uniti
Kazakhstan
Spagna
Capacità installata Plenitude
2019
2019 2020 2021
2020 2021
Clienti retail e business (mln di pdr)
Clienti power Clienti gas
370
465
476
Evoluzione EBIT adjusted (€ mln)
1.137 MW
Vendite retail e business di gas in Italia
0,24
0,30
0,72
3,88
5,14 mld mc
Performance dell’anno
L’indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro è migliorato del 9,3% rispetto al 2020,
grazie all’ottima performance ottenuta dai contrattisti.
Le emissioni di GHG (Scope 1) aumentano del 4% rispetto al 2020 come conseguenza dell’incremento dei
livelli produttivi delle centrali Power.
L’indice relativo alle emissioni di GHG (Scope 1) per unità di energia elettrica prodotta registra un trend in ridu-
zione rispetto al 2020 (-3%) beneciando del minore impiego di syngas nel processo produttivo della centrale
di Ferrera Erbognone.
La produzione di energia da fonti rinnovabili è stata pari a 986 GWh, quasi triplicata rispetto al periodo di con-
fronto (340 GWh nel 2020), principalmente per il contributo delle acquisizioni di asset in esercizio in Italia, negli
Stati Uniti, in Francia e in Spagna.
Al 31 dicembre 2021 la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 1.137 MW, di cui il 51% riferita a impianti
eolici e il 48% a impianti fotovoltaici (potenza installata di storage pari a 1%).
Le vendite retail e business di gas sono pari a 7,85 miliardi di metri cubi, in crescita del 2% rispetto al 2020, per
effetto del minore impatto del COVID-19 rispetto al 2020 e dell’acquisizione di Aldro Energía.
Le vendite retail e business di energia elettrica a clienti nali pari a 16,49 TWh sono in aumento del 32%, bene-
ciando dell’acquisizione di Aldro Energía, nonché dello sviluppo delle attività in Italia e all’estero.
Le vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi sono state di 28,54 TWh, in aumento del 13% a seguito dei
maggiori volumi commercializzati presso la borsa elettrica.
Valorizzazione del portafoglio
Nell’ambito delle iniziative volte ad estrarre valore dalla ristrutturazione del portafoglio creando veicoli indipendenti
e focalizzati in grado di attrarre capitali, creare valore e accelerare la crescita, è stato avviato l’iter di quotazione di
Plenitude, la controllata Eni che integra le attività retail Gas & Power, rinnovabili e mobilità elettrica con l’obiettivo di
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decarbonizzare il portafoglio clienti Eni, contribuendo al target di abbattimento delle nostre emissioni GHG Scope 3.
La costituzione della nuova entità Plenitude si inquadra nella strategia e nell’impegno di lungo termine Eni a essere
una compagnia energetica decarbonizzata e incentrata sulla sostenibilità. La decisione è in linea con uno scenario in-
dustriale favorevole, con la crescita della domanda di energie rinnovabili e di prodotti energetici verdi per clienti retail.
Il 14 marzo 2022 Eni ha rmato un accordo con la società di investimento Sixth Street per la cessione della quota
del 49% in EniPower che detiene 6 centrali a gas. Tale accordo, soggetto ad alcune condizioni sospensive e alle
autorizzazioni delle competenti Autorità, si inquadra nella strategia Eni di valorizzazione dei propri asset e liberare
risorse per la transizione energetica. Eni manterrà il controllo di EniPower in termini operativi nonché il consolida-
mento della società.
Sviluppi di portafoglio
In linea con la strategia Eni di transizione energetica e decarbonizzazione di prodotti e processi, nalizzata
l’acquisizione del 100% di Be Power, società che tramite la controllata Be Charge è il secondo operatore ita-
liano di colonnine di ricarica per auto elettriche con oltre 6 mila punti. Be Power gestisce le proprie colonnine
e quelle di altri operatori tramite una piattaforma tecnologica proprietaria e fornisce servizi ai conducenti di
veicoli elettrici su propri punti di ricarica o di terzi tramite un’app dedicata.
Evolvere, società controllata da Plenitude, ha acquisito il 100% di PV Family, una start-up innovativa che gesti-
sce My Solar Family, la più grande community digitale di prosumer (consumatori/produttori di energia) in Italia
con oltre 80 mila iscritti. L’acquisizione del capitale ha l’obiettivo di combinare l’offerta di Evolvere e i servizi di
community digitale, in un contesto di mercato che vede affermarsi la diffusione di un nuovo modello energetico,
in cui il consumatore diventa anche un produttore di energia. Con questa acquisizione Evolvere conferma la
leadership nella generazione distribuita da fonti rinnovabili in Italia e promuove la diffusione di un nuovo modello
energetico, decentralizzato e sostenibile per l’ambiente, che contribuisce alla transizione energetica in corso.
Ingresso nella Penisola Iberica attraverso l’acquisizione del 100% della società Aldro Energía attiva nel merca-
to della vendita di energia elettrica, gas e servizi nel settore retail con un portafoglio di oltre 300 mila clienti al
31 dicembre 2021.
Costituita GreenIT, joint venture con CDP Equity, per lo sviluppo, la costruzione e la gestione di impianti per
la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia. La JV ha l’obiettivo di raggiungere una capacità
installata di circa 1 GW.
Sviluppi di business
Crescita del portafoglio clienti retail/business a 10 milioni di punti di fornitura in aumento di oltre 300 mila punti di
fornitura rispetto a ne 2020 (+4%) grazie alla crescita in Grecia e all’acquisizione della società Aldro Energía attiva
nel mercato retail in Spagna e Portogallo. Nel 2021 è proseguita l’espansione nel mercato nazionale ed internazio-
nale delle energie rinnovabili, con una forte accelerazione nel build-up della capacità di generazione grazie a mirate
acquisizioni “tuck in” in grado di essere rapidamente integrate nel portafoglio Eni:
In Italia perfezionata l’acquisizione da Glennmont Partners e PGGM Infrastructure Fund di un portafoglio di tre-
dici campi eolici onshore in esercizio, della capacità complessiva di 315 MW;
In Spagna perfezionata in ottobre l’acquisizione da Azora Capital di un portafoglio di nove progetti di energia
rinnovabile composto da tre impianti eolici in esercizio e uno in costruzione per un totale di 234 MW e da cinque
progetti fotovoltaici in avanzato stadio di sviluppo per circa 0,9 GW;
In Francia e Spagna nalizzata in ottobre l’acquisizione di Dhamma Energy Group, proprietaria di una piatta-
forma per lo sviluppo di impianti fotovoltaici, con una pipeline di progetti di circa 3 GW, nonché di impianti in
esercizio o in costruzione della capacità di circa 120 MW;
In Grecia, acquisita nel gennaio 2022 la società Solar Konzept Greece “SKGR” titolare di una piattaforma per lo
sviluppo di impianti fotovoltaici in Grecia e una pipeline di progetti di circa 800 MW, che consentiranno l’ulteriore
sviluppo del portafoglio di rinnovabili nel Paese;
Nel mercato eolico offshore del Regno Unito acquisita una quota del 20% da Equinor e SSE Renewables del
progetto Dogger Bank C da 1,2 GW, terzo cluster del più grande parco eolico offshore al mondo (3,6 GW) attual-
mente in costruzione nel Mare del Nord britannico. La produzione sarà avviata per fasi tra il 2023 e il 2025.
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Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
PLENITUDE
RETAIL GAS & POWER
DOMANDA GAS
Eni opera in un mercato dell’energia liberalizzato, nel quale i consumatori possono scegliere liberamente il fornitore di
gas, valutare la qualità dei servizi e selezionare le offerte più adatte alle proprie esigenze di consumo. Eni rifornisce 10
milioni di clienti retail (gas e luce) in Italia ed in Europa, in particolare, sul territorio nazionale i clienti sono 7,8 milioni.
VENDITE RETAIL E BUSINESS GAS
Nel 2021, le vendite di gas retail e business in Italia e nel resto d’Europa sono state di 7,85 miliardi di metri cubi ed
hanno evidenziato una crescita di 0,17 miliardi di metri cubi rispetto al 2020, pari al +2%. Le vendite in Italia pari a
5,14 miliardi di metri cubi sono sostanzialmente in linea rispetto al 2020, l’effetto delle minori vendite al segmento
residenziale è stato quasi completamente assorbito dai maggiori volumi commercializzati ai settori industriale,
piccole e medie imprese e rivenditori. Le vendite sui mercati europei di 2,71 miliardi di metri cubi sono in aumento
dell’8% (+0,20 miliardi di metri cubi) rispetto al 2020. Maggiori vendite sono state registrate in Francia, Grecia e
Spagna beneciando del minore impatto del COVID-19 rispetto al periodo di confronto nonché dell’acquisizione di
Aldro Energía.
Nel febbraio 2022 è stato ampliato il portafoglio di capacità rinnovabile negli Stati Uniti con l’acquisizione da BayWa
r.e. di una capacità complessiva di 466 MW in Texas riferita all’impianto fotovoltaico Corazon I (circa 266 MW), in
esercizio da agosto 2021 che produrrà circa 500 GWh all’anno, consentendo una riduzione delle emissioni di CO
2
in atmosfera equivalente a circa 250.000 ton/anno, nonché al progetto di stoccaggio Guajillo, in fase di sviluppo
avanzato, da circa 200 MW/400 MWh. Nel 2021, sono stati sottoscritti accordi di collaborazione per lo sviluppo di
impianti rinnovabili con: Equinor (tramite Vårgrønn) per il possibile sviluppo di impianti eolici offshore nell’area di
Utsira Nord, con Red Rock Power, per presentare un’offerta congiunta ad una gara competitiva per l’assegnazione di
capacità di generazione eolica in Scozia, e con Copenhagen Infrastructure Partners (CIP), nell’ambito della gara per
l’assegnazione di concessioni marine, per lo sviluppo di impianti eolici offshore in Polonia e per la successiva par-
tecipazione ai meccanismi di incentivazione (contract-for-difference) che saranno offerti in asta tra il 2025 e 2027.
E-mobility
Nell’ambito delle iniziative per lo sviluppo del settore della mobilità elettrica in Italia è stato siglato un accordo con Hyun-
dai con l’obiettivo di ampliare la gamma delle soluzioni per la ricarica delle auto elettriche e per incentivare l’ecienza
energetica. Grazie a questo accordo i concessionari Hyundai potranno offrire ai propri clienti l’acquisto e l’installazione di
colonnine di ricarica della gamma E-Start di Plenitude. Hyundai potrà anche installare presso le proprie concessionarie
colonnine di ricarica elettrica, pannelli fotovoltaici e adottare le soluzioni di ecientamento energetico di Plenitude.
Gli accordi rmati a dicembre con Enel X e Be Charge consentiranno l’interoperabilità tra le reti permettendo l’ac-
cesso alla più ampia rete di ricarica sul territorio nazionale di circa 20 mila punti di ricarica elettrica. Tale sinergia si
inquadra nell’ambito della più ampia strategia di Eni per la mobilità sostenibile, della quale fa parte l’evoluzione delle
attuali stazioni di servizio, “mobility point” nei quali saranno offerte ricariche fast e ultra-fast per la mobilità elettrica.
VENDITE DI GAS PER MERCATO
(miliardi di metri cubi) 2021 2020 2019 Var. ass. Var. %
ITALIA 5,14 5,17 5,49 (0,03) (0,6)
Rivenditori 0,24 0,23 0,33 0,01 4,3
Industriali 0,30 0,28 0,30 0,02 7,1
PMI e terziario 0,72 0,70 0,87 0,02 2,9
Residenziali 3,88 3,96 3,99 (0,08) (2,0)
VENDITE INTERNAZIONALI 2,71 2,51 3,13 0,20 8,0
Mercati europei:
Francia 2,17 2,08 2,69 0,09 4,3
Grecia 0,39 0,34 0,35 0,05 14,7
Altro 0,15 0,09 0,09 0,06 66,7
TOTALE VENDITE RETAIL E BUSINESS GAS 7,85 7,68 8,62 0,17 2,2
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
89
VENDITE RETAIL E BUSINESS DI ENERGIA ELETTRICA A CLIENTI FINALI
Le vendite retail e business di energia elettrica a clienti nali di 16,49 TWh effettuate tramite Plenitude e le so-
cietà controllate in Francia, Grecia e Spagna registrano una performance positiva con un incremento pari al 32%
rispetto al 2020, grazie alla crescita del portafoglio clienti (+4% vs. 2020) grazie alla citata acquisizione di Aldro
Energía e allo sviluppo delle attività in Italia e all’estero.
RENEWABLES
Eni è presente nel settore delle energie rinnovabili (solare ed eolico) ed è impegnata nello sviluppo, realizzazio-
ne e gestione degli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili. Gli obiettivi di Eni in tale ambito sa-
ranno conseguiti attraverso lo sviluppo organico di un portafoglio di asset diversicato e bilanciato, integrato
da operazioni selettive di acquisizione di asset e progetti e da partnership strategiche a livello internazionale.
(tecnologia) (megawatt)
2021 2020 2019
Italia
fotovoltaico
116 112 82
Estero 436 160 58
Algeria
(*)
fotovoltaico 5 5
Australia fotovoltaico 64 64 39
Francia fotovoltaico 108
Pakistan fotovoltaico 10 10 10
Tunisia
(*)
fotovoltaico 9 4
Stati Uniti fotovoltaico 254 72
TOTALE CAPACITÀ INSTALLATA FOTOVOLTAICO 552 272 140
Italia
eolico
350
Estero 235 63 34
Kazakhstan eolico 91 48 34
Spagna eolico 129
Stati Uniti eolico 15 15
TOTALE CAPACITÀ INSTALLATA EOLICO 585 63 34
TOTALE CAPACITÀ INSTALLATA A FINE PERIODO (INCLUSA POTENZA INSTALLATA DI STORAGE) 1.137 335 174
di cui potenza installata di storage 7 8 7
(*) Asset trasferiti ad altri settori nel quarto trimestre 2021.
La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 986 GWh riferita per 398 GWh all’ambito fo-
tovoltaico e per 588 GWh all’eolico, con un aumento di 646 GWh rispetto al 2020. L’incremento della produzione
rispetto all’anno precedente ha beneciato dell’entrata in esercizio di nuova capacità, principalmente per il contri-
buto delle acquisizioni di asset in esercizio in Italia, Francia, Spagna e Stati Uniti.
Di seguito è dettagliata la capacità installata con breakdown per Paese e tecnologia:
PRODUZIONE DI ENERGIA DA FONTI RINNOVABILI
2021 2020 2019
Var. ass.
Var. %
Produzione di energia da fonti rinnovabili (gigawattora) 986 340 61
646 ..
di cui: fotovoltaico 398 223 61
175 ..
eolico 588 116
472
di cui: Italia 400 112 53
288 ..
estero 586 227 7
359 ..
di cui: autoconsumo
(*)
8% 23% 60%
(*) Energia elettrica destinata al consumo di siti produttivi Eni.
CAPACITÀ INSTALLATA A FINE PERIODO (DATI IN QUOTA ENI)
2021 2020 2019
Var. ass.
Var. %
Capacità installata da fonti rinnovabili a ne periodo (megawatt) 1.137 335 174 802 239,4
di cui: fotovoltaico 48% 77% 76% ..
eolico 51% 20% 20%
potenza installata di storage 1% 3% 4% ..
90
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
2021 2020 2019
Var. ass.
Var. %
Acquisti di gas naturale (milioni di metri cubi) 4.670 4.346 4.410 324 7,5
Acquisti di altri combustibili (migliaia di tep) 93 160 276 (67) (41,9)
Produzione di energia elettrica (terawattora) 22,36 20,95 21,66 1,41 6,7
Produzione di vapore (migliaia di tonnellate) 7.362 7.591 7.646 (229) (3,0)
DISPONIBILITÀ DI ENERGIA ELETTRICA
(terawattora) 2021 2020 2019
Var. ass.
Var. %
Produzione di energia elettrica 22,36 20,95 21,66 1,41 6,7
Acquisti di energia elettrica
(a)
22,79 17,09 17,83 5,70 33,4
Disponibilità 45,15 38,04 39,49 7,11 18,7
Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi 28,54 25,33 28,28 3,21 12,7
(a) Include gli sbilanciamenti di rete positivi e negativi (differenza fra energia elettrica effettivamente immessa rispetto a quella programmata).
.
A fine 2021, la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 1.137 MW, +802 MW rispetto al 2020 grazie
in particolare al contributo delle acquisizioni in Italia (+315 MW, eolico onshore), Spagna (+129 MW, eoli-
co onshore) e Francia (+108 MW, fotovoltaico), effettuate nel corso del secondo semestre 2021, nonché
alle acquisizioni negli Stati Uniti (+182 MW fotovoltaico), e al completamento di tre impianti in Puglia (+35
MW, eolico onshore).
E-MOBILITY
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, grazie all’acquisizione di Be Charge, dispone di uno dei maggiori
e più capillari network di infrastrutture di ricarica pubblica per veicoli elettrici.
Al 31 dicembre 2021 sono oltre 6.200 i punti di ricarica distribuiti in maniera capillare su tutto il territorio na-
zionale: le stazioni sono smart e user-friendly, monitorate 24 ore su 24 da un help desk e accessibili tramite
l’applicazione per dispositivi mobili. Nell’ambito della liera di settore, Be Charge riveste sia il ruolo di gesto-
re e proprietario della rete di infrastruttura di ricarica (CPO – Charge Point Operator), sia quello di fornitore di
servizi di ricarica e mobilità elettrica che si interfaccia con gli utilizzatori di veicoli elettrici (EMSP – Electric
Mobility Service Provider). Le stazioni di ricarica Be Charge sono di tipo Quick (no a 22 kW) in corrente
alternata, Fast (no a 150 kW) o HyperCharge (superiori a 150 kW) in corrente continua.
POWER
DISPONIBILITÀ DI ENERGIA ELETTRICA
Eni produce energia elettrica presso i siti di Brindisi, Ferrera Erbognone, Ravenna, Mantova, Ferrara e Bol-
giano. Al 31 dicembre 2021, la potenza installata in esercizio è di 4,5 gigawatt. Nel 2021, la produzione
di energia elettrica è stata di 22,36 TWh, in crescita di 1,41 TWh rispetto al 2020. A completamento della
produzione, Eni ha acquistato 22,79 TWh di energia elettrica (+33% rispetto al 2020) perseguendo l’ottimiz-
zazione del portafoglio fonti/impieghi.
VENDITE DI ENERGIA ELETTRICA BORSA/CLIENTI LIBERI
Le vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi di 28,54 TWh registrano una crescita pari al 13%, a seguito dei
maggiori volumi commercializzati presso la borsa elettrica.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
91
Attività ambientali
circa 2 mln tonnellate
totale riuti gestiti
L’attività ambientale è svolta da Eni Rewind, la società di Eni che opera in linea con i principi dell’eco-
nomia circolare per valorizzare i terreni, le acque e i rifiuti, industriali o derivanti da attività di bonifica,
attraverso progetti di risanamento e di recupero sostenibili, in Italia ed all’estero.
Attraverso il suo modello integrato end to end Eni Rewind garantisce il presidio di ogni fase del proces-
so di bonifica e della gestione dei rifiuti, pianificando sin dalle prime fasi, i progetti di valorizzazione
e riutilizzo delle risorse (suoli, acque, rifiuti), rendendole disponibili per nuove opportunità di sviluppo.
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 ambientale di siti ex
industriali e il rilancio dell’economia locale.
In tale ambito, nel corso del 2021 sono state identificate aree idonee per l’installazione di impianti fo-
tovoltaici ed eolici.
Eni Rewind, proprietaria dell’area Ponticelle a Ravenna, un’area industriale dismessa esterna allo sta-
bilimento petrolchimico di Ravenna, nel 2021 ha ottenuto la certificazione per le attività di messa in
sicurezza permanente (MISP) con la realizzazione di un capping e ha dato avvio ad un piano di riquali-
ficazione produttiva che prevede l’applicazione di tecnologie innovative, sostenibili e di recupero, oltre
a delle opere di urbanizzazione dell’area. Prevista la realizzazione di un impianto fotovoltaico nell’area
oggetto di MISP, una piattaforma di biorecupero dei terreni per il successivo reimpiego delle terre e di
gestione di rifiuti industriali. In particolare, quest’ultima verrà gestita da HEA SpA, una società paritetica
tra Eni Rewind ed Herambiente Servizi Industriali costituita nel marzo 2021.
circa 73% riuti recuperati
sul totale riuti recuperabili
circa
95% aree
con decreto approvato
sul totale aree contaminate in siti
di interesse nazionale
presente in oltre 100
siti di interesse regionale
e nazionale
quale global contractor Eni
92
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Water & Waste Management
Eni Rewind gestisce il trattamento delle acque, finalizzato all’attività di bonifica, attraverso un siste-
ma integrato di intercettazione dell’acquifero e di convogliamento delle acque di falda ad impianti di
trattamento per la loro depurazione. Attualmente sono operativi e gestiti 42 impianti di trattamento
acque in Italia, con oltre 36 milioni di metri cubi di acqua trattata nel 2021. Sono proseguite le attività
di automazione e digitalizzazione degli impianti di trattamento acque di falda ed implementazione del
controllo da remoto.
Continua l’attività di recupero e riutilizzo dell’acqua trattata per la produzione di acqua demineralizzata
per uso industriale e nell’ambito dei piani operativi di bonifica dei siti contaminati. Nel corso del 2021
sono stati riutilizzati circa 9 milioni di metri cubi di acque dopo trattamento, con un incremento di oltre
3 milioni di metri cubi rispetto al 2020.
Nel corso del 2021 è stata completata l’installazione di 44 dispositivi che impiegano la tecnologia
proprietaria E-Hyrec® per la rimozione selettiva di idrocarburi dalle acque sotterranee, consentendo di
migliorare l’efficacia e l’efficienza della bonifica della falda, con importanti riduzioni dei tempi di estra-
zione ed evitando lo smaltimento di oltre 1.000 tonnellate di rifiuto equivalente.
Proseguono inoltre le attività relative all’applicazione della tecnologia Blue Water, finalizzata al trat-
tamento e al recupero delle acque di produzione derivanti dalle attività di estrazione del greggio. E’ in
corso l’istruttoria per l’ottenimento delle autorizzazioni da parte degli Enti Locali per realizzare il primo
impianto su scala industriale nel Centro Olio Val d’Agri di Viggiano, in Basilicata.
Eni Rewind opera inoltre come centro di competenza Eni per la gestione dei rifiuti provenienti dalle
2019 2020 2021
Acque riutilizzate per uso
industriale e ambientale
(mln mc)
5,1
6,1
9,1
circa 36 mln di mc
quantità di acque trattate
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
93
attività di risanamento ambientale e dalle attività produttive di Eni in Italia, grazie al suo modello di
gestione che, adottando le migliori soluzioni tecnologiche disponibili sul mercato, permette di minimiz-
zare i costi e gli impatti ambientali. Nel corso del 2021 Eni Rewind ha gestito complessivamente circa
1,9 milioni di tonnellate
1
di rifiuti avviando gli stessi a recupero o smaltimento presso impianti esterni.
In particolare l’indice di recupero (rapporto rifiuti recuperati/recuperabili) del 2021 è stato del 73%: la
lieve diminuzione rispetto al 2020 (78%) è dovuta alle caratteristiche qualitative e granulometriche dei
rifiuti da bonifica, rilevate in sede di caratterizzazione, che ne hanno impedito e/o limitato il recupero
rispetto all’anno precedente, oltre che a una riduzione di disponibilità dagli impianti esterni, al fine del
recupero, in specifiche regioni d’Italia.
Nell’ambito della gestione rifiuti in coerenza con i principi dell’economia circolare, della valorizzazio-
ne delle risorse e della sinergia con il territorio, prosegue l’impegno della società nello sviluppo della
tecnologia proprietaria Eni `Waste to Fuel’ che tratta la frazione organica dei rifiuti urbani per produrre
bio-olio e biometano, oltre a recuperare l’acqua che costituisce la componente principale del rifiuto c.d.
“umido”, per nuovi usi industriali e irrigui.
Certificazioni
Nel 2021 Eni Rewind ha ottenuto l’Attestazione SOA - certificazione obbligatoria per la partecipazione
a gare per l’esecuzione di appalti pubblici di lavoro, con importo a base d’asta superiore a € 150.000 -
sulle proprie attività core, nella categoria generale OG 12 – Opere ed impianti di bonifica e protezione
ambientale e nelle categorie specialistiche OS 22 – Impianti di potabilizzazione e depurazione e OS 14
– Impianti smaltimento e recupero rifiuti.
Iniziative no captive
Dal 2020 Eni Rewind ha ampliato il perimetro delle proprie attività al di fuori del gruppo. Nel corso del
2021 sono proseguite le attività relative alla stipula di contratti con: Edison, per la bonifica del sito di
Mantova e Altomonte, a Cosenza e Acciaierie d’Italia, per la progettazione degli interventi di bonifica
dell’area ex Ilva a Taranto.
Sono stati inoltre completati i processi di qualifica come fornitore per importanti operatori nazionali ed
esteri (Arcadis, MOL Group, Edison, Tamoil, TOTAL, Q8, ADNOC).
Avviata la partecipazione a diversi tender di gara con primari operatori di livello nazionale, risultando
aggiudicataria dell’appalto con ANAS, per servizi di indagine e caratterizzazione nel lotto adriatico (Emi-
lia Romagna, Marche, Abruzzo, Molise, Puglia), dove Eni Rewind, attraverso i propri laboratori ambien-
tali, fornirà servizi di analisi chimiche.
Sottoscritti accordi di collaborazione con le principali società italiane che gestiscono la raccolta e il tratta-
mento dei riuti urbani e con attori chiave della liera (CONAI). Tali accordi sono nalizzati alla valutazione
dell’opportunità di realizzare nuovi impianti di trattamento e recupero dei riuti sui terreni bonicati o che
si renderanno disponibili a seguito della progressiva riconversione dei siti Eni di ranazione e della chimica.
(1) Nel volume riportato sono ricompresi i riuti derivanti dalla gestione delle attività ambientali della rete dei Punti Vendita (circa 92 mila
tonnellate), il cui “produttore” è la stessa ditta ambientale incaricata all’esecuzione dei lavori.
94
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Eni Rewind Estero
Eni Rewind, a partire dal 2018, ha messo a disposizione le proprie competenze a favore delle consocia-
te estere di Eni per le tematiche ambientali e in particolare per le attività di gestione e valorizzazione
della risorsa idrica, della matrice suolo, oltre che di training e knowledge sharing.
Nel gennaio 2021 è stato sottoscritto un Memorandum of Understanding (MoU) tra l’Autorità Nazionale
per il petrolio e il gas del Regno del Bahrain (NOGA) ed Eni Rewind con l’obiettivo di individuare e pro-
muovere iniziative congiunte per la gestione, il recupero e il riutilizzo delle risorse acqua e suolo e dei
rifiuti nel Paese. Nel mese di ottobre è stato effettuato un assessment presso gli impianti petrolchimici
e di raffinazione del Regno del Bahrain che ha individuato tre possibili aree di attività per Eni Rewind
relative alla modellazione della falda, al waste management e all’esecuzione di test in campo della
tecnologia proprietaria E-Hyrec
®
.
È stata ottenuta la qualifica come fornitore della Abu Dhabi Oil Company (ADNOC) per le attività di
demolizione e bonifica.
Sono stati completati gli studi di fattibilità relativi alla ottimizzazione della gestione delle waste water
e delle acque di processo mediante il loro riutilizzo per impianti situati in Algeria e Libia ed estesi alle
consociate estere i servizi di progettazione per le attività ambientali e di decommissioning dei punti
vendita attivi e dismessi.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
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Commento ai risultati
economico-finanziari
La crisi Russia-Ucraina, sfociata nel mese di febbraio nell’inva-
sione da parte della Russia e in un conitto aperto, rappresenta
un fattore di rischio per Eni. Il possibile prolungarsi del conitto e
l’escalation nell’azione militare, il rischio di allargamento della cri-
si geopolitica, nonché le sanzioni economiche nei confronti della
Russia possono incidere sull’attività produttiva mondiale, sulla ca-
tena del supply e sulla ducia dei consumatori frenando la ripresa
economica o nel peggiore degli scenari determinando una nuova
recessione. Questo comporterebbe una riduzione della domanda
d’idrocarburi e conseguentemente dei prezzi con ricadute negative
sulla performance nanziaria e le prospettive del Gruppo.
Immediatamente dopo l’avvio delle ostilità con l’invasione dell’U-
craina da parte della Russia, Unione Europea, Regno Unito e Stati
Uniti hanno adottato nuove sanzioni economiche e nanziarie,
particolarmente severe, nei confronti del Paese, che si aggiungono
a quelle già in vigore a partire dal 2014.
Le nuove restrizioni sono volte a colpire, principalmente, il settore
nanziario russo e la possibilità di accesso al credito statuniten-
se ed europeo di alcune importanti società russe attive nel settore
oil&gas. Ad oggi le sanzioni non colpiscono direttamente l’acquisto
di gas, greggio e prodotti petroliferi di origine russa o la possibilità di
mantenere relazioni di business con controparti russe, ma non pos-
sono escludersi prossimi inasprimenti. La situazione è stata resa
più complessa del previsto dalle azioni degli operatori occidentali
nel settore energetico, trader, società petrolifere e altri intermediari,
che nei giorni successivi all’invasione hanno iniziato gradualmente
a ridurre gli acquisti di prodotti energetici dalla Russia, in particolare
di petrolio dando vita a un sistema spontaneo auto-sanzionatorio.
Da ultimo, un Executive Order del Presidente degli USA ha vietato le
importazioni nel paese di prodotti energetici russi.
La crisi, ha innescato una fase di volatilità estrema nei mercati
energetici e nanziari, determinando una fase rialzista superiore
a ogni aspettativa sia per il prezzo internazionale del greggio con il
riferimento Brent che ha toccato 130 $/barile, sia per le quotazioni
spot del gas in Europa dove il riferimento spot dei mercati europei
continentali TTF si è riportato sui valori massimi storici (circa 200
€/MWh). Tale volatilità comporta un aumento dei rischi nanziari
di controparte e marginazione (si veda sezione “Fattori di rischio e
di incertezza”).
L’attuale presenza di Eni in Russia è poco signicativa. I pro-
getti esplorativi nell’upstream russo si trovano in stato di
sospensione, anche a seguito dell’applicazione delle sanzio-
ni già vigenti prima della recente crisi, e i relativi costi sono
stati interamente svalutati in precedenti reporting period. La
partecipazione nel gasdotto Blue Stream che trasporta gas di
provenienza russa attraverso il Mar Nero commercializzato
congiuntamente da Eni e Gazprom alla società di Stato della
Turchia Botas, rappresenta un valore non signicativo nel bi-
lancio Eni. Il management sta valutando varie opzioni per una
possibile cessione della partecipazione.
Le transazioni più signicative tra Eni e le controparti russe
riguardano l’acquisto di gas naturale dalla società di Stato
russa Gazprom sulla base di contratti take-or-pay di lungo
termine (nel 2021 circa 22 miliardi destinati al mercato Italia).
Le disponibilità Eni di gas di portafoglio da altre geograe,
l’accesso alle capacità di trasporto, la essibilità dei contratti
e la presenza nel segmento LNG (in particolare tramite il ter-
minale di Damietta) nonché le relazioni di lungo termine con
i paesi produttori (in primis Algeria e Libia) sono tutte opzioni
che la Società può attivare nel caso di imprevedibili scenari
di sanzioni di ampia portata della comunità internazionale
nei confronti del petrolio e del gas russi o di interruzioni nelle
forniture.
Per quanto riguarda gli approvvigionamenti di greggio, no-
nostante il sistema di ranazione Eni ha sempre utilizzato
greggio Ural, la essibilità degli impianti e le competenze di
trading nel supply ci consentono eventualmente di rimpiazza-
re tale greggio nei nostri slate di lavorazione.
Inne, in alcuni progetti upstream in varie regioni del mondo
sono presenti controparti russe. Ogni eventuale decisione re-
lativa a tale presenza è di competenza delle società di Stato
dei paesi dove sono localizzati tali iniziative.
Eni ha adottato le misure necessarie per garantire che le sue
attività siano svolte in conformità con le norme applicabili,
assicurando un monitoraggio continuo dell’evoluzione del
quadro sanzionatorio, per adattare su base continuativa le
proprie attività alle restrizioni di volta in volta applicabili.
Possibili conseguenze del conflitto tra Russia e Ucraina
96
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
CONTO ECONOMICO
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass. Var. %
Ricavi della gestione caratteristica
76.575
43.987
69.881
32.588
74,1
Altri ricavi e proventi
1.196 960 1.160 236 24,6
Costi operativi
(58.716) (36.640) (54.302) (22.076) (60,3)
Altri proventi e oneri operativi
903
(766)
287
1.669
..
Ammortamenti
(7.063) (7.304) (8.106) 241 3,3
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali
e di diritti di utilizzo beni in leasing
(167) (3.183) (2.188) 3.016 94,8
Radiazioni
(387) (329) (300) (58) (17,6)
Utile (perdita) operativo
12.341 (3.275) 6.432 15.616 ..
Proventi (oneri) nanziari
(788) (1.045) (879) 257 24,6
Proventi (oneri) netti su partecipazioni
(868) (1.658) 193 790 ..
Utile (perdita) prima delle imposte
10.685 (5.978) 5.746 16.663 ..
Imposte sul reddito
(4.845) (2.650) (5.591) (2.195) (82,8)
Tax rate (%)
45,3
..
97,3
Utile (perdita) netto
5.840 (8.628) 155 14.468 ..
di competenza:
- azionisti Eni
5.821 (8.635) 148 14.456 ..
- interessenze di terzi
19 7 7 12 171,4
Effetti della pandemia COVID-19
Nel corso del 2021, l’attività economica globale ha progres-
sivamente recuperato slancio grazie all’attenuazione degli
effetti della pandemia legata al COVID-19 in virtù dell’eca-
cia della campagna vaccinale in particolare nei paesi OCSE
e delle altre misure di contenimento del virus che hanno
consentito la graduale riapertura dell’economia e l’aumento
della mobilità delle persone. Le politiche monetarie espansive
adottate dalle banche centrali e le imponenti misure di stimo-
lo scale varate dagli Stati hanno sostenuto i consumi e gli
investimenti. In tale ambito, la domanda d’idrocarburi e i prez-
zi delle materie prime che sono il principale driver dei risultati
nanziari di Gruppo hanno registrato un recupero signicati-
vo. La domanda energetica globale si è dapprima stabilizzata
per poi accelerare in maniera inaspettata nell’ultimo trimestre
dell’anno trainata dal consolidamento della ripresa economi-
ca, determinando il rimbalzo del prezzo del petrolio aumenta-
to del 70% vs 2020 a circa 71 $/barile in media annua, mentre
i prezzi del gas hanno registrato aumenti esponenziali per via
di un mercato particolarmente corto. Questi andamenti sono
alla base del forte recupero di redditività nei settori E&P e GGP
e delle solide performance della chimica, trainata dalla ripre-
sa della domanda di commodity, e dei business di Plenitude.
Gli effetti della pandemia hanno continuato a pesare sul busi-
ness R&M a causa della lenta ripresa del traco aereo inter-
nazionale e della conseguente debole domanda di jet fuel che
ha penalizzato la redditività della ranazione tradizionale, su
cui hanno pesato anche i maggiori costi delle utility indicizza-
te al gas e i maggiori oneri per acquisto di certicati emissivi,
più che raddoppiati a causa della ripresa e dell’aumento del
consumo di carbone in sostituzione del gas. Nel complesso,
il 2021 ha visto il signicativo rimbalzo dei risultati consolidati
che chiudono con un utile di €5,82 miliardi rispetto alla perdi-
ta di €8,64 miliardi nel 2020 e un usso di cassa operativo di
€12,86 miliardi cresciuto di circa €8 miliardi rispetto al 2020.
Guardando al futuro, i principali rischi per la performance nan-
ziaria di Gruppo sono legati alla possibilità della diffusione di
nuove varianti del virus resistenti ai vaccini, nonché alla ripresa
dell’inazione guidata dall’aumento dei costi delle materie pri-
me quale effetto ultimo delle politiche monetarie/scali adotta-
te per risollevare le economie colpite dalla pandemia.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
97
L’ utile netto di competenza degli azionisti Eni è stato di €5.821
milioni nel 2021 rispetto alla perdita netta di €8.635 milioni del
2020. Gli eccellenti risultati raggiunti, in un contesto economi-
co più favorevole e in uno scenario energetico con fondamen-
tali migliorati, sono stati sostenuti dalla rigorosa disciplina -
nanziaria e dalla riduzione dei costi messe in campo in seguito
alla crisi pandemica che hanno consentito di cogliere al meglio
la forte ripresa economica. Il risultato netto ottenuto, ritornato
I risultati Eni del 2021 sono stati inuenzati in maniera molto
signicativa dalla ripresa dello scenario dei prezzi delle commo-
dity energetiche. In media nell’anno 2021 il prezzo di riferimento
del marker Brent si attesta a 71 $/barile, +70% rispetto al 2020.
Il mercato europeo del gas è stato caratterizzato da condizioni
estreme a causa dell’offerta “corta” e delle incertezze sui ussi di
approvvigionamento dalla Russia: prezzo spot all’hub continen-
tale “TTF” che ha raggiunto una media di 46 €/MWh, con una
crescita di oltre il 300%; valori allineati per il prezzo spot Italia
“PSV”. Condizioni analoghe sono state registrate nel merca-
to wholesale dell’energia elettrica con il prezzo “PUN” Italia
al valore medio di 125 €/MWh, +86% rispetto al 2020, con un
picco di 440 €/MWh nel quarto trimestre dell’anno. Il margine
di ranazione indicatore Eni (Standard Eni Rening Margin)
ha continuato la fase di declino che dura da circa un anno
con la media del periodo scesa su valori negativi a -0,9 $/
barile (positivo a +1,7 $/barile nel 2020). Il trend già debole in
corso d’anno ha registrato un’ulteriore accelerazione ribassi-
sta nell’ultimo trimestre dell’anno, particolarmente accentua-
ta nell’ultimo mese, a causa delle eccezionali quotazioni del
gas che incidono sia sul costo delle lavorazioni sia sulle utility
di raneria, in aggiunta ai fattori preesistenti di ripresa del
costo della carica petrolifera sostenuta dal production mana-
gement dell’OPEC+ e di debolezza di alcuni mercati di sbocco
che hanno depresso gli spread dei prodotti, in particolare il jet
fuel e il gasolio, a causa dell’eccesso d’offerta. Inoltre l’anno
sconta i maggiori oneri per l’acquisto di certicati emissivi.
Il margine del cracker, indicatore di riferimento per il business
della chimica, si è ridotto dell’11%; ancora sostenuti gli spread
di elastomeri, stirenici e polietilene.
2021 2020 2019 Var. %.
Prezzo medio del greggio Brent dated
(a)
70,73 41,67 64,30 69,7
Cambio medio EUR/USD
(b)
1,183 1,142 1,119 3,6
Prezzo medio in euro del greggio Brent dated
59,80 36,49 57,44 63,9
Standard Eni Rening Margin (SERM)
(c)
(0,9) 1,7 4,3 (152,9)
PSV
(d)
487 112 171 334,8
TTF
(d)
486 100 142 386,0
(a) In USD per barile. Fonte: Platt’s Oilgram.
(b) Fonte: BCE.
(c) In USD per barile. Fonte: elaborazioni Eni. Consente di approssimare il margine del sistema di ranazione Eni tenendo conto dei bilanci materia e delle rese in prodotti delle ranerie.
(d) In Euro per migliaia di metri cubi.
Risultati adjusted e composizione degli special item
sui livelli pre-COVID, ha beneciato della crescita di proporzioni
rilevanti dell’utile operativo a €12.341 milioni rispetto alla per-
dita operativa di €3.275 milioni del 2020, impattato dalle mi-
sure di lockdown per contenere la diffusione della pandemia
COVID-19. Inne, il risultato netto ha beneciato di un tax rate
tornato su valori in linea con le medie storiche del Gruppo.
Di seguito si riporta l’analisi dell’utile operativo per settore di
attività:
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass. Var. %.
Exploration & Production
10.066 (610) 7.417 10.676 ..
Global Gas & LNG Portfolio
899 (332) 431 1.231 ..
Rening & Marketing e Chimica
45 (2.463) (682) 2.508 ..
Plenitude & Power
2.355 660 74 1.695 ..
Corporate e altre attività
(816) (563) (688) (253) (44,9)
Effetto eliminazione utili interni
(208) 33 (120) (241)
Utile (perdita) operativo
12.341 (3.275) 6.432 15.616 ..
98
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Per una migliore comprensione dei trend di business fon-
damentali, il management elabora i risultati adjusted che
Nel 2021 l’utile operativo adjusted di €9.664 milioni evidenzia
una ripresa di proporzioni rilevanti (+€7,8 miliardi; oltre il 400% ri-
spetto al 2020). Tale performance è stata conseguita grazie alla
disciplina nanziaria e al contenimento dei costi in risposta alla
crisi del COVID-19, elementi che hanno consentito di sfruttare a
pieno l’eccezionale recupero dello scenario energetico, passato
da condizioni di oversupply nel 2020 a causa della pandemia, a
una situazione di forte ripresa della domanda in maniera sincro-
na in tutte le geograe con un’offerta meno reattiva a causa del
taglio degli investimenti delle oil companies in risposta alla crisi
del COVID-19 e condizioni di mercato corto nel gas (media Brent
del 2021 pari a 70,73 $/barile, +70%; media prezzo spot del gas
al PSV Italia a 487 €/migliaia di metri cubi, +335%).
Il commento dell’utile operativo adjusted per settore è riporta-
to nel paragrafo “Risultati per settore di attività”.
Il Gruppo ha conseguito nell’esercizio 2021 l’utile netto adju-
sted di €4.330 milioni per effetto della performance operativa
e beneciando anche del miglioramento del tax rate (50% nel
2021 rispetto al 175% del 2020).
Dettaglio degli special item
L’utile netto adjusted comprende special item costituiti da
proventi netti di €431 milioni, relativi principalmente alle se-
guenti poste valutative:
(i) l’effetto contabile della componente valutativa dei deriva-
ti su commodity con nalità di copertura privi dei requisiti
per l’hedge accounting o vendite a termine di gas di por-
tafoglio per le quali non è formalmente applicabile la own
use exemption a seguito del forte incremento dei prezzi
del gas (proventi di €2.139 milioni);
escludono gli oneri e proventi straordinari o non correlati
alla gestione industriale.
RISULTATI ADJUSTED E COMPOSIZIONE DEGLI SPECIAL ITEM
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass. Var. %
Utile (perdita) operativo
12.341 (3.275) 6.432 15.616 ..
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
(1.491)
1.318
(223)
Esclusione special item
(1.186)
3.855
2.388
Utile (perdita) operativo adjusted
9.664
1.898
8.597
7.766
409,2
Dettaglio per settore di attività
Exploration & Production
9.293
1.547
8.640
7.746
500,7
Global Gas & LNG Portfolio
580
326
193
254
77,9
Rening & Marketing e Chimica
152 6 21 146 ..
Plenitude & Power
476 465 370 11 2,4
Corporate e altre attività
(593) (507) (602) (86) (17,0)
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato
(244) 61 (25) (305)
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
5.821 (8.635) 148 14.456 ..
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
(1.060) 937 (157)
Esclusione special item
(431)
6.940
2.885
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
4.330
(758)
2.876
5.088
..
(ii) le riprese di valore nette di proprietà oil&gas in produ-
zione/sviluppo (€1.244 milioni) relative in particolare a
giacimenti gas in Italia e altri asset in Congo, Libia, Stati
Uniti e Algeria che hanno come driver la ripresa del prez-
zo degli idrocarburi;
(iii) le svalutazioni di impianti di ranazione per circa €900
milioni relative al valore di libro residuo delle ranerie
operate e di joint operation in Italia e in Europa in re-
lazione al deterioramento dei ussi di cassa attesi do-
vuto al peggioramento dello scenario SERM e a mag-
giori oneri per l’acquisto di certicati emissivi; nonché
il write-off degli investimenti di mantenimento e asset
integrity relativi a CGU della R&M interamente svalutate
in precedenti reporting period delle quali è stata con-
fermata l’assenza di prospettive di redditività (nel com-
plesso circa €300 milioni);
(iv) i write-off di costi esplorativi (€247 milioni) per abban-
dono progetti a seguito di ottimizzazioni del portafoglio
con l’uscita da asset marginali;
(v) la svalutazione di impianti di Versalis per effetto del de-
terioramento dello scenario margini (€163 milioni);
(vi) 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 effet-
ti di hedging in corrispondenza dei prelievi (provento di
€352 milioni);
(vii) oneri ambientali di €271 milioni rilevati in particolare nel
settore R&M e Chimica;
(viii) oneri per incentivazione all’esodo (€193 milioni);
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
99
(ix) accantonamenti a fondo rischi (€142 milioni);
(x) le svalutazioni di crediti al netto degli oneri nanziari di
€109 milioni nel settore E&P;
(xi) oneri di €405 milioni relativi alla valutata all’equity Vår
Energi relativi principalmente ad alcune svalutazioni di
CGU in relazione a ritardi di start-up di alcuni progetti
e a incrementi di costo nonché differenze cambio ne-
gative da traduzione di debiti nanziari in valuta il cui
rimborso avverrà con i cash ow in valuta derivanti dalla
vendita delle produzioni nell’ambito di una relazione di
natural hedge;
(xii) l’allineamento ai valori correnti del magazzino materie pri-
me e prodotti nonché svalutazioni e oneri straordinari della
raneria ADNOC (complessivamente oneri di €244 milioni);
(xiii) la quota di competenza Eni degli oneri straordinari/
svalutazioni rilevati dalla partecipata Saipem.
DETTAGLIO DEGLI SPECIAL ITEM
(€ milioni) 2021 2020 2019
Special item dell'utile (perdita) operativo
(1.186)
3.855
2.388
- oneri ambientali
271
(25)
338
- svalutazioni (riprese di valore) nette
167 3.183 2.188
- radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
247
- plusvalenze nette su cessione di asset
(100)
(9)
(151)
- accantonamenti a fondo rischi
142 149 3
- oneri per incentivazione all'esodo
193 123 45
- derivati su commodity
(2.139)
440
(439)
- differenze e derivati su cambi
183 (160) 108
- altro
(150) 154 296
Oneri (proventi) nanziari
(115)
152
(42)
di cui:
- riclassica delle differenze e derivati su cambi nell'utile (perdita) operativo
(183) 160 (108)
Oneri (proventi) su partecipazioni
851
1.655
188
di cui:
- plusvalenze da cessione
(46)
- svalutazioni/rivalutazioni di partecipazioni
851
1.207
148
Imposte sul reddito
19 1.278 351
Totale special item dell'utile (perdita) netto
(431) 6.940 2.885
L’analisi dell’utile netto adjusted per settore di attività è riportata nella seguente tabella:
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass. Var. %
Exploration & Production
5.543 124 3.436 5.419 ..
Global Gas & LNG Portfolio
169 211 100 (42) (19,9)
Rening & Marketing e Chimica
62 (246) (42) 308 ..
Plenitude & Power
327
329
275
(3)
(0,6)
Corporate e altre attività
(1.576) (1.205) (866) (370) (30,8)
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato
(a)
(176) 36 (20) (212)
Utile (perdita) netto adjusted
4.349
(751)
2.883
5.100
..
di competenza:
- azionisti Eni
4.330 (758) 2.876 5.088 ..
- interessenze di terzi
19 7 7 12 ..
(a) Gli utili interni riguardano gli utili sulle cessioni intragruppo di prodotti, servizi e beni materiali e immateriali esistenti a ne periodo nel patrimonio dell’impresa acquirente.
100
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
ANALISI DELLE VOCI DEL CONTO ECONOMICO
RICAVI
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass. Var. %
Exploration & Production
21.742 13.590 23.572 8.152 60,0
Global Gas & LNG Portfolio
20.843 7.051 11.779 13.792 ..
Rening & Marketing e Chimica
40.374
25.340
42.360
15.034
59,3
- Rening & Marketing
36.501 22.965 39.836 13.536 58,9
- Chimica
5.590
3.387
4.123
2.203
65,0
- Elisioni
(1.717) (1.012) (1.599)
Plenitude & Power
11.187 7.536 8.448 3.651 48,4
- Plenitude
7.452 6.020 6.424 1.432 23,8
- Power
3.996
1.894
2.476
2.102
..
- Elisioni
(261) (378) (452)
Corporate e altre attività
1.698 1.559 1.676 139 8,9
Elisioni di consolidamento
(19.269)
(11.089)
(17.954)
(8.180)
Ricavi della gestione caratteristica
76.575 43.987 69.881 32.588 74,1
Altri ricavi e proventi
1.196 960 1.160 236 24,6
Totale ricavi
77.771
44.947
71.041
32.824
73,0
COSTI OPERATIVI
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass. Var. %
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
55.549
33.551
50.874
21.998
65,6
Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti
279 226 432 53 23,5
Costo lavoro
2.888 2.863 2.996 25 0,9
di cui: incentivi per esodi agevolati e altro
193
123
45
58.716
36.640
54.302
22.076
60,3
I ricavi complessivi ammontano a €77.771 milioni, evidenzian-
do un aumento del 73% rispetto al 2020. L’accelerazione della
ripresa macroeconomica globale sostenuta dal riavvio delle
attività traina la domanda di petrolio, gas naturale ed energia
elettrica in modo sincrono in tutte le geograe con conseguen-
te rafforzamento dei prezzi di tutte le commodity.
I ricavi della gestione caratteristica conseguiti nel 2021
(€76.575 milioni) sono aumentati di €32.588 milioni rispetto al
2020 (+74,1%), con il seguente breakdown:
} i ricavi della Exploration & Production (€21.742 milioni) evi-
denziano un aumento del 60% per effetto del miglioramento
dello scenario petrolifero che si è riesso sui prezzi di realiz-
zo degli idrocarburi +78% in media rispetto al 2020;
} i ricavi del settore Global Gas & LNG Portfolio (€20.843
milioni) in aumento di €13.792 milioni, pari al 196%, riet-
tono l’effetto degli aumenti del prezzo spot del gas, parti-
colarmente signicativi nel quarto trimestre 2021, in conse-
guenza dell’offerta corta e dell’incertezza relativa ai ussi di
approvvigionamento nonché dei maggiori volumi commer-
cializzati, in particolare di GNL;
} i ricavi del settore Rening & Marketing e Chimica (€40.374
milioni) aumentano di €15.034 milioni, pari a circa il 60%, per
effetto dei maggiori prezzi dei prodotti ranati (benzina +76%;
diesel +60%) e delle plastiche trainati dalla ripresa economica;
} i ricavi del settore Plenitude & Power (€11.187 milioni) au-
mentano di €3.651 milioni, pari al 48%, a seguito dell’incre-
mento dei prezzi delle commodity in conseguenza della
ripresa economica, del consolidamento di Aldro Energía e
della positiva performance del business extracommodity e
dell’aumento del numero dei clienti.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
101
I costi operativi sostenuti nel 2021 (€58.716 milioni) sono
aumentati di €22.076 milioni rispetto al 2020, pari al 60%.
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (€55.549
milioni) sono aumentati del 66% principalmente per effetto
dell’aumento del costo degli idrocarburi approvvigionati (gas
Gli ammortamenti (€7.063 milioni) sono diminuiti di €241 milio-
ni rispetto al 2020 (-3,3%), principalmente nel settore Exploration
& Production a seguito delle svalutazioni effettuate nell’esercizio
precedente, delle minori produzioni e dell’apprezzamento dell’euro,
parzialmente compensati dagli avvii e ramp-up di nuovi progetti.
Le radiazioni (€387 milioni) si riferiscono principalmente al
settore E&P. In particolare, nell’ambito delle attività esplora-
tive e di appraisal nel corso dell’esercizio sono state rilevate
radiazioni per €331 milioni riguardanti i costi dei pozzi esplo-
rativi in corso e completati in attesa di esito che nell’esercizio
da contratti long-term e cariche petrolifere e petrolchimiche).
Il costo lavoro (€2.888 milioni) è sostanzialmente in linea ri-
spetto al 2020 (+€25 milioni, pari allo 0,9%) principalmente a
seguito dell’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro USA
compensato da maggiori oneri per incentivazione all’esodo.
Le svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali
e immateriali e di diritto di utilizzo beni in leasing (€167
milioni), commentate nel paragrafo “special item” sono così
articolate:
sono risultati d’insuccesso, relativi in particolare a iniziative
in Gabon, Montenegro, Myanmar, Bahrain, Egitto e Angola.
Le radiazioni dei diritti e potenziale esplorativo di €35 milioni
sono riferite a titoli minerari esplorativi in fase di abbandono
per fattori geopolitici e ambientali.
AMMORTAMENTI, SVALUTAZIONI, RIPRESE DI VALORE E RADIAZIONI
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass. Var. %.
Exploration & Production
5.976 6.273 7.060 (297) (4,7)
Global Gas & LNG Portfolio
174 125 124 49 39,2
Rening & Marketing e Chimica
512
575
620
(63)
(11,0)
- Rening & Marketing
417 488 530 (71) (14,5)
- Chimica
95 87 90 8 9,2
Plenitude & Power
286
217
190
69
31,8
- Plenitude
241 172 135 69 40,1
- Power
45 45 55
Corporate e altre attività
148
146
144
2
1,4
Effetto eliminazione utili interni
(33) (32) (32) (1)
Totale Ammortamenti
7.063 7.304 8.106 (241) (3,3)
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali
e immateriali e di diritti di utilizzo beni in leasing
167 3.183 2.188 (3.016) (94,8)
Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore nette
7.230 10.487 10.294 (3.257) (31,1)
Radiazioni
387
329
300
58
17,6
7.617 10.816 10.594 (3.199) (29,6)
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass.
Exploration & Production
(1.244) 1.888 1.217 (3.132)
Global Gas & LNG Portfolio
26 2 (5) 24
Rening & Marketing e Chimica
1.342 1.271 922 71
Plenitude & Power
20 1 42 19
Corporate e altre attività
23
21
12
2
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali
e immateriali e di diritti di utilizzo beni in leasing
167
3.183
2.188
(3.016)
102
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass.
Proventi (oneri) nanziari correlati all'indebitamento nanziario netto
(849) (913) (962) 64
- Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari
(475) (517) (618) 42
- Proventi (oneri) netti su attività nanziarie destinate al trading
11
31
127
(20)
- Interessi ed altri oneri verso banche ed altri nanziatori
(94) (102) (122) 8
- Interessi passivi su passività per beni in leasing
(304) (347) (378) 43
- Interessi attivi verso banche
4
10
21
(6)
- Interessi e altri proventi su crediti nanziari e titoli non strumentali all'attività operativa
9 12 8 (3)
Proventi (oneri) su strumenti nanziari derivati
(306) 351 (14) (657)
- Strumenti nanziari derivati su valute
(322)
391
9
(713)
- Strumenti nanziari derivati su tassi di interesse
16 (40) (23) 56
Differenze di cambio
476 (460) 250 936
Altri proventi (oneri) nanziari
(177)
(96)
(246)
(81)
- Interessi e altri proventi su crediti nanziari e titoli strumentali all'attività operativa
67 97 112 (30)
- Oneri nanziari connessi al trascorrere del tempo (accretion discount)
(144) (190) (255) 46
- Altri proventi (oneri) nanziari
(100)
(3)
(103)
(97)
(856) (1.118) (972) 262
Oneri nanziari imputati all'attivo patrimoniale
68 73 93 (5)
(788)
(1.045)
(879)
257
Gli oneri nanziari netti di €788 milioni registrano un miglio-
ramento di €257 milioni rispetto al 2020. I principali driver
sono stati: (i) le differenze di cambio positive (+€936 milioni)
in parte compensate dalla variazione negativa del fair value
dei derivati su cambi (-€713 milioni), le cui variazioni sono im-
putate a conto economico essendo privi dei requisiti formali
per essere qualicati come “hedges” in base allo IFRS 9; (ii) la
riduzione degli oneri nanziari sul debito (+€42 milioni) dovu-
Gli oneri netti su partecipazioni ammontano a €868 milioni e
riguardano:
} le quote di competenza delle perdite dell’esercizio delle
imprese partecipate valutate con il metodo del patrimonio
netto per complessivi €1.091 milioni attribuibili essenzial-
mente a: (i) ADNOC Rening, a seguito della rilevazione di
ta alla riduzione del costo del debito per l’andamento dei tassi
benchmark e l’effetto positivo della variazione del fair value
su strumenti derivati su tassi d’interesse (+€56 milioni) privi
dei requisiti formali per il trattamento in hedge accounting;
(iii) la riduzione degli interessi su passività per beni in leasing
per effetto cambio (+€43 milioni). Gli oneri nanziari diversi
evidenziano un peggioramento di €97 milioni relativo princi-
palmente all’attualizzazione di un credito nel settore E&P.
oneri straordinari; e (ii) la quota di competenza Eni della
perdita della joint venture Saipem;
} i dividendi di €230 milioni ricevuti da partecipazioni minori-
tarie misurate al fair value con imputazione nell’utile com-
plessivo, principalmente la Nigeria LNG (€144 milioni) e la
Saudi European Petrochemical Co. (€54 milioni).
PROVENTI (ONERI) NETTI SU PARTECIPAZIONE
2021
(€ milioni)
Exploration
& Production
Global
Gas & LNG
Portfolio
Rening
& Marketing
e Chimica
Plenitude
& Power
Corporate
e altre attività Gruppo
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
8 (333) (766) (1.091)
Dividendi
171
59
230
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni
1
1
Altri proventi (oneri) netti
(5) 3 (3) (3) (8)
180
(5)
(271)
(3)
(769)
(868)
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
103
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass.
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
(1.091) (1.733) (88) 642
Dividendi
230 150 247 80
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni
1 19 1
Altri proventi (oneri) netti
(8) (75) 15 67
Proventi (oneri) su partecipazioni
(868) (1.658) 193 790
IMPOSTE SUL REDDITO
Le imposte sul reddito sono in aumento di €2.195 milioni a €4.845
milioni, con un utile ante imposte di €10.685 milioni nel 2021 (una
perdita ante imposte di €5.978 milioni registrata nel 2020).
Il tax rate si attesta al 45% (rispetto a valori poco signicativi
del 2020) grazie alla normalizzazione della E&P in relazione
al miglioramento dello scenario che ha determinato sul piano
scale un più favorevole mix geograco dei protti (minore
incidenza dei paesi a più elevata scalità) e il venir meno dei
fenomeni di disottimizzazione che avevano caratterizzato il
2020 comportando tax rate particolarmente elevati.
Il tax rate adjusted si attesta al 50% per effetto degli stessi
driver commentati al tax rate reported.
L’analisi per tipologia di provento/onere è illustrata nella tabella seguente:
Risultati per settore di attività
1
EXPLORATION & PRODUCTION
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass. Var. %
Utile (perdita) operativo
10.066 (610) 7.417 10.676 ..
Esclusione special item:
(773) 2.157 1.223
- oneri ambientali
60
19
32
- svalutazioni (riprese di valore) nette
(1.244) 1.888 1.217
- radiazioni pozzi esplorativi per abbandono progetti
247
- plusvalenze nette su cessione di asset
(77)
1
(145)
- oneri per incentivazione all'esodo
60 34 23
- accantonamenti a fondo rischi
113 114 (18)
- differenze e derivati su cambi
(3)
13
14
- altro
71 88 100
Utile (perdita) operativo adjusted
9.293 1.547 8.640 7.746 ..
Proventi (oneri) nanziari netti
(a)
(313) (316) (362) 3
Proventi (oneri) su partecipazioni
(a)
681
262
312
419
di cui: Vår Energi
425 193 122
Imposte sul reddito
(a)
(4.118) (1.369) (5.154) (2.749)
Utile (perdita) netto adjusted
5.543
124
3.436
5.419
..
I risultati includono:
costi di ricerca esplorativa:
558 510 489 48 9,4
‐ costi di prospezioni, studi geologici e geosici
194 196 275 (2) (1,0)
‐ radiazione di pozzi di insuccesso
(b)
364
314
214
50
15,9
Prezzi medi di realizzo
Petrolio
(c)
($/barile) 66,62 37,06 59,26 29,56 79,8
Gas naturale
($/migliaia di metri cubi) 234,77 132,95 174,59 101,82 76,6
Idrocarburi
($/boe)
51,49
28,92
43,54
22,57
78,0
(a) Escludono gli special item.
(b) Include anche la radiazione di diritti esplorativi unproved, laddove presenti, associati ai progetti con esito negativo.
(c) Include condensati.
(1) Note esplicative illustrano contenuto e signicato degli indicatori alternativi di performance in linea con gli Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori Alternativi di Perfor-
mance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per la denizione di questi indicatori alternativi di performance v. sezione “Indicatori alternativi
di performance” alle pagine seguenti della presente relazione.
104
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Nel 2021 il settore Exploration & Production ha registrato un
utile operativo adjusted di €9.293 milioni, con un incremento
pari a +€7.746 milioni (+500%) rispetto al 2020 impattato dal-
la pandemia, sostenuto dalla continua ripresa dello scenario
energetico. In tale contesto i prezzi di realizzo delle produzioni
Eni sono aumentati dell’80% e del 77% rispettivamente per i
liquidi e il gas naturale rispetto all’anno 2020. Tali effetti sono
stati parzialmente compensati dai minori volumi prodotti.
L’utile operativo adjusted è stato determinato con una rettica
negativa per special item di €773 milioni.
Il settore ha riportato un utile netto adjusted di €5.543 milioni
nell’esercizio in sostanziale incremento rispetto all’utile di €124
milioni del 2020, a seguito essenzialmente della ripresa dell’u-
tile operativo. L’utile netto adjusted benecia della riduzione del
tax rate dovuto al miglioramento dello scenario prezzi e a un
più favorevole mix geograco dei protti con riduzione dell’inci-
denza sull’ante imposte dei paesi a maggiore scalità, nonché
al venir meno di alcuni fenomeni che nel 2020 avevano pena-
lizzato il carico scale.
Il prezzo medio di realizzo del gas naturale Eni è aumentato in
media del 77% nell’anno per effetto dell’andamento favorevole
dello scenario. Il prezzo medio di realizzo del gas naturale Eni è
stato ridotto in media di 2,15 $/migliaia di metri cubi per effetto
del regolamento di strumenti derivati relativi alla vendita di 332
milioni di metri cubi. Tali transazioni sono parte di quelle poste
in essere per la copertura del rischio di variazione dei ussi di
cassa attesi dalla vendita nel periodo dicembre 2021- dicembre
2022 di 4.442 milioni di metri cubi di riserve certe che residuano
in 4.110 milioni di metri cubi a ne 2021.
Nella tavola che segue sono rappresentati gli effetti delle ope-
razioni di cash ow hedge descritte in precedenza:
GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass. Var. %
Utile (perdita) operativo
899 (332) 431 1.231 ..
Esclusione special item:
(319) 658 (238)
- svalutazioni (riprese di valore) nette
26 2 (5)
- oneri per incentivazione all'esodo
5
2
1
- derivati su commodity
(207) 858 (576)
- differenze e derivati su cambi
206 (183) 109
- altro
(349)
(21)
233
Utile (perdita) operativo adjusted
580 326 193 254 77,9
Proventi (oneri) nanziari netti
(a)
(17) 3 (17)
Proventi (oneri) su partecipazioni
(a)
(15) (21) 15
Imposte sul reddito
(a)
(394)
(100)
(75)
(294)
Utile (perdita) netto adjusted
169
211
100
(42)
(19,9)
(a) Escludono gli special item.
Nel 2021 il settore Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito
l’utile operativo adjusted di €580 milioni, in robusta cresci-
ta rispetto al 2020 (+€254 milioni, pari al 78%). La positiva
performance è dovuta alle attività di continua ottimizzazione
del portafoglio e alla rinegoziazione dei contratti, nonché ai
maggiori volumi venduti. Tali fattori positivi sono stati par-
zialmente compensati dai maggiori accantonamenti dovuti
all’aumento del valore nominale dei crediti e alla valutazione
di un accresciuto rischio congiunturale e ad alcune dispute
commerciali in corso.
L’utile operativo adjusted è ottenuto con una rettica negativa
per gli special item di €319 milioni.
L’esercizio chiude con un utile netto adjusted di €169 milioni (un
utile di €211 milioni nel 2020).
2021
Gas naturale
(milioni di metri cubi)
Volumi venduti
40.943
Produzione coperta da strumenti derivati “cash ow hedge”
332
Prezzo medio di realizzo escluso l’effetto degli strumenti derivati
($/migliaia di metri cubi)
236,92
Utile (perdita) realizzata dagli strumenti derivati
(2,15)
Prezzo medio di realizzo
234,77
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
105
Il business Rening & Marketing ha registrato una perdita
operativa adjusted di €46 milioni rispetto all’utile operativo
adjusted di €235 milioni del 2020, a seguito dell’eccezionale
essione dei margini di ranazione, i peggiori degli ultimi die-
ci anni, e dei maggiori oneri per CO
2
. Tali effetti negativi sono
stati in parte compensati dall’ottimizzazione degli assetti im-
piantistici e dei maggiori volumi venduti dai business com-
merciali, trainati dalla ripresa dei consumi, grazie al crescente
riavvio dell’economia e alla maggiore mobilità delle persone.
Nel 2021 il business della Chimica ha registrato un utile ope-
rativo adjusted di €198 milioni rappresenta un netto migliora-
mento rispetto alla perdita di €229 milioni registrata nel periodo
di confronto, per effetto della ripresa economica globale che ha
sostenuto la domanda e i margini delle commodity plastiche
allentando la pressione competitiva, della maggiore disponibi-
lità degli impianti nonché di alcuni fenomeni contingenti che
hanno ridotto l’import da paesi extra-EU creando una carenza
di prodotti nell’area, aprendo opportunità di mercato.
L’ utile operativo adjusted del settore R&M e Chimica pari a
€152 milioni è ottenuto con una rettica positiva per gli spe-
cial item di €1.562 milioni e con l’esclusione dell’utile da valu-
tazione delle scorte di €1.455 milioni.
L’ utile netto adjusted del settore R&M e Chimica si attesta a
€62 milioni rispetto alla perdita netta di €246 milioni del 2020,
a seguito del miglioramento del business della Chimica.
REFINING & MARKETING E CHIMICA
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass. Var. %
Utile (perdita) operativo
45 (2.463) (682) 2.508 ..
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(1.455)
1.290
(318)
Esclusione special item:
1.562
1.179
1.021
- oneri ambientali
150 85 244
- svalutazioni (riprese di valore) nette
1.342 1.271 922
- plusvalenze nette su cessione di asset
(22)
(8)
(5)
- accantonamenti a fondo rischi
(4)
5
(2)
- oneri per incentivazione all'esodo
42 27 8
- derivati su commodity
50 (185) (118)
- differenze e derivati su cambi
(14) 10 (5)
- altro
18
(26)
(23)
Utile (perdita) operativo adjusted
152
6
21
146
..
- Rening & Marketing
(46) 235 289 (281) ..
- Chimica
198 (229) (268) 427 ..
Proventi (oneri) nanziari netti
(a)
(32)
(7)
(36)
(25)
Proventi (oneri) su partecipazioni
(a)
(4)
(161)
37
157
di cui: ADNOC Rening (76) (167) 23
Imposte sul reddito
(a)
(54) (84) (64) 30
Utile (perdita) netto adjusted
62 (246) (42) 308 ..
(a) Escludono gli special item.
PLENITUDE & POWER
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass. Var. %
Utile (perdita) operativo
2.355
660
74
1.695
..
Esclusione special item:
(1.879) (195) 296
- oneri ambientali
1
- svalutazioni (riprese di valore) nette
20
1
42
- plusvalenze nette su cessione di asset
(2)
- accantonamenti a fondo rischi
10
- oneri per incentivazione all'esodo
(5)
20
3
- derivati su commodity
(1.982) (233) 255
- differenze e derivati su cambi
(6) (10)
- altro
96
6
6
Utile (perdita) operativo adjusted
476 465 370 11 2,4
- Plenitude
363 304 256 59 19,4
- Power
113
161
114
(48)
(29,8)
Proventi (oneri) nanziari netti
(a)
(2) (1) (1) (1)
Proventi (oneri) su partecipazioni
(a)
(3) 6 10 (9)
Imposte sul reddito
(a)
(144)
(141)
(104)
(3)
Utile (perdita) netto adjusted
327 329 275 (2) (0,6)
(a) Escludono gli special item.
106
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Il risultato dell’aggregato Corporate e altre attività include
principalmente i costi delle sedi direzionali Eni al netto dei
riaddebiti alle società operativi per la fornitura di servizi
generali, amministrativi, finanziari, ICT, risorse umane, le-
gali, affari societari, nonché i costi operativi delle attività di
bonifica di aree di proprietà del Gruppo inattive a seguito
della cessazione di precedenti operazioni industriali, al net-
to dei margini di società controllate captive che forniscono
servizi specialistici al business (assicurazioni, finanziario,
recruitment).
CORPORATE E ALTRE ATTIVITÀ
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass. Var. %
Utile (perdita) operativo
(816) (563) (688) (253) (44,9)
Esclusione special item:
223 56 86
- oneri ambientali
61
(130)
62
- svalutazioni (riprese di valore) nette
23 21 12
- plusvalenze nette su cessione di asset
1 (2) (1)
- accantonamenti a fondo rischi
33 20 23
- oneri per incentivazione all'esodo
91 40 10
- altro
14 107 (20)
Utile (perdita) operativo adjusted
(593)
(507)
(602)
(86)
(17,0)
Proventi (oneri) nanziari netti
(a)
(539) (569) (525) 30
Proventi (oneri) su partecipazioni
(a)
(691) (95) 43 (596)
Imposte sul reddito
(a)
247 (34) 218 281
Utile (perdita) netto adjusted
(1.576)
(1.205)
(866)
(371)
(30,8)
(a) Escludono gli special item.
Nel 2021, Plenitude ha registrato performance solide ed in
crescita con un utile operativo adjusted pari a €363 milioni,
in aumento di €59 milioni (+19% rispetto al 2020), grazie al
miglioramento delle performance del business extra commo-
dity, con il contributo del fotovoltaico distribuito di Evolvere,
alle azioni commerciali in Italia, all’aumento del numero dei
clienti in funzione della crescita in Grecia e dell’acquisizione
di Aldro Energía in Spagna, e alle minori perdite su crediti che
riettono il clima di ripresa economica.
Il business Power ha conseguito l’utile operativo adjusted di
€113 milioni, in riduzione di €48 milioni rispetto al 2020, pari
al 30%, principalmente per effetto dei minori one off.
L’ utile operativo adjusted del settore Plenitude & Power pari
a €476 milioni è ottenuto con una rettica negativa per gli
special item di €1.879 milioni.
L’ utile netto adjusted del settore Plenitude & Power di €327
milioni è sostanzialmente in linea con il risultato ottenuto nel
2020 (utile netto adjusted di €329 milioni).
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
107
Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato aggrega i
valori attivi e passivi dello schema statutory secondo il crite-
rio della funzionalità alla gestione dell’impresa considerata
suddivisa convenzionalmente nelle tre funzioni fondamen-
tali: l’investimento, l’esercizio, il finanziamento. Il manage-
ment ritiene che lo schema proposto rappresenti un’utile
informativa per l’investitore perché consente di individuare
le fonti delle risorse finanziarie (mezzi propri e mezzi di ter-
zi) e gli impieghi delle stesse nel capitale immobilizzato e
in quello di esercizio. Lo schema dello stato patrimoniale
riclassificato e utilizzato dal management per il calcolo dei
principali indici finanziari di redditività del capitale investito
(ROACE adjusted) e di solidità/equilibrio della struttura fi-
nanziaria (gearing/leverage).
STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO
(a)
(€ milioni) 31 dicembre 2021 31 dicembre 2020 Var. ass.
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
56.299 53.943 2.356
Diritto di utilizzo beni in leasing
4.821
4.643
178
Attività immateriali
4.799
2.936
1.863
Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo
1.053 995 58
Partecipazioni
7.181 7.706 (525)
Crediti nanziari e titoli strumentali all’attività operativa
1.902 1.037 865
Debiti netti relativi all’attività di investimento
(1.804)
(1.361)
(443)
74.251
69.899
4.352
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
6.072 3.893 2.179
Crediti commerciali
15.524 7.087 8.437
Debiti commerciali
(16.795)
(8.679)
(8.116)
Attività (passività) tributarie nette
(3.678)
(2.198)
(1.480)
Fondi per rischi e oneri
(13.593) (13.438) (155)
Altre attività (passività) d’esercizio
(2.258) (1.328) (930)
(14.728) (14.663) (65)
Fondi per beneci ai dipendenti
(819)
(1.201)
382
Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili
139
44
95
CAPITALE INVESTITO NETTO
58.843 54.079 4.764
Patrimonio netto degli azionisti Eni
44.437 37.415 7.022
Interessenze di terzi
82 78 4
Patrimonio netto
44.519
37.493
7.026
Indebitamento nanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
8.987
11.568
(2.581)
Passività per leasing
5.337 5.018 319
- di cui working interest Eni
3.653 3.366 287
- di cui working interest follower
1.684 1.652 32
Indebitamento nanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
14.324
16.586
(2.262)
COPERTURE
58.843
54.079
4.764
Leverage
0,32
0,44
Gearing
0,24 0,31
(a) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo “Riconduzione degli schemi di bilancio riclassicati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori”.
Al 31 dicembre 2021 il capitale immobilizzato di €74.251 mi-
lioni è aumentato di €4.352 milioni rispetto al periodo di rife-
rimento del 2020 a seguito degli investimenti/acquisizioni e
dell’effetto positivo delle differenze cambio in parte compen-
sati dagli ammortamenti (al 31 dicembre 2021, cambio pun-
tuale EUR/USD pari a 1,133, rispetto al cambio di 1,227 al 31
dicembre 2020, -7,7%).
Il capitale di esercizio netto (-€14.728 milioni) è sostanzialmen-
te invariato rispetto al 31 dicembre 2020 per effetto dell’aumen-
to del valore di libro delle scorte per effetto della contabilità del
costo medio ponderato in funzione dell’aumento dei prezzi delle
commodity parzialmente compensato dallo stanziamento delle
imposte di periodo (+€1.480 milioni) e dall’incremento di altre
passività d’esercizio (€930 milioni).
STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO
108
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
RICONDUZIONE UTILE COMPLESSIVO
(€ milioni) 2021 2020
Utile (perdita) netto dell'esercizio
5.840 (8.628)
Componenti non riclassicabili a conto economico
149 33
Rivalutazione di piani a beneci deniti per i dipendenti
119
(16)
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI
105 24
Quota di pertinenza delle “altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate
con il metodo del patrimonio netto
2
Effetto scale
(77) 25
Componente riclassicabili a conto economico
1.902 (2.813)
Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro
2.828
(3.314)
Variazione fair value strumenti nanziari derivati di copertura cash ow hedge
(1.264) 661
Quota di pertinenza delle “altre componenti dell’utile (perdita) complessivo”
delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
(34) 32
Effetto scale
372 (192)
Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo
2.051 (2.780)
Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio
7.891
(11.408)
di competenza:
- azionisti Eni
7.872 (11.415)
- interessenze di terzi
19
7
PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO
(€ milioni)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2020
47.900
Totale utile (perdita) complessivo
(11.408)
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
(1.965)
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
(3)
Emissioni nette di obbligazioni subordinate perpetue
2.975
Altre variazioni
(6)
Totale variazioni
(10.407)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2020
37.493
di competenza:
- azionisti Eni
37.415
- interessenze di terzi
78
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2021
37.493
Totale utile (perdita) complessivo
7.891
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
(2.390)
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
(5)
Emissione di obbligazioni subordinate perpetue
2.000
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
(61)
Costi emissione obbligazioni subordinate perpetue
(15)
Acquisto azioni proprie
(400)
Altre variazioni
6
Totale variazioni
7.026
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2021
44.519
di competenza:
- azionisti Eni
44.437
- interessenze di terzi
82
Il patrimonio netto (€44.519 milioni) è aumentato di €7.026
milioni per effetto dell’utile di periodo (€5.840 milioni), delle
due emissioni ibride di €2.000 milioni effettuate nel mese di
maggio 2021 e delle differenze positive di cambio per effetto
dell’apprezzamento del dollaro USA (+€2.828 milioni), in par-
te compensati dalla distribuzione del saldo dividendo 2020
agli azionisti Eni (€857 milioni) e dell’acconto 2021 di €1.533
milioni, dal buy-back (€400 milioni) nonché dalla variazione
negativa di -€1.264 milioni della riserva cash flow hedge per
effetto dell’andamento delle quotazioni del gas.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
109
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
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
(€ milioni) 31 dicembre 2021 31 dicembre 2020 Var. ass.
Debiti nanziari e obbligazionari
27.794 26.686 1.108
- Debiti nanziari a breve termine 4.080 4.791 (711)
- Debiti nanziari a lungo termine
23.714
21.895
1.819
Disponibilità liquide ed equivalenti
(8.254)
(9.413)
1.159
Titoli held for trading
(6.301)
(5.502)
(799)
Crediti nanziari non strumentali all’attività operativa
(4.252) (203) (4.049)
Indebitamento nanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
8.987 11.568 (2.581)
Passività per beni in leasing
5.337
5.018
319
- di cui working interest Eni
3.653
3.366
287
- di cui working interest follower
1.684
1.652
32
Indebitamento nanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
14.324 16.586 (2.262)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
44.519 37.493 7.026
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
0,20
0,31
0,11
Leverage post lease liability ex IFRS 16
0,32
0,44
0,12
(2) Note esplicative illustrano contenuto e signicato degli indicatori alternativi di performance in linea con gli Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori Alternativi di Perfor-
mance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per la denizione di questi indicatori alternativi di performance v. sezione “Misure alternative di
performance” alle pagine seguenti della presente relazione.
RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO
Lo schema del rendiconto nanziario riclassicato e la sintesi
dello schema statutory al ne di consentire il collegamento tra
il rendiconto nanziario, che esprime la variazione delle disponi-
bilità liquide tra inizio e ne periodo dello schema obbligatorio, e
la variazione dell’indebitamento nanziario netto tra inizio e ne
periodo dello schema riclassicato. La misura che consente tale
collegamento e il “free cash ow” cioè l’avanzo o il decit di cas-
sa che residua dopo il nanziamento degli investimenti. Il free
cash ow chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa
di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i ussi di cassa
per valutare il grado di solidità e di efficienza della struttura
patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di fi-
nanziamento tra mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per ef-
fettuare analisi di benchmark con gli standard dell’industria.
L’indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2021 è
pari a €14.324 milioni in riduzione di €2.262 milioni rispetto
al 2020. I debiti finanziari e obbligazionari ammontano a
€27.794 milioni, di cui €4.080 milioni a breve termine (com-
prensivi delle quote in scadenza entro 12 mesi dei debiti
finanziari a lungo termine di €1.781 milioni) e €23.714 mi-
lioni a lungo termine. L’incremento dei crediti finanziari non
strumentali all’attività operativa è connesso all’operatività
in derivati su commodity e all’aumento rilevante delle espo-
sizioni per effetto prezzo che ha fatto scattare la richiesta
da parte delle controparti finanziarie di integrare i depositi
costituiti a garanzia delle esposizioni (margin call). Tali som-
me sono restituite alla Compagnia al settlement dell’opera-
zione sottostante.
Escludendo l’effetto della lease liability – IFRS 16, l’indebi-
tamento finanziario netto si ridetermina in €8.987 milioni in
riduzione di €2.581 milioni rispetto al 2020.
Il leverage
2
– rapporto tra indebitamento finanziario netto
e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – si
attesta a 0,32 al 31 dicembre 2021, di cui 4 punti riferibili
alla quota di passività di competenza dei partner delle unin-
corporated joint venture operate da Eni. Escludendo l’impat-
to dell’applicazione dell’IFRS 16, il leverage si ridetermina
in 0,20.
relativi ai debiti/attivi nanziari (accensioni/rimborsi di crediti/
debiti nanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/
acquisto netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli
effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle variazioni
dell’area di consolidamento e delle differenze cambio da conver-
sione; (ii) sulla variazione dell’indebitamento nanziario netto di
periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i ussi relativi al
capitale proprio, nonché gli effetti sull’indebitamento nanziario
netto delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differen-
ze di cambio da conversione.
110
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO
(a)
(€ milioni)
2021 2020 2019 Var. ass.
Utile (perdita) netto
5.840 (8.628) 155 14.468
Rettiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al usso di cassa netto da attività operativa:
- ammortamenti e altre componenti non monetarie
8.568 12.641 10.480 (4.073)
- plusvalenze nette su cessioni di attività
(102) (9) (170) (93)
- dividendi, interessi e imposte
5.334 3.251 6.224 2.083
Variazione del capitale di esercizio
(3.146) (18) 366 (3.128)
Dividendi incassati da partecipate
857 509 1.346 348
Imposte pagate
(3.726) (2.049) (5.068) (1.677)
Interessi (pagati) incassati
(764) (875) (941) 111
Flusso di cassa netto da attività operativa
12.861 4.822 12.392 8.039
Investimenti tecnici
(5.234) (4.644) (8.376) (590)
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda
(2.738) (392) (3.008) (2.346)
Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d'azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni
404 28 504 376
Altre variazioni relative all’attività di investimento
289 (735) (254) 1.024
Free cash ow
5.582 (921) 1.258 6.503
Investimenti e disinvestimenti di attività nanziarie non strumentali all’attività operativa
(4.743) 1.156 (279) (5.899)
Variazione debiti nanziari correnti e non correnti
(244) 3.115 (1.540) (3.359)
Rimborso di passività per beni in leasing
(939) (869) (877) (70)
Flusso di cassa del capitale proprio
(2.780) (1.968) (3.424) (812)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
1.924 2.975 (1.051)
Variazioni area di consolidamento, differenze cambio sulle disponibilità
52 (69) 1 121
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILIT
À LIQUIDE ED EQUIVALENTI (1.148) 3.419 (4.861) (4.567)
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
12.711 6.726 11.700 5.985
Variazione dell’indebitamento nanziario netto
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass.
Free cash ow
5.582 (921) 1.258 6.503
Rimborso di passività per beni in leasing
(939) (869) (877) (70)
Debiti e crediti nanziari società acquisite
(777) (67) (710)
Debiti e crediti nanziari società disinvestite
13
Differenze cambio su debiti e crediti nanziari e altre variazioni
(429) 759 (158) (1.188)
Flusso di cassa del capitale proprio
(2.780) (1.968) (3.424) (812)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
1.924 2.975 (1.051)
VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVIT
À PER LEASING 2.581 (91) (3.188) 2.672
Effetti prima applicazione IFRS 16
(5.759)
Rimborsi lease liability
939 869 877 70
Accensioni del periodo e altre variazioni
(1.258) (239) (766) (1.019)
Variazione passività per beni in leasing
(319) 630 (5.648) (949)
VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVIT
À PER LEASING 2.262 539 (8.836) 1.723
(a) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo “Riconduzione degli schemi di bilancio riclassicati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori”.
Il usso di cassa netto da attività operativa dell’esercizio
2021 è stato di €12.861 milioni con un incremento di €8.039
milioni rispetto al 2020, sostenuto dal miglioramento dello
scenario upstream.
La manovra factoring ha riguardato la cessione di circa €2 mi-
liardi di crediti commerciali con scadenza in successivi repor-
ting period, con un incremento di circa €0,7 miliardi rispetto
all’ammontare ceduto nello stesso periodo 2020, migliorando
il usso di cassa di tale differenziale.
L’assorbimento di cassa del capitale circolante di circa €3.146 mi-
lioni è dovuto alla variazione del valore del magazzino olio e gas,
all’utilizzo degli acconti ricevuti dalle società di stato egiziane per
il nanziamento del progetto Zohr compensati con le fatture per
le forniture di gas nonché alla rettica del fair value dei derivati.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
111
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass.
Flusso di cassa netto da attività operativa
12.861 4.822 12.392 8.039
Variazione del capitale di esercizio
3.146 18 (366) 3.128
Esclusione derivati su commodity
(2.139) 440 (439) (2.579)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(1.491) 1.318 (223) (2.809)
Accantonamenti straordinari su crediti e per oneri
334 128 336 206
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
12.711 6.726 11.700 5.985
I dividendi incassati dalle partecipate hanno riguardato essenzial-
mente Vår Energi.
Il usso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di
rimpiazzo si ridetermina in €12.711 milioni. Tale misura di risul-
tato adjusted è determinata prima della variazione del capitale di
esercizio ed esclude l’utile/perdita di magazzino olio e prodotti,
accantonamenti/proventi straordinari su crediti e per oneri, non-
ché il fair value dei derivati su commodity privi dei requisiti for-
mali per il trattamento in hedge accounting.
La riduzione dell’indebitamento ante IFRS 16 pari a circa €2.581
milioni è principalmente dovuta alle emissioni di bond ibridi di
€2.000 milioni lordi e al free cash ow positivo prodotto dalla ge-
stione di circa €5.582 milioni, che hanno coperto il pagamento
dei dividendi di €2.358 milioni (saldo dividendo 2020 di €0,24 per
azione con un esborso di €854 milioni e acconto 2021 di €0,43
per azione con un esborso di €1.504 milioni), l’esecuzione del
programma di buy-back dell’azione Eni da €400 milioni, il paga-
mento delle rate di leasing di €939 milioni e il consolidamento
del debito delle società acquisite di €777 milioni.
La riconduzione del usso di cassa netto ante variazione cir-
colante al costo di rimpiazzo adjusted al usso di cassa netto
da attività operativa per i reporting period 2021, 2020 e 2019 è
riportata di seguito:
112
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
I fabbisogni per gli investimenti tecnici e in partecipazioni/
business combination ammontano a €8.051 milioni, in au-
mento del 60% rispetto il 2020, e includono il corrispettivo
dell’acquisizione: (i) della società Be Power attiva nell’instal-
lazione e gestione di una rete di colonnine di ricarica per
veicoli elettrici (metà del costo sarà pagato nel 2022); (ii)
del 20% nel progetto offshore eolico di Dogger Bank A/B nel
Mare del Nord; (iii) della società Aldro Energía nel business
retail gas; (iv) del 100% del gruppo Fri-El Biogas Holding
attivo business della produzione di bio-gas in Italia; (v) del
controllo di Finproject esercitando l’opzione di acquisto sul-
la rimanente quota del 60% del capitale sociale, dopo l’inve-
stimento iniziale del 40% nel 2020; e (vi) di un portafoglio di
capacità di generazione rinnovabile in esercizio/in costru-
zione in Italia (impianti eolici) e in Spagna, Francia e Stati
Uniti (con asset sia nell’eolico sia nel fotovoltaico). Al netto
di tali componenti non organiche e dell’utilizzo degli anticipi
commerciali incassati dai partner egiziani (circa €500 mi-
lioni) per il finanziamento del progetto Zohr, gli investimenti
netti sono stati di €5,8 miliardi e sono interamente finanziati
dal flusso di cassa adjusted.
Gli investimenti tecnici di €5.313 milioni (€4.644 milioni nel
2020) hanno riguardato essenzialmente:
} lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi (€3.443 milioni) in
particolare in Egitto, Angola, Stati Uniti, Messico, Emirati
Arabi Uniti, Italia, Indonesia ed Iraq;
} l’attività di raffinazione in Italia e all’estero (€390 milioni)
finalizzati essenzialmente ad attività di asset integrity e
stay in business, nonché agli interventi in materia di sa-
lute, sicurezza e ambiente; nel marketing (€148 milioni)
interventi per obblighi di legge e stay in business della
rete di distribuzione di prodotti petroliferi in Italia e nel
resto d’Europa;
} le iniziative relative all’attività di commercializzazione del
gas ed energia elettrica nel business retail e all’attività rin-
novabili (€366 milioni).
INVESTIMENTI TECNICI E IN PARTECIPAZIONI
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass. Var. %
Exploration & Production
(a)
3.940 3.472 6.996 468 13,5
- acquisto di riserve proved e unproved
17 57 400 (40) (70,2)
- ricerca esplorativa
391 283 586 108 38,2
- sviluppo di idrocarburi
3.443 3.077 5.931 366 11,9
- progetti CCUS e agro-biofeedstock
37 37 ..
- altro
52 55 79 (3) (5,5)
Global Gas & LNG Portfolio
19 11 15 8 72,7
Rening & Marketing e Chimica
728 771 933 (43) (5,6)
- Rening & Marketing
538 588 815 (50) (8,5)
- Chimica
190 183 118 7 3,8
Plenitude & Power
443 293 357 150 51,2
- Plenitude
366 241 315 125 51,9
- Power
77 52 42 25 48,1
Corporate e altre attività
187 107 89 80 74,8
Effetto eliminazione utili interni
(4) (10) (14) 6
Investimenti tecnici
(a)
5.313 4.644 8.376 669 14,4
Investimenti in partecipazioni/business combination
2.738 392 3.008 2.346 ..
Totale investimenti tecnici e in partecipazioni/business combination
8.051 5.036 11.384 3.015 59,9
(a) Include operazioni di reverse factoring poste in essere nel 2021.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
113
Indicatori alternativi di performance (Non-GAAP measure)
Il management valuta le performance underlying dei settori
di business sulla base di misure di risultato non previste da-
gli IFRS (“Misure alternative di performance”) che escludono
dall’utile operativo e dall’utile netto reported una serie di oneri
e proventi che il managment valuta straordinari o non correlati
alla gestione industriale (special items) rispettivamente befo-
re e after tax che comprendono in particolare: le svalutazioni
e le riprese di valore di asset, le plusvalenze da cessione di
immobilizzazioni materiali ed immateriali e di partecipazioni,
gli accantonamenti al fondo rischi ambientale e altri fondi, gli
oneri delle ristrutturazioni, il fair value dei derivati di copertu-
ra dei rischi commodity/cambio privi dei requisiti formali per
l’hedge accounting o per la “own use exemption”e per analogia
gli effetti valutativi relativi ad attività/passività nell’ambito di
relazioni di “natural hedge” dei rischi summenzionati, nonché
le svalutazioni delle attività per imposte anticipate. Corrispon-
dentemente è considerata avere natura “special” anche la
componente di risultato della valutazione a equity delle parte-
cipazioni in joint venture e imprese collegate per la quota rife-
ribile ai suddetti oneri e proventi (after tax). Inoltre è oggetto
di esclusione il cosiddetto prot/loss on stock dato dalla diffe-
renza tra il costo corrente delle quantità vendute e quello de-
terminato sulla base del criterio contabile IFRS del costo me-
dio ponderato per la valutazione delle giacenze di ne periodo.
Il prot (loss) on stock non è rilevato nei settori che utilizzano
il magazzino come leva gestionale per ottimizzare i margini.
Analogamente a quanto previsto per gli special item, è oggetto
di esclusione il prot or loss on stock incluso nei risultati dalle
imprese partecipate valutate all’equity. Tali misure di risultato
sono denite utile operativo adjusted e utile netto adjusted.
Il management ritiene che tali misure di performance con-
sentano di facilitare l’analisi dell’andamento dei business, as-
sicurando una migliore comparabilità dei risultati nel tempo,
avuto riguardo alla presenza di fenomeni non ricorrenti, e, agli
analisti nanziari, di valutare i risultati di Eni sulla base dei loro
modelli previsionali. L’informativa nanziaria Non-GAAP deve
essere considerata come complementare 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
performance; le misure di seguito rappresentate sono afferen-
ti a risultati consuntivati:
Utile operativo e utile netto adjusted
L’utile operativo e l’utile netto adjusted sono ottenuti escluden-
do 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 nanziari
correlati all’indebitamento nanziario netto. Ai ni della deter-
minazione dei risultati adjusted dei settori, sono classicati
nell’utile operativo gli effetti economici relativi agli strumenti
nanziari derivati attivati per la gestione del rischio connesso
all’esposizione dei margini industriali e dei debiti e crediti com-
merciali in valuta ai movimenti dei tassi di cambio e le relative
differenze di cambio di traduzione. L’effetto scale correlato
alle componenti escluse dal calcolo dell’utile netto adjusted
è determinato sulla base della natura di ciascun componente
di reddito oggetto di esclusione, con l’eccezione degli oneri/
proventi nanziari per i quali è applicata convenzionalmente
l’aliquota statutory delle società italiane.
Gli oneri/proventi nanziari correlati all’indebitamento nan-
ziario netto esclusi dall’utile netto adjusted di settore sono
rappresentati dagli oneri nanziari sul debito nanziario 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 nanziari correlati con gli asset nanziari ope-
rati dal settore, in particolare i proventi su crediti nanziari e
titoli strumentali all’attività operativa e gli oneri nanziari de-
rivanti dall’accretion discount di passività rilevate al valore at-
tuale (in particolare le passività di smantellamento e ripristino
siti nel settore Exploration & Production).
Utile/perdita di magazzino
L’utile/perdita di magazzino deriva dalla differenza tra il costo
corrente dei prodotti venduti e quello risultante dall’applicazio-
ne del costo medio ponderato prevista dagli IFRS.
Special item
Le componenti reddituali sono classicate tra gli special item,
se signicative, quando: (i) derivano da eventi o da operazioni il
cui accadimento risulta non ricorrente, ovvero da quelle opera-
zioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto
svolgimento dell’attività; (ii) derivano da eventi o da operazioni
non rappresentativi 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 vericati negli esercizi precedenti
o è probabile si verichino in quelli successivi. Inoltre, le dif-
ferenze e derivati in cambi relativi alla gestione commerciale
e non nanziaria, come avviene in particolare per i derivati in
cambi posti in essere per la gestione del rischio di cambio im-
plicito nelle formule prezzo delle commodity, ancorché gestiti
unitariamente sul mercato, sono riclassicati nell’utile opera-
tivo adjusted variando corrispondentemente gli oneri/proventi
nanziari. Sono classicati tra gli special item gli effetti conta-
bili dei derivati su commodity valutati a fair value in aggiunta
a quelli privi dei requisiti contabili per essere classicati come
hedges in base agli IFRS, anche quelli non ammessi alla “own
114
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
use exemption”, la quota inecace dei derivati di copertura
nonché gli effetti dei derivati le cui sottostanti transazioni si-
che sono attese in reporting period futuri. Analogamente sono
classicati come special items gli effetti valutativi relativi ad
attività/passività impiegate in una relazione di natural hedge
di un rischio mercato, quali le differenze di cambio da alline-
amento maturate su debiti in valuta i cui ussi di rimborso
sono assicurati da entrate in valuta altamente probabili. Sia la
componente di fair value sospesa relativa ai derivati su com-
modity e altri strumenti sia le componenti maturate saranno
imputate ai risultati di futuri reporting period al manifestarsi
del sottostante.
In applicazione della Delibera CONSOB n. 15519 del 27 luglio
2006, le componenti reddituali derivanti da eventi o da opera-
zioni non ricorrenti sono evidenziate, quando signicative, di-
stintamente nei commenti del management e nell’informativa
nanziaria.
Leverage
Il leverage è una misura Non-GAAP della struttura nanziaria
del Gruppo, evidenziando il grado di indebitamento, ed è cal-
colato come rapporto tra l’indebitamento nanziario netto e il
patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi azio-
nisti. Il leverage è utilizzato per valutare il grado di solidità e di
ecienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza
relativa delle fonti di nanziamento tra mezzi di terzi e mez-
zi propri, nonché per effettuare analisi di benchmark con gli
standard dell’industria.
Gearing
Il gearing è calcolato come rapporto tra l’indebitamento nan-
ziario netto e il capitale investito netto e misura quanta parte del
capitale investito netto è nanziata con il ricorso ai mezzi di terzi.
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo
di rimpiazzo
Flusso di cassa netto da attività operativa prima della varia-
zione del capitale di esercizio, escludendo l’utile/perdita di
magazzino e certe componenti straordinarie, quali accanto-
namenti straordinari per perdite su crediti, nonché in conside-
razione dell’elevata volatilità dei mercati la variazione del fair
value dei derivati su commodity privi dei requisiti contabili per
essere classicati come hedges in base agli IFRS, compresi
quelli non ammessi alla “own use exemption”, la quota inef-
cace dei derivati di copertura nonché gli effetti dei derivati
le cui sottostanti transazioni siche sono attese in reporting
period futuri.
Free cash ow
Il Free cash ow è la misura che consente il collegamento tra il
rendiconto nanziario, che esprime la variazione delle disponi-
bilità liquide tra inizio e ne periodo dello schema di rendicon-
to nanziario obbligatorio, e la variazione dell’indebitamento
nanziario netto tra inizio e ne periodo dello schema di rendi-
conto nanziario riclassicato. Il “free cash ow” rappresenta
l’avanzo o il decit di cassa che residua dopo il nanziamento
degli investimenti e chiude alternativamente: (i) sulla variazio-
ne di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti
i ussi di cassa relativi ai debiti/attivi nanziari (accensioni/
rimborsi di crediti/debiti nanziari), al capitale proprio (pa-
gamento di dividendi/acquisto netto di azioni proprie/appor-
ti di capitale), nonché gli effetti sulle disponibilità liquide ed
equivalenti delle variazioni dell’area di consolidamento e delle
differenze cambio da conversione; (ii) sulla variazione dell’in-
debitamento nanziario netto di periodo, dopo che sono sta-
ti aggiunti/sottratti i ussi relativi al capitale proprio, nonché
gli effetti sull’indebitamento nanziario netto delle variazioni
dell’area di consolidamento e delle differenze di cambio da
conversione.
Indebitamento nanziario netto
L’indebitamento nanziario netto è calcolato come debito -
nanziario al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti, dei
titoli held for trading e degli altri titoli non strumentali all’attivi-
tà operativa, nonché dei crediti nanziari a breve termine non
strumentali all’attività operativa. Assumono la qualicazione
di strumentali all’attività operativa le attività nanziarie funzio-
nali 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 nanziari netti correlati all’in-
debitamento nanziario netto, dedotto il relativo effetto sca-
le, e il capitale investito netto medio.
Coverage
Misura di equilibrio nanziario, calcolato come rapporto tra
utile operativo e gli oneri nanziari netti.
Current ratio
Indica la capacità dell’impresa di far fronte alle obbligazioni in
scadenza ed è calcolato come rapporto tra le attività correnti
e le passività correnti.
Debt coverage
Misura chiave utilizzata dalle società di rating per valutare la
sostenibilità del debito. Rappresenta il rapporto tra il usso di
cassa netto da attività operativa e l’indebitamento nanziario
netto, detraendo dai debiti nanziari le disponibilità liquide e gli
impieghi nanziari non funzionali all’attività operativa.
EBITDA
Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortiza-
tion, pari all’utile operativo più gli ammortamenti e le svalu-
tazioni.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
115
RICONDUZIONE DELL’UTILE OPERATIVO E DELL’UTILE NETTO AI VALORI ADJUSTED
2021
(€ milioni)
Exploration
& Production
Global Gas
& LNG Portfolio
Rening
& Marketing e
Chimica
Plenitude
& Power
Corporate
e altre attività
Effetto
eliminazione
utili interni
Gruppo
Utile (perdita) operativo
10.066 899 45 2.355 (816) (208) 12.341
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(1.455) (36) (1.491)
Esclusione special item:
- oneri ambientali 60 150 61 271
- svalutazioni (riprese di valore) nette (1.244) 26 1.342 20 23 167
- radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti 247 247
- plusvalenze nette su cessione di asset (77) (22) (2) 1 (100)
- accantonamenti a fondo rischi 113 (4) 33 142
- oneri per incentivazione all'esodo 60 5 42 (5) 91 193
- derivati su commodity
(207)
50
(1.982)
(2.139)
- differenze e derivati su cambi (3) 206 (14) (6) 183
- altro 71 (349) 18 96 14 (150)
Special item dell'utile (perdita) operativo
(773) (319) 1.562 (1.879) 223 (1.186)
Utile (perdita) operativo adjusted
9.293 580 152 476 (593) (244) 9.664
Proventi (oneri) nanziari netti
(a)
(313) (17) (32) (2) (539) (903)
Proventi (oneri) su partecipazioni
(a)
681 (4) (3) (691) (17)
Imposte sul reddito
(a)
(4.118) (394) (54) (144) 247 68 (4.395)
Tax rate (%)
50,3
Utile (perdita) netto adjusted
5.543 169 62 327 (1.576) (176) 4.349
di competenza:
- interessenze di terzi 19
- azionisti Eni 4.330
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
5.821
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(1.060)
Esclusione special item
(431)
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
4.330
(a) Escludono gli special item.
Debt/EBITDA
Debt/EBITDA è un rapporto tra l’ammontare di reddito dispo-
nibile per ripagare il debito prima di dedurre interessi, imposte,
ammortamenti e svalutazioni. Tale indice è una misura della
capacità di un’impresa di ripagare il debito. Il rapporto esprime
la quantità approssimativa di tempo che sarebbe necessario
per pagare tutti i debiti.
Prot per boe
Esprime la redditività per ogni barile di petrolio e gas naturale
prodotto ed è calcolato come rapporto tra il risultato delle atti-
vità oil&gas (deniti secondo le disposizioni del FASB Extracti-
ve Activities - oil&gas Topic 932) e i volumi venduti.
Opex per boe
Indica l’ecienza della gestione operativa nell’attività upstre-
am di sviluppo ed è calcolato come rapporto tra i costi opera-
tivi (deniti secondo le disposizioni del FASB Extractive Activi-
ties - oil&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 ottenu-
to 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 estensioni e nuove scoperte e a revisioni di prece-
denti stime (deniti secondo le disposizioni del FASB Extracti-
ve Activities - oil&gas Topic 932).
Nelle tavole seguenti sono rappresentati l’utile operativo e l’uti-
le netto adjusted consolidati e a livello di settore di attività e la
riconciliazione con l’utile netto di competenza Eni.
116
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
2020
(€ milioni)
Exploration
& Production
Global Gas
& LNG Portfolio
Rening
& Marketing e
Chimica
Plenitude
& Power
Corporate
e altre attività
Effetto
eliminazione
utili interni
Gruppo
Utile (perdita) operativo
(610) (332) (2.463) 660 (563) 33 (3.275)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
1.290 28 1.318
Esclusione special item:
- oneri ambientali 19 85 1 (130) (25)
- svalutazioni (riprese di valore) nette 1.888 2 1.271 1 21 3.183
- plusvalenze nette su cessione di asset 1 (8) (2) (9)
- accantonamenti a fondo rischi 114 5 10 20 149
- oneri per incentivazione all'esodo 34 2 27 20 40 123
- derivati su commodity 858 (185) (233) 440
- differenze e derivati su cambi 13 (183) 10 (160)
- altro 88 (21) (26) 6 107 154
Special item dell'utile (perdita) operativo
2.157 658 1.179 (195) 56 3.855
Utile (perdita) operativo adjusted
1.547 326 6 465 (507) 61 1.898
Proventi (oneri) nanziari netti
(a)
(316) (7) (1) (569) (893)
Proventi (oneri) su partecipazioni
(a)
262 (15) (161) 6 (95) (3)
Imposte sul reddito
(a)
(1.369) (100) (84) (141) (34) (25) (1.753)
Tax rate (%)
175,0
Utile (perdita) netto adjusted
124 211 (246) 329 (1.205) 36 (751)
di competenza:
- interessenze di terzi
7
- azionisti Eni (758)
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
(8.635)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
937
Esclusione special item
6.940
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
(758)
(a) Escludono gli special item.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
117
2019
(€ milioni)
Exploration
& Production
Global Gas
& LNG Portfolio
Rening
& Marketing e
Chimica
Plenitude
& Power
Corporate
e altre attività
Effetto
eliminazione
utili interni
Gruppo
Utile (perdita) operativo
7.417
431
(682)
74
(688)
(120)
6.432
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(318) 95 (223)
Esclusione special item:
- oneri ambientali 32 244 62 338
- svalutazioni (riprese di valore) nette 1.217 (5) 922 42 12 2.188
- plusvalenze nette su cessione di asset (145) (5) (1) (151)
- accantonamenti a fondo rischi (18) (2) 23 3
- oneri per incentivazione all'esodo 23 1 8 3 10 45
- derivati su commodity (576) (118) 255 (439)
- differenze e derivati su cambi 14 109 (5) (10) 108
- altro 100 233 (23) 6 (20) 296
Special item dell'utile (perdita) operativo
1.223 (238) 1.021 296 86 2.388
Utile (perdita) operativo adjusted
8.640 193 21 370 (602) (25) 8.597
Proventi (oneri) nanziari netti
(a)
(362) 3 (36) (1) (525) (921)
Proventi (oneri) su partecipazioni
(a)
312 (21) 37 10 43 381
Imposte sul reddito
(a)
(5.154)
(75)
(64)
(104)
218
5
(5.174)
Tax rate (%)
64,2
Utile (perdita) netto adjusted
3.436 100 (42) 275 (866) (20) 2.883
di competenza:
- interessenze di terzi 7
- azionisti Eni 2.876
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
148
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(157)
Esclusione special item
2.885
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
2.876
(a) Escludono gli special item.
118
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
31 dicembre 2021 31 dicembre 2020
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
riclassicato
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassicato
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
56.299
53.943
Diritto di utilizzo beni in leasing
4.821 4.643
Attività immateriali
4.799 2.936
Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo
1.053 995
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto e altre partecipazioni
7.181 7.706
Crediti nanziari e titoli strumentali all’attività operativa
(vedi nota 17) 1.902 1.037
Debiti netti relativi all’attività di investimento, composti da:
(1.804) (1.361)
- passività per attività di investimento correnti (vedi nota 11) (16)
- passività per attività di investimento non correnti (vedi nota 11) (87)
- crediti per attività di disinvestimento (vedi nota 8) 8 21
- crediti per attività di disinvestimento non correnti (vedi nota 11) 23 11
- debiti verso fornitori per attività di investimento (vedi nota 18) (1.732) (1.393)
Totale Capitale immobilizzato
74.251
69.899
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
6.072
3.893
Crediti commerciali
(vedi nota 8)
15.524
7.087
Debiti commerciali
(vedi nota 18)
(16.795)
(8.679)
Attività (passività) tributarie nette, composti da:
(3.678) (2.198)
- passività per imposte sul reddito correnti (648) (243)
- passività per imposte sul reddito non correnti (374) (360)
- passività per altre imposte correnti (vedi nota 11) (1.435) (1.124)
- passività per imposte differite (4.835) (5.524)
- passività per altre imposte non correnti (vedi nota 11) (27) (26)
- attività per imposte sul reddito correnti 195 184
- attività per imposte sul reddito non correnti 108 153
- attività per altre imposte correnti (vedi nota 11) 442 450
- attività per imposte anticipate 2.713 4.109
- attività per altre imposte non correnti (vedi nota 11) 182 181
- crediti per consolidato scale
(vedi nota 8)
3
3
- debiti per consolidato scale
(vedi nota 18)
(2)
(1)
Fondi per rischi e oneri
(13.593)
(13.438)
Altre attività (passività), composti da:
(2.258)
(1.328)
- crediti nanziari strumentali all'attività operativa a breve termine
(vedi nota 17)
39
22
- crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione e altri (vedi nota 8) 3.315 3.815
- altre attività correnti (vedi nota 11) 13.192 2.236
- altri crediti e altre attività non correnti (vedi nota 11) 824 1.061
- acconti e anticipi, debiti verso partner per attività di esplorazione e produzione e altri (vedi nota 18) (3.191) (2.863)
- altre passività correnti (vedi nota 11) (14.305) (3.748)
- altri debiti e altre passività non correnti (vedi nota 11) (2.132) (1.851)
Totale Capitale di esercizio netto
(14.728) (14.663)
Fondi per beneci ai dipendenti
(819) (1.201)
Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili
139 44
composte da:
- attività destinate alla vendita 263 44
- passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita
(124)
CAPITALE INVESTITO NETTO
58.843
54.079
Patrimonio netto degli azionisti Eni comprese interessenze di terzi
44.519
37.493
Indebitamento nanziario netto
Debiti nanziari e obbligazioni, composti da:
27.794
26.686
‐ passività nanziarie a lungo termine 23.714 21.895
‐ quote a breve di passività nanziarie a lungo termine 1.781 1.909
‐ passività nanziarie a breve termine 2.299 2.882
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti
(8.254) (9.413)
Titoli held‐for‐trading
(6.301) (5.502)
Crediti nanziari non strumentali all'attività operativa
(vedi nota 17) (4.252) (203)
Indebitamento nanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
8.987 11.568
Passività per beni in leasing, composti da:
5.337 5.018
- passività per beni in leasing a lungo termine 4.389 4.169
- quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine 948 849
Totale Indebitamento nanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
(a)
14.324
16.586
COPERTURE
58.843
54.079
(a) Per maggiori dettagli sulla composizione dell’indebitamento nanziario netto si veda anche la nota 20 al Bilancio consolidato.
STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO
RICONDUZIONE DEGLI SCHEMI DI BILANCIO RICLASSIFICATI UTILIZZATI NELLA RELAZIONE SULLA
GESTIONE A QUELLI OBBLIGATORI
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
119
2021 2020
Voci del Rendiconto Finanziario Riclassicato e
conuenze/riclassiche delle voci dello schema legale
(€ milioni)
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassicato
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassicato
Utile (perdita) netto
5.840 (8.628)
Rettiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al usso di cassa netto
da attività operativa:
Ammortamenti e altri componenti non monetari
8.568 12.641
- ammortamenti
7.063 7.304
- svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali,
immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing
167 3.183
- radiazioni
387 329
- effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
1.091 1.733
- altre variazioni
(194) 92
- variazione fondo per beneci ai dipendenti
54
Plusvalenze nette su cessioni di attività
(102) (9)
Dividendi, interessi e imposte
5.334 3.251
- dividendi
(230) (150)
- interessi attivi
(75) (126)
- interessi passivi
794 877
- imposte sul reddito
4.845 2.650
Flusso di cassa del capitale di esercizio
(3.146) (18)
- rimanenze
(2.033) 1.054
- crediti commerciali
(7.888) 1.316
- debiti commerciali
7.744 (1.614)
- fondi per rischi e oneri
(406) (1.056)
- altre attività e passività
(563) 282
Dividendi incassati
857 509
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati
(3.726) (2.049)
Interessi (pagati) incassati
(764) (875)
- interessi incassati
28 53
- interessi pagati
(792) (928)
Flusso di cassa netto da attività operativa
12.861 4.822
Investimenti
(5.234) (4.644)
- attività materiali
(4.950) (4.407)
- attività immateriali
(284) (237)
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda
(2.738) (392)
‐ partecipazioni
(837) (283)
‐ imprese consolidate e rami d'azienda
al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite
(1.901) (109)
Disinvestimenti
404 28
- attività materiali
207 12
- attività immateriali
1
‐ imprese consolidate e rami d'azienda al netto
delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute
76
- imposte pagate sulle dismissioni
(35)
- partecipazioni
155 16
Altre variazioni relative all'attività di investimento e disinvestimento
289 (735)
- diritto di utilizzo prepagato beni in leasing
(2)
‐ investimenti nanziari: titoli e crediti strumentali all'attività operativa
(227) (166)
‐ variazione debiti relativi all'attività di investimento
386 (757)
‐ disinvestimenti nanziari: titoli e crediti strumentali all'attività operativa
141 136
‐ variazione crediti relativi all'attività di disinvestimento
(9) 52
Free cash ow
5.582
(921)
RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO
120
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
segue RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO
2021 2020
Voci del Rendiconto Finanziario Riclassicato e
conuenze/riclassiche delle voci dello schema legale
(€ milioni)
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassicato
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassicato
Free cash ow
5.582 (921)
Investimenti e disinvestimenti di attività nanziarie non
strumentali all'attività operativa
(4.743) 1.156
- variazione netta titoli e crediti nanziari non strumentali all’attività operativa
(4.743) 1.156
Variazione debiti nanziari correnti e non correnti
(244) 3.115
- assunzione di debiti nanziari non correnti
3.556 5.278
- rimborsi di debiti nanziari non correnti
(2.890) (3.100)
- incremento (decremento) di debiti nanziari correnti
(910) 937
Rimborso di passività per beni in leasing
(939) (869)
Flusso di cassa del capitale proprio
(2.780) (1.968)
- acquisto di azioni proprie
(400)
- acquisto di quote di partecipazioni in società consolidate
(17)
‐ dividendi pagati ad azionisti Eni
(2.358) (1.965)
‐ dividendi pagati ad altri azionisti
(5) (3)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
1.924 2.975
- emissioni nette di obbligazioni subordinate perpetue
1.985 2.975
- pagamenti di cedole relative ad obbligazioni perpetue
(61)
Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità
52 (69)
- effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni
52 (69)
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti
(1.148) 3.419
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
121
Commento ai risultati economico-finanziari
di Eni SpA
L’ utile netto di Eni SpA di €7.675 milioni si incrementa di €6.068
milioni rispetto all’esercizio precedente.
Il miglioramento del risultato operativo di €4.554 milioni è rife-
ribile essenzialmente: (i) alla linea di business R&M (€1.933 mi-
lioni) per effetto principalmente della valutazione positiva delle
scorte; escludendo tale valutazione, la performance è in calo
rispetto all’esercizio 2020 e risente della straordinaria debolez-
za dello scenario di ranazione e dei maggiori oneri per la CO
2
;
(ii) alla linea di business E&P (€1.692 milioni), per effetto essen-
zialmente del rafforzamento dello scenario prezzi e delle riprese
di valore relative in particolare a giacimenti gas in Italia; (iii) alla
I risultati economico-finanziari di Eni SpA di seguito illustrati
risultano essere caratterizzati dalle seguenti operazioni:
} conferimento, operato con ecacia del 30 giugno 2021,
del ramo d’azienda “Attività rinnovabili Italia” a Eni Plenitude
SpA Società Benet (ex Eni gas e luce SpA Società Benet)
nell’ambito del programma di integrazione del business retail
Gas & Power con il business delle attività rinnovabili; in rela-
zione a ciò le attività del business renewables hanno interes-
CONTO ECONOMICO
linea di business Global Gas & LNG Portfolio (€999 milioni), per
effetto delle ottimizzazioni di portafoglio gas e le rinegoziazioni
contrattuali catturando la fase di estrema volatilità del mercato
che ha visto i prezzi spot raggiungere valori record, nonché alla
crescita dei volumi di gas commercializzati in Italia per effetto
della ripresa economica. L’aumento dei proventi netti su parte-
cipazioni (€399 milioni) è riferito essenzialmente alle maggiori
riprese di valore operate sulle partecipate. Le minori imposte
sul reddito (€1.023 milioni) sono riferite alla circostanza che nel
2020 vennero operate svalutazioni di imposte anticipate in rela-
zione alla previsione della loro recuperabilità.
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass.
Ricavi della gestione caratteristica
38.249
18.017
28.496
20.232
Altri ricavi e proventi
474 405 430 69
Costi operativi
(34.490)
(19.645)
(28.785)
(14.845)
Altri proventi (oneri) operativi
(2.278)
(176)
112
(2.102)
Ammortamenti
(930) (1.013) (1.137) 83
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing
(455)
(1.573)
(1.144)
1.118
Radiazioni
(1)
(2)
(1)
Risultato operativo
569 (3.985) (2.030) 4.554
Proventi (oneri) nanziari
(207)
(299)
(279)
92
Proventi (oneri) su partecipazioni
6.918
6.519
5.677
399
Utile prima delle imposte
7.280 2.235 3.368 5.045
Imposte sul reddito
395
(628)
(390)
1.023
Utile netto
7.675
1.607
2.978
6.068
Analisi delle voci del conto economico
I motivi delle variazioni più signicative delle voci di conto eco-
nomico di Eni SpA se non espressamente indicate di seguito,
sono commentate nelle Note al bilancio di esercizio di Eni SpA,
cui si rinvia.
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass.
Exploration & Production
2.198
1.509
2.234
689
Global Gas & LNG Portfolio
18.374
5.702
9.433
12.672
Rening & Marketing
15.505
9.694
15.908
5.811
Power & Renewables
4.089
1.938
2.513
2.151
Corporate
976
876
921
100
Elisioni
(2.893)
(1.702)
(2.513)
(1.191)
38.249
18.017
28.496
20.232
sato i risultati di Eni SpA per il solo primo semestre 2021;
} acquisizione, con ecacia del 31 dicembre 2021, del ramo
d’azienda “Laboratori Sperimentali” da EniProgetti SpA;
} modifica della classificazione della Mozambique Rovuma
Venture SpA da joint operation a joint venture in relazione
all’ampliamento dello scope della società in ulteriori pro-
getti minerari in Mozambico.
122
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
I ricavi Exploration & Production (€2.198 milioni) si incremen-
tano di €689 milioni, pari al 45,7%, a seguito essenzialmente
dell’aumento dei prezzi di vendita del greggio e del gas parzial-
mente compensati da una diminuzione di idrocarburi prodotti
pari a -23,2 migliaia di boe/giorno.
I ricavi Global Gas & LNG Portfolio (€18.374 milioni) si incre-
mentano di €12.672 milioni a seguito principalmente delle ven-
dite di gas nei mercati europei e delle maggiori vendite di GNL
nonché per effetto dello scenario energetico legato ai prezzi
del gas.
I ricavi Rening & Marketing (€15.505 milioni) si incrementa-
no di €5.811 milioni, pari al 59,9%, a seguito essenzialmente
dell’aumento dei prezzi dei prodotti petroliferi e dei volumi ven-
duti, trainati dalla ripresa dei consumi.
I ricavi Power & Renewables (€4.089 milioni) si incrementano di
€2.151 milioni a seguito dello scenario prezzi in forte crescita e
dei maggiori volumi commercializzati presso la borsa elettrica.
I ricavi della Corporate (€976 milioni) sono sostanzialmente in
linea con l’esercizio 2020.
RISULTATO OPERATIVO
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass.
Exploration & Production
711 (981) (352) 1.692
Global Gas & LNG Portfolio
683 (316) (581) 999
Rening & Marketing
(205) (2.138) (426) 1.933
Power & Renewables
23 (29) (155) 52
Corporate
(557) (545) (499) (12)
Eliminazione utili interni
(a)
(86) 24 (17) (110)
Risultato operativo
569 (3.985) (2.030) 4.554
(a) Gli utili interni riguardano gli utili conseguiti sulle cessioni tra linee di business di gas e greggio in rimanenza a ne esercizio.
Il risultato operativo della Exploration & Production, di €711 milio-
ni, migliora di €1.692 milioni a seguito essenzialmente: (i) dell’au-
mento dei prezzi di vendita del greggio e del gas; (ii) delle riprese
di valore operate sugli asset di Falconara, Rubicone, Casalborsetti
e Fano pari a €481 milioni (nel 2020 erano state operate svaluta-
zioni pari a €365 milioni); (iii) ai minori costi operativi.
Il risultato operativo della Global Gas & LNG Portfolio, di €683
milioni, migliora di €999 milioni a seguito delle attività di continua
ottimizzazione del portafoglio e di rinegoziazione dei contratti che
hanno permesso di beneciare della fase di estrema volatilità del
mercato sia gas sia GNL. Tali fattori positivi sono stati parzialmen-
te compensati dai maggiori accantonamenti dovuti all’aumento
del valore nominale dei crediti e ad alcune dispute commerciali
ancora in corso.
Il risultato operativo della Rening & Marketing, negativo per
€205 milioni, migliora di €1.933 milioni a seguito essenzialmen-
te: (i) dell’effetto positivo della valutazione delle scorte che riette
l’andamento dei prezzi di mercato; (ii) delle minori svalutazioni da
impairment degli impianti di ranazione che, in entrambi i periodi
a confronto, hanno risentito del deterioramento dei ussi di cassa
attesi per effetto del peggioramento dello scenario SERM e dei
maggiori oneri per l’acquisto di certicati emissivi. Tali effetti sono
stati parzialmente assorbiti dall’eccezionale essione dei margi-
ni di ranazione, i peggiori degli ultimi dieci anni, e dai maggiori
oneri per CO
2
.
Il risultato operativo della Power & Renewables, di €23 milioni,
migliora di €52 milioni a seguito: (i) dei migliori risultati conseguiti
nel Mercato dei Servizi di Dispacciamento, dei maggiori margini
per effetto scenario prezzi nonché dalle maggiori rivalutazioni da
impairment test sui right of use; (ii) della circostanza che il risul-
tato 2021 tiene conto dei valori dell’attività Renewables sino al 30
giungo 2021, data di ecacia della cessione del ramo d’azienda
“Attività rinnovabili Italia”.
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass.
Dividendi
6.006 8.914 6.623 (2.908)
Plusvalenze nette da vendite
21 21
Altri proventi
2.281 5 420 2.276
Totale proventi
8.308 8.919 7.043 (611)
Svalutazioni e perdite
(1.390) (2.400) (1.366) 1.010
6.918 6.519 5.677 399
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
123
IMPOSTE SUL REDDITO
(€ milioni) 2021 2020 2019 Var. ass.
IRES
(1)
66
17
(67)
IRAP
(19)
(2)
(17)
Addizionale Legge n. 7/09
(97)
(97)
Imposte correnti
(117) 64 17 (181)
Imposte differite
4
(76)
9
80
Imposte anticipate
473
(660)
(409)
1.133
Imposte differite e anticipate
477 (736) (400) 1.213
Totale imposte estere
(6)
(13)
(8)
7
Totale imposte sul reddito Eni SpA
354
(685)
(391)
1.039
Imposte relative al consolidamento proporzionale delle Joint operation
41 57 1 (16)
395
(628)
(390)
1.023
Le imposte sul reddito, positive per €395 milioni, migliorano di
€1.023 milioni a seguito essenzialmente della ripresa di valore
delle imposte anticipate effettuata a seguito dell’analisi della
loro recuperabilità in funzione degli imponibili futuri attesi. La
differenza del 29,82% tra il tax rate effettivo (-5,43%) e teorico
(24,39%) è dovuta essenzialmente: (i) alla quota non imponibile
dei dividendi incassati nell’esercizio (con effetto sul tax rate del
19,05%); (ii) alla valutazione delle imposte anticipate IRES e IRAP
(con effetto sul tax rate del 7,84%); (iii) alle valutazioni nette su
partecipazioni (con un effetto sul tax rate del 3%).
STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO
3
I motivi delle variazioni più significative delle voci dello stato
patrimoniale di Eni SpA, se non espressamente indicati di
Il capitale investito netto al 31 dicembre 2021 ammonta a €64.724 milioni con un incremento di €9.524 milioni rispetto al
31 dicembre 2020.
seguito, sono commentati nelle Note al bilancio di esercizio
di Eni SpA, cui si rinvia.
STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO
(€ milioni) 31.12.2021 31.12.2020 Var. ass.
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
5.213 6.569 (1.356)
Diritto di utilizzo beni in leasing
1.691 1.888 (197)
Attività immateriali
247
101
146
Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo
1.104
994
110
Partecipazioni
56.010 46.855 9.155
Crediti nanziari e titoli strumentali all’attività operativa
3.279 4.378 (1.099)
Crediti (debiti) netti relativi all’attività di investimento/disinvestimento
(208) (120) (88)
67.336 60.665 6.671
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
2.582 1.099 1.483
Crediti commerciali
9.509 3.397 6.112
Debiti commerciali
(8.770)
(3.475)
(5.295)
Attività (passività) tributarie nette
256 (241) 497
Fondi per rischi e oneri
(4.992) (4.890) (102)
Altre attività (passività) d'esercizio
(807) (981) 174
(2.222) (5.091) 2.869
Fondi per beneci ai dipendenti
(393) (376) (17)
Attività destinate alla vendita
3 2 1
CAPITALE INVESTITO NETTO
64.724 55.200 9.524
Patrimonio netto
51.039 44.707 6.332
Indebitamento nanziario netto ante passività per leasing ex IFRS16
11.363 7.913 3.450
Passività per leasing
2.322 2.580 (258)
Indebitamento nanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
13.685 10.493 3.192
COPERTURE
64.724 55.200 9.524
(3) Si rinvia al commento ai risultati economici e nanziari del consolidato per l’illustrazione metodologica degli schemi riclassicati.
L’aumento dei proventi netti su partecipazioni (€399 milioni) deriva essenzialmente dalle maggiori riprese di valore operate sulle
partecipate.
124
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Il capitale immobilizzato (€67.336 milioni) aumenta di €6.671
milioni rispetto al 31 dicembre 2020 a seguito essenzialmente
dell’incremento delle partecipazioni (€9.155 milioni) per effetto
degli interventi sul capitale di società controllate e delle riprese
di valore operate. Tale effetto è parzialmente compensato dal
decremento delle attività non-correnti per effetto del deconso-
lidamento al 31 dicembre 2021 degli Asset della Mozambique
Rovuma Venture SpA Venture (€1.320 milioni) a seguito della
modica della qualicazione della partecipata da joint opera-
tion a joint venture.
Il capitale di esercizio netto, negativo di €2.222 milioni,
migliora di €2.869 milioni per effetto essenzialmente: (i)
dell’effetto positivo della valutazione delle scorte che riette
l’andamento dei prezzi di mercato (€1.483 milioni); (ii) dell’in-
cremento delle attività tributarie nette (€497 milioni) in parti-
colare per la valutazione delle imposte anticipate; (iii) dell’in-
cremento netto dei crediti/debiti commerciali (€817 milioni) in
particolare della linea di business Global Gas & LNG Portfolio;
(iv) dalla diminuzione delle altre passività nette (€174 milioni)
per effetto dell’incremento dei crediti per dividendi deliberati
e non ancora incassati dalla partecipata Eni International BV
(€3.178 milioni), in parte compensati dall’effetto negativo del
fair value dei derivati (€2.290 milioni), in particolare dei deri-
vati su commodity.
Le attività destinate alla vendita di €3 milioni si riferiscono
principalmente a cessioni di impianti di distribuzione.
PATRIMONIO NETTO
(€ milioni)
Patrimonio netto al 31 dicembre 2020
44.707
Incremento per:
Utile netto
7.675
Emissioni (Rimborsi) nette di obbligazioni subordinate perpetue
2.000
Differenze cambio da conversione Joint Operation
26
Piano incentivazione a lungo termine
16
Valutazione di piani a beneci deniti per i dipendenti al netto dell'effetto scale
3
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti ad OCI
1
Altri incrementi
18
9.739
Decremento per:
Acconto sul dividendo 2021
(1.533)
Distribuzione saldo dividendo 2020
(857)
Variazione fair value strumenti nanziari derivati cash ow hedge al netto dell'effetto scale
(541)
Acquisto azioni proprie
(400)
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
(61)
Costi emissioni obbligazioni subordinate perpetue
(15)
(3.407)
Patrimonio netto al 31 dicembre 2021
51.039
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
(€ milioni) 31.12.2021 31.12.2020 Var. ass.
Debiti nanziari e obbligazionari
28.040
25.843
2.197
Debiti nanziari a breve termine 7.421 5.777 1.644
Debiti nanziari a lungo termine 20.619 20.066 553
Disponibilità liquide ed equivalenti
(6.630)
(8.111)
1.481
Crediti nanziari non strumentali all’attività operativa
(4.192) (4.799) 607
Altre attività nanziarie destinate al trading
(5.855) (5.020) (835)
Indebitamento nanziario netto ante passività per leasing ex IFRS16
11.363 7.913 3.450
Passività per leasing
2.322 2.580 (258)
Indebitamento nanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
13.685
10.493
3.192
L’incremento dell’indebitamento nanziario netto di €3.192 milioni
è dovuto essenzialmente: (i) agli investimenti in partecipazioni per
effetto degli interventi sul capitale di alcune imprese controllate
(€8.145 milioni); (ii) al pagamento del dividendo residuo dell’eser-
cizio 2020 di €0,24 per azione (€854 milioni) e dal pagamento
dell’acconto sul dividendo dell’esercizio 2021, a valere sulle riser-
ve disponibili, di €0,43 per azione (€1.504 milioni); (iii) agli inve-
stimenti tecnici (€1.036 milioni); (iv) all’acquisto di azioni proprie
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
125
RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO
4
(4) Si rinvia al commento ai risultati economici e nanziari di consolidato per l’illustrazione metodologica degli schemi riclassicati.
(€ milioni)
2021
2020 Var. ass.
Utile netto
7.675
1.607
6.068
Rettiche per ricondurre l'utile netto al usso di cassa netto da attività operativa:
- ammortamenti e altri componenti non monetari
492 4.989 (4.497)
- plusvalenze nette su cessioni di attività
(23) (7) (16)
- dividendi, interessi e imposte
(6.057) (7.940) 1.883
Variazione del capitale di esercizio
(401) 1.185 (1.586)
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati
2.588 8.592 (6.004)
Flusso di cassa netto da attività operativa
4.274 8.426 (4.152)
Investimenti tecnici
(1.036) (812) (224)
Investimenti in partecipazioni
(8.145) (6.752) (1.393)
Disinvestimenti (investimenti) nanziari strumentali all'attività operativa
1.286 (211) 1.497
Dismissioni
484 11 473
Altre variazioni relative all’attività di investimento
113 (73) 186
Free cash ow
(3.024) 589 (3.613)
Investimenti e disinvestimenti di attività nanziarie non strumentali all’attività operativa
(110) 778 (888)
Variazione debiti nanziari correnti e non correnti
2.888 1.321 1.567
Rimborso di passività per beni in leasing
(374) (337) (37)
Flusso di cassa del capitale proprio
(2.758) (1.965) (793)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
1.924 2.975 (1.051)
Effetti delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti
(27) (2) (25)
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
(1.481) 3.359 (4.840)
(€ milioni) 2021 2020 Var. ass.
Free cash ow
(3.024) 589 (3.613)
Rimborso di passività per beni in leasing
(374) (337) (37)
Flusso di cassa del capitale proprio
(2.758) (1.965) (793)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
1.924 2.975 (1.051)
Differenze cambio su debiti e crediti nanziari e altre variazioni
782 235 547
VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITÀ PER LEASING
(3.450) 1.497 (4.947)
Rimborso di passività per beni in leasing
374 337 37
Accensioni del periodo e altre variazioni
(116) (260) 144
Variazione passività per beni in leasing
258 77 181
VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITÀ PER LEASING
(3.192) 1.574 (4.766)
INVESTIMENTI TECNICI
(€ milioni) 2021 2020 Var. ass.
Exploration & Production
406
356
50
Global Gas & LNG Portfolio
159 159
Rening & Marketing
423 420 3
Corporate
48 36 12
Investimenti tecnici
1.036 812 224
(€400 milioni). Tali effetti sono stati parzialmente compensati: (i)
dal usso di cassa netto positivo da attività operativa (€4.274 mi-
lioni), in particolare per i dividendi incassati da società controllate
(€2.893 milioni); (ii) dai disinvestimenti dei crediti nanziari stru-
mentali all’attività operativa netti (€1.286 milioni); (iii) dal usso di
cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue (€1.924 mi-
lioni); (iv) dal deconsolidamento al 31 dicembre 2021 del debito
della Mozambique Rovuma Venture SpA (€981 milioni) a seguito
della modica della qualicazione della partecipata da joint ope-
ration a joint venture.
126
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
31 dicembre 2021 31 dicembre 2020
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
riclassicato
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassicato
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
5.213 6.569
Diritto di utilizzo beni in leasing
1.691 1.888
Attività immateriali
247 101
Rimanze immobilizzate - scorte d'obbligo
1.104 994
Partecipazioni
56.010 46.855
Crediti nanziari e titoli strumentali all'attività operativa:
3.279 4.378
- crediti nanziari strumentali all'attività operativa (correnti)
(vedi nota 16)
22 23
- crediti nanziari e titoli strumentali all'attività operativa (non
correnti)
(vedi nota 16)
3.257 4.355
Crediti (debiti) netti relativi all'attività di investimento/disinvestimen-
to, composti da:
(208) (120)
- crediti relativi all'attività di disinvestimento
(vedi nota 7 e nota 10)
2 2
- debiti per attività di investimento
(vedi nota 18)
(210) (122)
Totale Capitale immobilizzato
67.336 60.665
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
2.582 1.099
Crediti commerciali
(vedi nota 7)
9.509 3.397
Debiti commerciali
(vedi nota 18)
(8.770) (3.475)
Attività (passività) tributarie nette:
256 (241)
- passività per imposte sul reddito (correnti) (117) (4)
-altre passività (correnti)
(vedi nota 10)
(622) (589)
- attività per imposte sul reddito (correnti) 23 22
- altre attività (correnti)
(vedi nota 10)
69 79
- attività per imposte anticipate 814 113
- attività per imposte sul reddito (non correnti) 78 78
- altre attività (non correnti)
(vedi nota 10)
2 2
- crediti per consolidato scale e IVA
(vedi nota 7)
73 95
- debiti per consolidato scale e IVA
(vedi nota 18)
(39) (3)
- passività per imposte sul reddito (non correnti) (9)
- altre passività (non correnti)
(vedi nota 10)
(25) (25)
Fondi per rischi ed oneri
(4.992) (4.890)
Altre attività (passività) di esercizio:
(807) (981)
- altri crediti
(vedi nota 7)
3.410 264
- altre attività (correnti)
(vedi nota 10)
12.782 1.243
- altre attività (non correnti)
(vedi nota 10)
2.053 905
- altri debiti
(vedi nota 18)
(502) (553)
- altre passività (correnti)
(vedi nota 10)
(15.683) (2.026)
- altre passività (non correnti)
(vedi nota 10)
(2.867) (814)
Totale Capitale di esercizio netto
(2.222) (5.091)
Fondi per beneci ai dipendenti
(393) (376)
Attività destinate alla vendita
3 2
CAPITALE INVESTITO NETTO
64.724 55.200
Patrimonio netto
51.039 44.707
RICONDUZIONE DEGLI SCHEMI DI BILANCIO RICLASSIFICATI UTILIZZATI NELLA RELAZIONE SULLA GESTIONE A QUELLI OBBLIGATORI
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
127
31 dicembre 2021 31 dicembre 2020
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
riclassicato
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassicato
Indebitamento nanziario netto
Debiti nanziari e obbligazioni, composti da:
- passività nanziarie a lungo termine 20.619 20.066
- quote a breve di passività nanziarie a lungo termine 1.555 1.848
- passività nanziarie a breve termine 5.866 3.929
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti
6.630 8.111
Crediti nanziari non strumentali all’attività operativa
(vedi nota 16)
4.192 4.799
Attività nanziarie destinate al trading
5.855 5.020
Indebitamento nanziario netto ante passività per leasing ex
IFRS16
11.363 7.913
Passività per beni in leasing, composti da:
2.322 2.580
- passività per beni in leasing a lungo termine 1.939 2.157
- quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine 383 423
Totale Indebitamento nanziario netto post passività per leasing ex IFRS16
13.685 10.493
COPERTURE
64.724 55.200
128
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
2021 2020
Voci del Rendiconto Finanziario Riclassicato e
conuenze/riclassiche delle voci dello schema legale
(€ milioni)
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassicato
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassicato
Utile netto
7.675 1.607
Rettiche per ricondurre l'utile netto al usso di cassa netto da attività operativa
Ammortamenti e altri componenti non monetari
492
4.989
- ammortamenti 930 1.013
- svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali,
immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing
455 1.573
- radiazioni
1
- effetto valutazione partecipazioni
(894)
2.395
- differenze cambio da allineamento (123) (48)
- variazione da valutazione al fair value titoli destinati al trading
65
54
- remeasurement delle passività per leasing
(21)
(1)
- proventi assicurativi per indennizzi relativi a Immobilizzazioni materiali (2)
- piano incentivazione a lungo termine
16
- variazioni fondi per beneci ai dipendenti
63
5
Plusvalenze nette su cessione di attività
(23) (7)
Dividendi, interessi e imposte
(6.057)
(7.940)
- dividendi
(6.006)
(8.914)
- interessi attivi (176) (204)
- interessi passivi
520
550
- imposte sul reddito
(395)
628
Flusso di cassa del capitale di esercizio
(401) 1.185
- rimanenze
(1.602)
966
- crediti commerciali
(6.097)
1.033
- debiti commerciali 5.283 (1.236)
- fondi per rischi ed oneri
(170)
113
- altre attività e passività
2.185
309
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati
2.588 8.592
- dividendi incassati
2.893
8.853
- interessi incassati
179
210
- interessi pagati (517) (533)
- imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d’imposta rimborsati
33
62
Flusso di cassa netto da attività operativa
4.274
8.426
Investimenti tecnici
(1.036) (812)
- immobilizzazioni materiali
(848)
(791)
- immobilizzazioni immateriali
(188)
(21)
Investimenti in partecipazioni
(8.145) (6.752)
Disinvestimenti (investimenti) nanziari strumentali all'attività operativa
1.286
(211)
- crediti nanziari strumentali
1.286
(211)
Dismissioni
484 11
- immobilizzazioni materiali
5
9
- partecipazioni
479
2
Altre variazioni relative all'attività di investimento/disinvestimento
113 (73)
- variazione debiti e crediti relativi all'attività di disinvestimento
113
(73)
Free cash ow
(3.024)
589
Investimenti e disinvestimenti di attività nanziarie non strumentali all'attività
(110) 778
‐ variazione netta titoli e crediti nanziari non strumentali all'attività operativa
(110)
778
Variazione debiti nanziari correnti e non correnti
2.888 1.321
- assunzione (rimborsi) debiti nanziari a lungo termine e quota a breve del lungo
955
2.020
- incremento (decremento) di debiti nanziari a breve termine
1.933
(699)
Rimborso di passività per beni in leasing
(374) (337)
Flusso di cassa del capitale proprio
(2.758)
(1.965)
- dividendi pagati
(2.358)
(1.965)
- acquisto azioni proprie (400)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
1.924
2.975
- emissioni nette di obbligazioni subordinate perpetue
1.985
2.975
- pagamenti di cedole relative ad obbligazioni perpetue (61)
Effetti delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni
sulle disponibilità liquide ed equivalenti
(27)
(2)
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
(1.481)
3.359
RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
129
Fattori di rischio e incertezza
RISCHI CONNESSI ALLA CICLICITÀ
DEL SETTORE OIL & GAS
Il prezzo del petrolio è la principale variabile che inuenza i risul-
tati nanziari 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. L’andamento del prezzo del greggio nel
breve termine è determinato dall’equilibrio tra la domanda e l’of-
ferta globale oltre che da molteplici fattori di natura nanziaria e
geopolitica. La domanda petrolifera nel breve termine è stretta-
mente correlata alla congiuntura economica globale, a sua volta
inuenzata da molteplici fattori ed eventi imprevedibili quali la
ducia dei consumatori, i livelli di occupazione, la crescita del
reddito disponibile, le crisi nanziarie, le politiche monetarie delle
banche centrali, pandemie, guerre, conitti locali, instabilità po-
litica e sociale, misure protezionistiche e i livelli del commercio
internazionale. Nel medio-lungo termine intervengono anche al-
tre variabili che rendono più complessa la stima della domanda
petrolifera globale quali il consumo di idrocarburi, l’espansione
demograca, l’aumento del potenziale di crescita dell’economia,
il miglioramento degli standard di vita dei Paesi in via di svilup-
po, i prezzi e la disponibilità di fonti energetiche alternative (i.e.
nucleare e rinnovabili), il progresso tecnologico nell’ecienza dei
consumi e, soprattutto, l’accelerazione del processo di transizio-
ne energetica verso un’economia low carbon che vede la società
civile e i governi di tutto il mondo impegnati nella promozione
dell’utilizzo di fonti energetiche rinnovabili e della sostituzione
dei veicoli a combustione interna con gli EV (“electric vehicle”),
compresa la possibile introduzione di normative più severe sul
consumo di idrocarburi quali la tassazione delle emissioni di CO
2
in risposta ai rischi posti all’ecosistema dal cambiamento clima-
tico (vedi di seguito la sezione dedicata all’approfondimento del
rischio climate change). I drammatici eventi legati alla pande-
mia COVID-19, la profonda recessione che ne è conseguita e il
cambiamento dei modelli sociali con la diffusione dello smart
working e del videoconferencing potrebbero aver causato un
cambiamento strutturale della domanda petrolifera mondiale,
anche in relazione alla possibile accelerazione della transizione
energetica trainata dalle imponenti misure di stimolo varate dai
governi per ricostruire le economie su basi più sostenibili e com-
patibili con la tutela dell’ambiente.
L’offerta globale di greggio è inuenzata in maniera determinan-
te dalle politiche di produzione dell’OPEC+, l’alleanza che include
i membri dell’originario cartello OPEC poi estesa ad altri impor-
tanti Paesi produttori come Russia e Kazakhstan, in grado di
controllare circa il 50% dell’offerta globale e quindi in certa mi-
sura i prezzi del petrolio. La posizione dell’OPEC infatti era stata
indebolita dalla rivoluzione dello shale oil USA, portando l’Arabia
Saudita ad allearsi con la Russia per rafforzare il ruolo del cartel-
lo. L’Arabia Saudita gioca un ruolo cruciale, poiché possiede un
ingente ammontare di riserve e la maggior parte della spare ca-
pacity mondiale. Questo spiega perché gli sviluppi geopolitici nel
Medio Oriente, in particolare nell’area del Golfo, quali conitti re-
gionali, atti di terrorismo o guerre, attacchi, sabotaggi e tensioni
sociali e politiche, hanno un forte impatto sui prezzi del petrolio.
Altri fattori che possono condizionare l’offerta sono le sanzioni
economiche e nanziarie adottate, in particolare, dagli USA e
dall’UE nei confronti di alcuni Paesi produttori, come ad esempio
l’embargo che impedisce le esportazioni di greggio dall’Iran e dal
Venezuela, crisi geopolitiche regionali con ripercussioni sull’atti-
vità estrattiva, eventi metereologici estremi o problematiche di
tipo operativo su infrastrutture chiave.
Nel corso del 2021, il prezzo del petrolio ha registrato un signi-
cativo recupero dopo il crollo del 2020 dovuto agli effetti della
pandemia COVID-19 sull’attività economica e sui consumi di
combustibili fossili. L’inversione di tendenza del mercato petro-
lifero è occorsa in coincidenza con l’introduzione nel novembre
2020 dei vaccini anti-COVID-19. I progressi della campagna vac-
cinale e delle altre misure di contenimento della pandemia con-
sentono il graduale “reopening” delle principali economie, con
consumi e investimenti sostenuti dalle rilevanti misure di stimo-
lo della crescita adottate dai governi e dalle politiche monetarie
espansive delle banche centrali. La ripresa economica e il forte
incremento della mobilità dopo la cessazione dei lockdown trai-
nano la domanda petrolifera mondiale con la sola eccezione del
settore aereo (passeggeri internazionali) che sconta il prolun-
gamento delle misure di chiusura delle frontiere da parte della
maggioranza degli Stati. La diffusione di nuove varianti del virus
non ha effetti tali da frenare la ripresa; ad esempio la diffusione
nel corso del mese di novembre 2021 della variante “Omicron”
del virus determina un’iniziale, signicativa correzione nel prezzo
del petrolio, ma non comporta una modica dei fondamentali
del mercato per cui, dopo aver perso circa il 15% in pochi giorni
di scambio, le quotazioni riprendono il trend rialzista.
Nel complesso, la domanda petrolifera nel 2021 ha registrato
un rimbalzo signicativo di 5,5 milioni di barili/g in più rispetto
al crollo del 2020 di circa 9 milioni di barili/g. La domanda è at-
tesa tornare ai livelli pre-pandemici (circa 100 milioni di barili/g)
nella seconda metà del 2022. Dal lato dell’offerta, l’OPEC+ nella
seconda parte del 2021 ha implementato un’ecace politica di
production management con il graduale allentamento dei tagli
produttivi concordati nel maggio 2020 a sostegno del prezzo.
Inoltre, nei mesi nali del 2021 i dati produttivi del Cartello eviden-
ziano una crescente dicoltà da parte di numerosi Stati aderenti
a raggiungere le quote produttive concordate (es. Nigeria, Ango-
130
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
la), per cui il Cartello sta effettivamente producendo al di sotto
del tetto concordato. Le compagnie petrolifere internazionali e gli
shale producer USA segnalano un cambio di rotta epocale nelle
politiche di capital allocation con l’abbandono dei piani di crescita
della produzione, privilegiando i ritorni agli azionisti e la ristruttu-
razione e il rimborso del debito accumulato nei cicli precedenti e
nel downturn del 2020. La disciplina nanziaria è la risposta del
management delle compagnie petrolifere alla volatilità dei mer-
cati, alle spinte degli investitori ad ottenere ritorni più attrattivi e
dei vincoli ESG delle banche che limitano l’accesso a nuovi nan-
ziamenti. I capex di sviluppo/mantenimento della produzione del
settore upstream Oil & Gas nel 2021 registrano solo un marginale
incremento rispetto alla drastica contrazione registrata nel 2020
in risposta al downturn, attestandosi a un livello di circa $320-350
miliardi (media del biennio stimata da fonti di mercato), circa la
metà di quella registrata nel periodo di crescita dello shale oil USA
nel 2011-2014. Il cambio di rotta delle oil companies penalizza la
crescita dell’offerta petrolifera che nel 2021 rimane inferiore alla
signicativa ripresa della domanda con il conseguente riassorbi-
mento dell’eccesso di scorte accumulate nel 2020. A ne 2021, le
scorte commerciali mondiali risultano sotto la media storica degli
ultimi cinque anni. Il miglioramento dei fondamentali di domanda
e offerta traina la ripresa del prezzo del greggio, che benecia an-
che della situazione globale di carenza di offerta di tutte le fonti
energetiche, in particolare gas, come evidenziato dai fenomeni di
switch gas-to-oil. Il prezzo del Brent in media annua 2021 chiude a
71 $/barile con un incremento di circa il 70% rispetto al 2020 (me-
dia 42 $/barile). Il trend rialzista si consolida nella parte iniziale
del 2022 con le quotazioni del Brent che a febbraio raggiungono i
120-130 $/barile, ritornando ai massimi dal 2008, anche per effet-
to del conitto tra Russia e Ucraina.
I prezzi del gas, anch’essi penalizzati nel 2020 dalla crisi pande-
mica, hanno registrato un recupero ancora più signicativo del
petrolio grazie alla sostenuta ripresa della domanda non com-
pensata da un idoneo adeguamento del supply. Alla base del
trend del supply ci sono sia motivazioni di carattere congiun-
turale (come il fermo non programmato di alcuni impianti di
liquefazione sia per motivi tecnici che per scarsità di feedgas)
sia di carattere strutturale come il rallentamento degli investi-
menti in nuovi progetti di liquefazione e il rallentamento della
crescita della produzione gas USA, conseguenza della discipli-
na nanziaria degli shale producer. La domanda globale di gas
ha registrato un’importante crescita nel corso del 2021 bene-
ciando della ripresa economica, di un inverno rigido (soprattut-
to in Asia), di un contributo limitato delle fonti intermittenti in
alcune aree e di un prezzo del carbone particolarmente elevato
soprattutto nella prima metà dell’anno. Tra ne estate e ne
anno i prezzi spot del gas sia in Europa che in Asia hanno toc-
cato i massimi storici a fronte dell’inseverimento della situazio-
ne di mercato corto derivante da una domanda resiliente agli
elevati livelli di prezzo e dal rallentamento dei ussi di import
via pipe in Europa che hanno portato le scorte europee su livelli
ben al di sotto dei minimi degli ultimi cinque anni. In Europa
continentale i prezzi spot hanno toccato livelli record superan-
do 60 $/Mbtu in dicembre (circa 1.980 €/migliaia di metri cubi).
In media annua gli incrementi del 2021 sono di dimensioni ri-
levanti: il PSV ha registrato una media di circa 487 €/migliaia
di metri cubi, +335% vs. 2020; il TTF che ha beneciato in via
diretta dei minori ussi d’importazione di LNG si è attestato su
una media di 486 €/migliaia di metri cubi (+390% vs. 2020).
Dopo una pausa a inizio 2022, la volatilità nel mercato europeo
del gas è tornata su livelli estremi a causa dello scoppio del
conitto tra Russia e Ucraina.
L’andamento dei prezzi degli idrocarburi nel 2022 sarà soste-
nuto dalla crescita economica, dalla politica di graduale allen-
tamento dei tetti produttivi dell’OPEC+, dalle problematiche di
performance produttiva del Cartello e dalla disciplina nanzia-
ria delle compagnie petrolifere quotate, che in base agli annun-
ci di mercato prevedono solo una modesta crescita dei capex.
Possibili rischi a tale outlook sono rappresentati dalle tensioni
geopolitiche globali in particolare il conitto tra Russia e Ucrai-
na (vedi pag. 96) che potrebbero causare una recessione e un
rallentamento delle attività, dagli squilibri dell’economia cinese
dovuti ai prestiti in sofferenza delle banche e alle dicoltà del
settore immobiliare, dall’effetto degli elevati costi dell’energia
sulla produzione industriale in relazione a fenomeni registrati
di interruzione dell’attività in alcuni comparti energy-intensive
(metallurgico, fertilizzanti) che potrebbero mettere a rischio la
ripresa, nonché dall’aumento delle aspettative inazionistiche
che potrebbero comportare la revisione delle politiche mone-
tarie da parte delle banche centrali. Per il 2022 Eni prevede un
prezzo del petrolio per il riferimento Brent di 80 $/barile, che
sconta un’offerta tendenzialmente allineata alla domanda, par-
tendo da un livello degli stoccaggi mondiali di ne 2021 ecce-
zionalmente basso; per il gas le attese sono di persistenza del-
la situazione di mercato corto a fronte di aspettative di tenuta
della domanda, della necessità di ricostituzione delle scorte ai
minimi in Europa e di limitata nuova offerta LNG attesa entrare
in esercizio. Nel lungo termine, considerati i rischi della tran-
sizione energetica, Eni prevede un deck di 62 $/bbl in termini
reali 2020 no al 2035, per poi declinare a 46 $ nel 2050 in
relazione all’assunzione di progressivo phase out del petrolio
dal mix energetico globale per il conseguimento degli obiettivi
climatici di Parigi. Tali proiezioni di prezzo sono alla base del-
le decisioni d’investimento e delle valutazioni di recuperabilità
degli attivi Oil & Gas.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
131
I risultati di Eni, principalmente del settore Exploration & Pro-
duction, sono esposti alla volatilità dei prezzi del petrolio e del
gas. La riduzione dei prezzi degli idrocarburi ha effetti negativi
sui ricavi, sull’utile operativo e sul cash ow a livello consolida-
to, determinando la essione dei risultati nel confronto anno
su anno; viceversa, in caso di aumento dei prezzi. Nel 2021 il
risultato della gestione industriale di Gruppo prima degli oneri
straordinari (utile operativo adjusted) e la generazione di cassa
operativa hanno registrato un incremento di quasi €8 miliardi
per entrambi rispetto al 2020 dovuto essenzialmente allo sce-
nario prezzi degli idrocarburi.
L’esposizione al rischio prezzo riguarda circa il 50% della produzio-
ne di petrolio e gas di Eni. Tale esposizione, per scelta strategica,
non è oggetto di attività di gestione e/o di copertura economica,
salvo particolari situazioni aziendali o di mercato come la fase
di eccezionale volatilità del prezzo del gas che si è vericata nel
quarto trimestre 2021 (v. infra). La parte restante della produzio-
ne Eni non è esposta al rischio prezzo, poiché è regolata dallo
schema contrattuale di Production Sharing Agreement (PSA) che
garantisce alla compagnia petrolifera internazionale nel ruolo di
contrattista il recupero di un ammontare sso di costi sostenu-
ti attraverso l’attribuzione di un corrispondente numero di barili,
esponendola pertanto a un rischio volume (vedi di seguito).
Uno scenario di prolungata contrazione o una contrazione
strutturale del prezzo delle commodity potrebbe avere effetti
negativi signicativi sulle prospettive di business a causa del-
la minore capacità della Compagnia di nanziare i programmi
di investimento e di far fronte alle obbligazioni in scadenza e
ad altri commitment. Eni potrebbe essere costretta a rivedere
la recuperabilità dei valori di bilancio delle proprietà Oil & Gas
con la necessità di rilevare signicative svalutazioni, nonché
riconsiderare i piani di investimento a più lungo termine in fun-
zione delle minori risorse disponibili e dell’impatto della essio-
ne dei prezzi sulla redditività dei progetti di sviluppo, alla luce
del rischio che i prezzi correnti potrebbero attestarsi su livelli
inferiori rispetto a quelli assunti in sede di valutazione. Queste
considerazioni potrebbero comportare la decisione di cancel-
lare, rinviare o rimodulare i progetti con ricadute negative sui
tassi di crescita e sull’autonanziamento disponibile per la cre-
scita futura. Tali rischi potrebbero inuenzare negativamente le
prospettive del business, i risultati operativi, la generazione di
cassa, la liquidità e i ritorni per l’azionista in termini di ammon-
tare del dividendo, disponibilità di extra-cassa per i programmi
di buy-back e di andamento in borsa del titolo Eni. A causa del-
la crisi del COVID-19 che potrebbe aver causato una riduzione
strutturale della domanda petrolifera e dei rischi di accelerazio-
ne della transizione energetica, il management ha adottato un
approccio più selettivo rispetto al passato nell’allocazione delle
risorse al core business Oil & Gas che nel prossimo quadrien-
nio attirerà un programma di capex di circa €4,5 miliardi per
anno (prima del COVID-19 erano nell’intorno dei €6 miliardi).
L’attività Oil & Gas è un settore capital-intensive che necessita di
ingenti risorse nanziarie per l’esplorazione e lo sviluppo delle ri-
serve di idrocarburi. La selettività degli investimenti e la disciplina
nanziaria rappresentano le variabili cruciali per il conseguimento
di un’adeguata redditività e dell’equilibrio patrimoniale conside-
rata la volatilità dei ussi di cassa. Storicamente gli investimenti
upstream sono stati nanziati attraverso l’autonanziamento,
gli incassi da dismissioni e ricorrendo a nuovo indebitamento e
all’emissione di bond e commercial paper per coprire eventuali
decit. Il cash ow operativo ha una prevedibilità limitata poiché
è soggetto alla volatilità dei prezzi degli idrocarburi, considerate
le politiche di risk management che non prevedono la copertura
del rischio prezzo attraverso strumenti nanziari derivati (posizio-
ni “unhedged”), salvo particolari situazioni di mercato (v. infra). Le
altre variabili che inuenzano il cash ow sono: (i) il rischio mi-
nerario da cui dipendono i volumi di petrolio e gas che saranno
effettivamente estratti dai pozzi di produzione; (ii) la capacità e
il time-to-market nello sviluppare le riserve; (iii) i rischi geopoliti-
ci; (iv) l’eciente gestione del circolante. Nel caso in cui il cash
ow operativo non sia in grado di nanziare il 100% degli investi-
menti tecnici “committed”, la Compagnia si vedrebbe costretta a
ridimensionare le riserve di liquidità o a emettere nuovi strumenti
di debito. Nonostante Eni non abbia al momento sperimentato
alcuna dicoltà di accesso al credito, l’ottenimento di nuovi nan-
ziamenti è esposto al rischio della crescente didenza da parte
di banche e altre istituzioni nanziarie a erogare fondi a sostegno
di nuovi progetti Oil & Gas in relazione alla transizione energetica.
Questo potrebbe comportare un aumento del costo delle nuove
emissioni o la necessità di rivedere i programmi di sviluppo.
Per questi motivi e valutato l’impegno nanziario necessario
per sviluppare i business della transizione energetica, il mana-
gement Eni ha adottato una politica di forte selettività dei pro-
getti d’investimento con l’obiettivo di aumentare la resilienza
del portafoglio di asset Oil & Gas alla volatilità dei prezzi del
petrolio, riducendo il livello di prezzo del Brent in corrisponden-
za del quale il cash ow operativo di Eni è in grado di coprire
gli investimenti pianicati e il pagamento del dividendo base.
Nel 2021 tale prezzo di cash neutrality è stato di circa 40 $/ba-
rile. Per il 2022 allo scenario di 80 $/barile, il management pre-
vede una generazione di cassa in eccesso rispetto al budget
degli investimenti organici (€7,7 miliardi) e al dividendo base
(€0,36 per azione pari a €1,3 miliardi); tale avanzo sarà allo-
cato al mantenimento di una solida struttura patrimoniale e a
ritorni addizionali agli azionisti attraverso il dividendo variabile
e un nuovo programma di buy-back. Il piano d’investimenti di
esplorazione e sviluppo delle riserve di idrocarburi presenta
una signicativa quota “uncommitted” consentendo all’Azien-
da di mantenere un’adeguata essibilità nanziaria in caso di
repentini mutamenti dello scenario. Inoltre, considerata la vola-
tilità dei cash ow operativi, l’Azienda mantiene una riserva di
liquidità strategica di €21,6 miliardi costituita da cassa, attività
nanziarie prontamente liquidabili, depositi vincolati a breve
termine e linee di credito committed pari a circa quattro volte
l’ammontare dei debiti nanziari in scadenza nei prossimi do-
dici mesi (comprese le rate di leasing).
132
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Per meglio apprezzare l’impatto della volatilità del prezzo del
petrolio sul cash ow operativo, il management ha stimato
che per una variazione in più o in meno del prezzo del Brent ri-
spetto allo scenario di 80 $/bbl, il cash ow operativo registra
rispettivamente un aumento/contrazione di circa €140 milio-
ni. Nel 2022 l’esposizione alle uttuazioni dei prezzi spot del
gas naturale sarà attenuata dalla decisione del management
di coprire la vendita di circa 5 miliardi di metri cubi mediante
l’uso di strumenti derivati nanziari con prezzi di vendita per
consegna futura compresi tra i 800 e i 400 €/migliaia di metri
cubi registrati nel quarto trimestre.
La volatilità del prezzo del petrolio/gas rappresenta un elemen-
to d’incertezza nel conseguimento degli obiettivi operativi Eni in
termini di crescita della produzione e rimpiazzo delle riserve pro-
dotte, per effetto del peso importante dei contratti di Production
Sharing (PSA) nel portafoglio Eni. In tali schemi di ripartizione
della produzione, a parità di costi sostenuti per lo sviluppo di un
giacimento, la quota di produzione e di riserve destinata al recu-
pero dei costi aumenta al diminuire del prezzo di riferimento del
barile e viceversa. Nel 2021, il management ha stimato che l’ef-
fetto prezzo nei PSA ha determinato un impatto negativo sulle
produzioni di circa 13 mila boe/giorno rispetto al 2020.
Rening & Marketing e Chimica sono business ciclici, i cui
risultati dipendono dai trend nell’offerta e nella domanda dei
prodotti petroliferi e commodity plastiche, funzione a loro volta
della congiuntura economica, e dei relativi margini di vendita.
L’impatto dei movimenti del prezzo del petrolio sui risultati di
tali business varia in funzione del ritardo temporale con il quale
le quotazioni dei prodotti si adeguano alle variazioni del costo
della materia prima, che dipende a sua volta dalle dinamiche
competitive dei mercati a valle.
Da alcuni anni il business ranazione evidenzia una perfor-
mance in continuo deterioramento a causa dei fattori di de-
bolezza strutturale dell’industria europea, in particolare del ba-
cino del Mediterraneo, in relazione all’overcapacity, a mercati
regionali maturi in termini di dinamiche nei consumi di carbu-
ranti e alla pressione competitiva da parte della ranazione del
Medio Oriente e della Cina favorita rispetto a Eni dalla maggio-
re scala degli impianti in grado di generare economie di costo,
disponibilità di materie prime competitive e minori obbligazioni
ambientali. Gli eventi connessi al COVID-19 hanno accelerato
la crisi della ranazione europea a causa della contrazione
dei consumi di carburanti per autotrazione, che anche post re-
cupero COVID saranno impattati dalla penetrazione degli EV,
nonché del ritardo della ripresa del settore del trasporto aereo
(passeggeri internazionali) che ha penalizzato il mercato dei di-
stillati medi. Questi fattori hanno frenato la dinamica dei prezzi
dei prodotti in relazione al sensibile recupero del costo della
carica petrolifera e, in particolare nell’ultima parte dell’anno,
all’escalation dei costi energetici indicizzati alle quotazioni del
gas naturale, determinando margini di ranazione negativi nel
corso dell’intero 2021, che si caratterizza come uno dei peg-
giori scenari della storia (media 2021 del margine indicatore
SERM pari a -0,9 $/barile vs. +1,7 $/barile nel 2020). Inoltre,
la performance dell’attività di ranazione tradizionale è stata
penalizzata dal rilevante aumento degli oneri per l’acquisto
di emission allowance per la CO
2
prodotta non coperta dalle
assegnazioni gratuite. Nel 2021 il prezzo dell’European Union
Allowance (EUA) ha registrato un sostanziale aumento, conso-
lidandosi su una media di 53,4 €/ton (vs. 24,7 €/ton nel 2020).
Il trend rialzista è stato trainato da diversi fattori. La ripresa
dell’attività industriale ha contribuito all’aumento della richiesta
di permessi EUA, anche a causa dell’incremento dei consumi
di carbone, tornato competitivo in rapporto al rilevante incre-
mento dei prezzi del gas. Inoltre, la riduzione dei volumi d’asta
e le proposte di riforma dell’ETS contenute nel documento “Fit
for 55” hanno amplicato l’andamento rialzista dei prezzi EUA
attirando anche investitori nanziari. Nell’ultimo trimestre del
2021, l’andamento rialzista ha registrato un’ulteriore accelera-
zione (+20%, +11,4 €/ton vs. Q3), dovuta a fattori tecnici (pausa
aste), una minor produzione da eolico rispetto alle previsioni e
dal fermo temporaneo di alcune centrali nucleari francesi. Nei
primi mesi del 2022 i costi delle EUA hanno continuato a cre-
scere superando i 90 €/ton.
Sulla base di questi trend, il management ha rivisto al ribasso
le proiezioni dei margini di ranazione nel breve-medio termi-
ne, mentre sono state riviste al rialzo le previsioni di costo per le
emissioni di CO
2
con la conseguente revisione negativa dei ussi
di cassa futuri associati all’uso delle ranerie e la rilevazione di
svalutazioni di impianti per circa €0,9 miliardi che si aggiungono
ai circa €1,8 miliardi rilevati nel precedente biennio, con questo az-
zerando sostanzialmente il valore di libro delle ranerie europee.
Il business della Chimica Eni è caratterizzato da dinamiche di
mercato simili alla ranazione: eccesso di capacità e pressio-
ne competitiva da parte di produttori con maggiori economie
di scala o altri vantaggi di costo (i produttori mediorientali in-
tegrati o i produttori chimici USA che utilizzano l’etano come
carica per il cracker, più conveniente della nafta) e maggiore
diversicazione geograca; questi fattori sono maggiormente
evidenti durante le fasi di minore crescita economica, come
accaduto durante la recessione del 2020 dovuta al COVID-19.
Nel primo semestre 2021 il settore Chimico di Eni ha bene-
ciato della fase di ripresa dell’economia mondiale e di fattori
contingenti che hanno inuito sulla disponibilità di prodotto,
registrando margini superiori alla media storica con punte re-
cord per il polietilene. Nella seconda parte dell’anno i margini
dei prodotti si sono progressivamente normalizzati per effetto
di un migliore bilanciamento tra domanda e offerta e dell’acce-
lerazione dei costi della carica petrolifera e delle utilities indu-
striali indicizzate al costo del gas.
Il management sta attuando un percorso strategico di riposizio-
namento di questi due business con l’obiettivo di ridurre il peso
in portafoglio dei segmenti commodity caratterizzati da deboli
fondamentali ed esposti alla volatilità dei margini degli idrocar-
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
133
buri, a benecio dei business dei biocarburanti e della chimica
da fonte rinnovabile e da riciclo, nonché aumentando la specia-
lizzazione verso polimeri a elevato valore aggiunto, caratterizzati
da maggiore stabilità ed interessanti prospettive di crescita.
Fenomeni di volatilità senza precedenti nel mercato ener-
getico europeo con incrementi dei prezzi delle commodity,
soprattutto gas ed elettricità, hanno comportato un sensibile
incremento del rischio nanziario per Eni.
Nel corso del quarto trimestre 2021 il rafforzamento della ri-
presa economica globale ha determinato un incremento della
domanda energetica sincrono in tutte le aree, con l’offerta in
particolare di gas che ha incontrato dicoltà nel rispondere in
maniera adeguata a causa della riduzione dei capex da parte
degli operatori upstream, determinando un mercato energetico
corto. La situazione di imbalance è stata particolarmente pro-
blematica in Europa a causa di fattori specici dell’area dovuti
alla sottoperformance delle rinnovabili, livelli di stoccaggi di gas
al picco della stagione d’iniezione sensibilmente inferiori alle me-
die storiche per tale periodo dell’anno, le incertezze sulla stabilità
dei ussi di importazione dalla Russia che ha rispettato i vincoli
minimi di prelievo dei contratti long-term limitando al minimo le
forniture spot, il declino delle produzioni continentali anche in re-
lazione agli obiettivi ambientali dell’Unione, nonché la complessa
vicenda regolatoria per l’avvio della dorsale di importazione dal-
la Russia Nord Stream linea 2. Tali driver hanno innescato una
fase di volatilità senza precedenti nei mercati di trading del gas e
dell’energia elettrica del continente con i prezzi delle commodity
che hanno registrato incrementi dell’ordine di parecchie centina-
ia di punti percentuali (media TTF quarto trimestre 2021 pari a
sei volte il quarto trimestre 2020, prezzo wholesale dell’energia
elettrica in Italia PUN un incremento di quasi cinque volte).
Tali incrementi dei prezzi hanno comportato delle tensioni nan-
ziarie per i player che, come Eni, utilizzano i contratti di vendita
delle commodity per consegna futura e altri strumenti nanziari
derivati su commodity per coprire i margini delle vendite o an-
che per attività speculative per via del requisito dei pagamenti al
margine (margining payments). Le controparti nanziarie dei de-
rivati e i mercati wholesale ed exchange-based delle commodity
energetiche prevedono tipicamente la costituzione da parte dei
trader di depositi a garanzia delle posizioni aperte quando que-
ste diventano negative o nel caso di vendite a futuri delle dispo-
nibilità di commodity (da produzione o da contratto long-term) a
garanzia della consegna al buyer in evento di default. Questi de-
positi il cui ammontare è funzione del livello generale dei prezzi
hanno natura temporanea e sono restituiti al settlement dell’ope-
razione principale. Nel caso di rialzo dei prezzi spot e della cur-
va forward, le vendite a futuri a prezzo sso e le posizioni short
diventano negative facendo scattare la richiesta da parte della
controparte nanziaria o del gestore della piattaforma di scam-
bio nei confronti dei trader di integrare il deposito a garanzia
(margin call). In condizioni normali di mercato, tale operatività
non comporta rischi particolari. Tuttavia, nel quadro delle condi-
zioni di mercato senza precedenti occorse nel mese di dicembre
2021, Eni ha dovuto gestire lo spike di volatilità ed adempiere gli
obblighi connessi all’assolvimento delle margin call che hanno
registrato aumenti molto rilevanti in proporzione al signicativo
aumento nominale delle esposizioni. Il Gruppo ha tirato circa
€2,2 miliardi dalle linee di credito committed per superare la fase
critica del mercato, rimborsandole nei giorni successivi a fronte
del rientro dei picchi di volatilità. Nel complesso non sono state
registrate tensioni particolari considerato anche che nell’ultima
settimana dell’anno i prezzi hanno registrato un’importante cor-
rezione al ribasso. Inoltre tale rischio è compensato dall’incre-
mento di valore degli asset di Gruppo in relazione all’aumento
dei prezzi. Per il 2022 sono possibili nuovamente fenomeni di
forte volatilità che il Gruppo gestirà eventualmente con la essi-
bilità nanziaria disponibile.
Tra ne febbraio-inizio marzo 2022 l’escalation militare tra Rus-
sia e Ucraina e il timore di interruzioni nelle forniture di gas dalla
Russia hanno innescato una nuova fase di volatilità estrema nei
mercati delle commodity, con il signicativo aumento delle ob-
bligazioni di marginazione e garanzia del settlement dei derivati.
L’aumento del prezzo del gas ha determinato inoltre un aumento
del rischio controparte in funzione dell’espansione del valore dei
crediti commerciali outstanding nei confronti dei clienti GGP. Que-
sto ha comportato sia un incremento del fondo svalutazione cre-
diti dovuta all’effetto leva sia la necessità di rivedere le rischiosità
di alcune posizioni per scontare l’effetto congiunturale di mercato
in un quadro di accresciuto rischio sistemico che ha visto il defau-
lt in Europa di vari operatori retail che non sono stati in grado di
gestire la volatilità dei prezzi, mentre sul lato dei clienti industriali si
registrano numerosi casi di fermate anche indenite delle produ-
zioni manifatturiere a causa degli elevati costi dell’energia.
RISCHI CONNESSI AL CONFLITTO
RUSSIA-UCRAINA
Si rinvia al paragrafo Possibili conseguenze del conitto tra
Russia e Ucraina nella sezione Commento ai risultati economi-
co-nanziari a pag. 96.
RISCHIO PAESE
Al 31 dicembre 2021, circa l’80% delle riserve certe di idrocar-
buri di Eni era localizzato in Paesi non OCSE, principalmente
in Africa, Medio Oriente e Asia Centrale. Questi Paesi sono ca-
ratterizzati, per ragioni storiche e culturali, da un minore grado
di stabilità politica, sociale ed economica rispetto ai Paesi svi-
luppati dell’OCSE. Pertanto Eni è esposta ai rischi di possibili
evoluzioni negative del quadro politico, sociale e macroecono-
mico che possono sfociare in eventi destabilizzanti quali con-
itti interni, rivoluzioni, instaurazione di regimi non democratici
e altre forme di disordine civile, nazionalizzazioni, espropri,
contrazione dell’attività economica e dicoltà nanziarie dei
134
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Governi locali con ricadute sulla solvibilità degli Enti petroliferi
statali, elevati livelli di inazione, svalutazione della moneta e
fenomeni similari tali da compromettere in modo temporaneo
o permanente la capacità di Eni di operare in condizioni eco-
nomiche e di assicurarsi l’accesso alle riserve di idrocarburi.
Ulteriore elemento di rischio è rappresentato dal sistema delle
sanzioni applicate dagli USA e in certi casi dall’UE nei confronti
di certi Paesi che potrebbero compromettere la capacità di Eni
di continuare a operare o di operare in modo economico.
Altri rischi connessi all’attività in tali Paesi sono rappresentati
da: (i) mancanza di un quadro legislativo stabile e incertezze
sulla tutela dei diritti della compagnia straniera in caso di ina-
dempienze contrattuali da parte di soggetti privati o Enti di Sta-
to; (ii) sviluppi o applicazioni penalizzanti di leggi, regolamenti,
modiche contrattuali unilaterali che comportano la riduzione
di valore degli asset Eni, disinvestimenti forzosi, nazionalizza-
zioni ed espropriazioni; (iii) restrizioni di varia natura sulle atti-
vità di esplorazione, produzione, importazione ed esportazione;
(iv) incrementi della scalità applicabile; (v) conitti sociali inter-
ni che sfociano in guerre, atti di sabotaggio, attentati, violenze e
accadimenti simili; (vi) dicoltà di reperimento di fornitori inter-
nazionali in contesti operativi critici o di fornitori locali qualicati
nelle iniziative che richiedono il rispetto di soglie minime di local
content; e (vii) complessi iter di rilascio di autorizzazioni e per-
messi che impattano sul time-to-market dei progetti di sviluppo.
L’outlook nanziario di alcuni Paesi non OCSE di presenza Eni
ha registrato un signicativo deterioramento a causa della crisi
economica dovuta al COVID-19 e alla contrazione delle entrate
petrolifere, con tempi di ripresa ancora incerti e possibili ricadute
sul grado di solvibilità delle compagnie petrolifere di Stato e di
operatori locali partner di Eni nei progetti di sviluppo delle riserve.
Attualmente i Paesi di presenza Eni con un maggiore prolo di ri-
schio geopolitico o controparte sono Venezuela, Nigeria e Libia.
Allo stato attuale, non è possibile escludere che l’eventuale ina-
sprimento delle sanzioni economiche e nanziarie contro la
Russia possa avere impatti sulle attività di Eni anche con con-
troparti russe.
Il Venezuela sta attraversando una crisi strutturale economica e
nanziaria a causa della contrazione delle entrate del settore pe-
trolifero, principale fonte di reddito del Paese, riconducibile in larga
misura agli effetti delle sanzioni USA, le quali hanno di fatto pre-
cluso al settore petrolifero venezuelano l’accesso ai nanziamenti
necessari per sviluppare le riserve, determinando la caduta dei
livelli produttivi. Tale situazione di debolezza è stata esacerbata
dagli impatti del COVID-19 e dal progressivo inasprimento delle
sanzioni USA. Le restrizioni economiche e nanziarie degli USA
hanno come target principale il settore oil del Paese, la società
petrolifera di Stato Petróleos de Venezuela SA (“PDVSA”) e più in
generale il Governo venezuelano e le società da esso possedute.
Tale situazione mette a rischio la recuperabilità degli investi-
menti di Eni, che sono concentrati in tre grandi progetti: il giaci-
mento offshore a gas Perla, operato dalla società locale Cardón
IV, in joint venture paritetica con un’altra compagnia petrolifera
internazionale, il campo ad olio pesante onshore Junín 5, opera-
to dall’omonima società Petrojunin, e il campo ad olio offshore
Corocoro, operato dalla società Petrosucre, i cui azionisti sono
la società di Stato PDVSA ed Eni, per entrambe in regime di “Em-
presa Mixta”. I tre progetti sono stati oggetto di svalutazioni in
esercizi passati con la riclassica di importanti volumi di riserve
alla categoria “probabile” in funzione delle ridotte prospettive di
producibilità. Correntemente i crediti outstanding di Eni nei con-
fronti di PDVSA nelle tre iniziative petrolifere ammontano a circa
€1,3 miliardi (a ne 2021), relativi principalmente ai crediti com-
merciali scaduti verso PDVSA per le forniture del gas equity del
giacimento Perla e al nanziamento del progetto. A causa del
regime sanzionatorio USA, nel 2021 Eni ha dovuto cessare ogni
transazione per l’ottenimento di rimborsi in-kind sia dei crediti
outstanding sia di quelli derivanti dal fatturato del periodo. Eni
continua a monitorare l’evoluzione del quadro sanzionatorio e
a valutare diverse opzioni per sbloccare i pagamenti degli am-
montari dovuti nel pieno rispetto delle regole vigenti.
La Nigeria sta uscendo lentamente dalla grave crisi nanziaria
ed economica conseguente alla pandemia. Le principali espo-
sizioni del Gruppo e i relativi rischi controparte riguardano il
nanziamento dei progetti Oil & Gas operati, dove Eni sostiene
upfront tutti i costi di sviluppo e addebita alla compagnia petro-
lifera di Stato NNPC e ai partner locali la quota di costi di loro
competenza. Sia NNPC sia i partner locali hanno incontrato
dicoltà nell’adempiere le obbligazioni di funding dei progetti,
determinando l’aumento dell’esposizione nanziaria di Eni. L’e-
sposizione nei confronti di NNPC ha registrato una normalizza-
zione nel corso del 2021; mentre il recupero dei crediti outstan-
ding nei confronti di un partner locale è diventato più rischioso
anche a causa di contestazioni del credito Eni. Inoltre, come
anticipato nella premessa, la tutela dei diritti contrattuali delle
compagnie petrolifere internazionali è soggetto a sistemi di en-
forcement meno certi rispetto ai Paesi OCSE.
Nel maggio 2021 è scaduto il titolo minerario nigeriano OPL 245
relativo all’esplorazione del blocco offshore omonimo, per il qua-
le Eni aveva chiesto la conversione in licenza di sviluppo nel pie-
no convincimento di aver rispettato tutti i termini contrattuali, le
condizioni e i requisiti per tale conversione, compresa la tempe-
stiva notica alla controparte. Finora le autorità nigeriane com-
petenti non hanno accordato la conversione. A tutela del proprio
diritto e della recuperabilità dell’investimento, Eni ha avviato nel
settembre 2020 un arbitrato internazionale in sede ICSID.
È possibile che in futuro il Gruppo possa incorrere in nuove per-
dite sulle esposizioni in Venezuela e Nigeria qualora il quadro
economico-nanziario di tali Paesi si deteriori ulteriormente.
La Libia uno dei principali Paesi di presenza Eni in termini di vo-
lumi produttivi e contributo ai risultati consolidati ha attraversato
un lungo periodo di instabilità politico-sociale e di tensioni interne
conseguenti alla rivoluzione armata del 2011 e al cambio del regi-
me di allora. Gli eventi del 2011 che determinarono il blocco quasi
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
135
totale di tutte le attività Eni nel Paese per quasi un anno, ebbe-
ro ricadute rilevanti sui risultati di allora. Negli anni successivi, la
situazione di continua instabilità sociale e politica, sfociata a più
riprese in atti di ostilità tra le fazioni contrapposte, ha compromes-
so in diverse circostanze la regolarità e la sicurezza delle operazio-
ni di Eni nel Paese. Da settembre 2020 la situazione è migliorata
grazie a un accordo di pacicazione nel Paese che ha consentito
la ripresa di tutte le attività operative fatta eccezione per gli impe-
gni esplorativi sui quali persiste lo stato di Forza Maggiore. Questa
nuova fase di stabilizzazione ha caratterizzato buona parte del
2021 anche grazie alla formazione di un nuovo Governo di Unità
Nazionale con l’obiettivo di portare il Paese ad elezioni entro la
ne del 2021. Purtroppo il processo elettorale è stato riman-
dato a data da denire, riportando oggi il Paese in una situa-
zione di incertezza politica e sociale. Nel 2021 la produzione
Eni in Libia è stata di 168.5mila boe/giorno in linea con i piani
aziendali, nonostante la società di Stato abbia dichiarato dallo
scorso dicembre 2021 la sospensione temporanea di produ-
zione, in diversi campi nell’onshore per cause di forza maggiore
e tuttora in vigore. La società di Stato libica ha espresso l’inten-
zione di rilanciare il settore petrolifero anche con nuovi svilup-
pi che potrebbe aprire opportunità per Eni. Ciò nonostante la
situazione rimane mutevole e di dicile previsione nel medio
termine a meno di sostanziali sviluppi politici stabilizzanti. Per
cui il management ritiene che la situazione geopolitica libica
continua a costituire per Eni un fattore di rischio. Attualmente
la Libia rappresenta circa il 10% della produzione di idrocarburi
complessiva di Eni; tale incidenza è prevista ridursi nel medio
termine in linea con la strategia di Gruppo di bilanciare il rischio
paese attraverso l’espansione in aree a elevato grado di stabili-
tà politica come gli Emirati Arabi Uniti e la Norvegia.
Per scontare i rischi di possibili sviluppi geopolitici sfavorevoli
in Libia e in altri Paesi, dove Eni conduce le operazioni upstre-
am, che potrebbero determinare interruzioni di durata conte-
nuta delle attività di sviluppo e di produzione degli idrocar-
buri, come quelle causate da conitti interni, attentati, atti di
guerra, tensioni sociali e altri disordini civili o rischi upstream
di altro tipo (ad esempio ambientali o legati alla complessità
delle operazioni), il management ha applicato ai livelli produt-
tivi target del piano quadriennale 2022-2025 un taglio lineare
(“haircut”) quanticato sulla base del proprio apprezzamento
di tali tipi di rischi, dell’esperienza passata e di altri fattori.
Tuttavia, tale contingency sulle produzioni future non copre
le conseguenze di eventi di portata straordinaria (cosiddetto
“worst case scenario”) ai quali sono associabili signicative
interruzioni delle attività produttive per periodi prolungati.
Data l’entità delle riserve di Eni situate in tali Paesi, la Compa-
gnia è particolarmente esposta a questo tipo di rischio nelle
attività upstream. Eni monitora in maniera costante i rischi di
natura politica, sociale ed economica dei 68 Paesi dove ha
investito o intende investire, al ne della valutazione econo-
mico-nanziaria e della selezione degli investimenti di cui il
rischio paese è parte integrante. Ferma restando la loro natu-
ra dicilmente prevedibile, tali eventi possono avere impatti
negativi signicativi sui risultati economico-nanziari attesi di
Eni, anche in termini di recupero dei crediti erogati ad Enti di
Stato per nanziare i progetti di sviluppo.
RISCHIO SANZIONI
I programmi sanzionatori che più rilevano per le attività di Eni
sono quelli adottati dall’Unione Europea e dagli Stati Uniti d’Ame-
rica e, in particolare, ad oggi, quelli relativi a Venezuela e Russia.
Con riferimento al Venezuela, nella parte nale del 2020, l’am-
ministrazione statunitense uscente ha intensicato la pressione
nei confronti del governo Maduro, restringendo ulteriormente le
operazioni effettuabili da soggetti statunitensi e non, nel settore
petrolifero del Paese e/o con società controllate direttamente o
indirettamente dal Governo. Ciò ha comportato un rallentamen-
to nelle esportazioni di greggio dal Venezuela, anche nell’ambito
degli schemi swap utilizzati per la compensazione in natura dei
crediti commerciali accumulati nei confronti di PDVSA.
Per quanto concerne la Russia, a seguito dell’invasione dell’U-
craina nel febbraio 2022, Unione Europea, Regno Unito e Stati
Uniti hanno adottato nuove sanzioni economiche e nanziarie,
particolarmente severe, nei confronti del Paese, che si aggiun-
gono a quelle già in vigore a partire dal 2014.
Le nuove restrizioni sono volte a colpire, principalmente, il
settore nanziario russo e la possibilità di accesso al credito
statunitense ed europeo di alcune importanti società russe at-
tive nel settore Oil & Gas. Ad oggi le sanzioni non colpiscono
direttamente l’acquisto di gas, greggio e prodotti petroliferi di
origine russa o la possibilità di mantenere relazioni di business
con controparti russe, ma non possono escludersi prossimi
inasprimenti. L’attuale presenza di Eni in Russia è marginale e i
progetti nell’upstream russo si trovano in stato di sospensione
– anche a seguito dell’applicazione delle sanzioni già vigenti
prima della recente crisi. Gran parte del gas acquistato da Eni
proviene dalla Russia ed Eni collabora con controparti russe in
diversi progetti upstream nel mondo.
Eni ha adottato le misure necessarie per garantire che le sue
attività siano svolte in conformità con le norme applicabili, as-
sicurando un monitoraggio continuo dell’evoluzione del quadro
sanzionatorio, per adattare su base continuativa le proprie atti-
vità alle restrizioni di volta in volta applicabili.
RISCHIO CLIMATE CHANGE
La transizione energetica è il processo di evoluzione dell’eco-
nomia verso un modello di sviluppo “low carbon”, cioè a con-
tenute/zero emissioni nette di anidride carbonica (CO
2
) attra-
verso la progressiva sostituzione e phase-out dei combustibili
fossili nel mix energetico per mezzo delle fonti rinnovabili. Esso
rappresenta un rischio strategico per il core business delle so-
cietà Oil & Gas.
136
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Nel dicembre 2015, in occasione della COP21 di Parigi, 197
nazioni di tutto il mondo (inclusa l’Unione Europea) hanno
negoziato l’Accordo di Parigi (AP), che definisce un piano
d’azione globale contro i cambiamenti climatici con l’obietti-
vo di contenere l’aumento medio della temperatura terrestre
a fine secolo ben al di sotto di 2°C rispetto ai livelli preindu-
striali e di fare quanto possibile per raggiungere l’obiettivo
più ambizioso di limitare l’incremento della temperatura glo-
bale a 1,5°C. L’AP, che Eni riconosce e sostiene, è entrato in
vigore nel novembre 2016 e ad oggi è stato ratificato da 193
Parti afferenti alla Convenzione Quadro sui Cambiamenti
Climatici (UNFCCC) su un totale di 197. Nel corso della re-
cente COP26 di Glasgow è stato rilevato che gli impegni di
mitigazione delle Parti definiti nei rispettivi piani nazionali
di mitigazione e adattamento (NDC) appaiono non in linea
con gli obiettivi dell’AP. Per tale motivo, la COP26 ha invi-
tato le Parti a rivedere e ad allineare i target 2030 previsti
negli NDC agli obiettivi dell’AP entro il 2022, tenendo conto
delle specificità nazionali. In ambito mitigazione, la COP26
ha riconosciuto l’importanza di limitare l’incremento della
temperatura a 1,5°C rispetto all’epoca preindustriale, ridurre
le emissioni di CO
2
del 45% al 2030 vs. 2010 traguardando
il net zero “intorno alla metà del secolo” e ridurre in modo
sostanziale le emissioni GHG diverse dalla CO
2
, ed in par-
ticolare il metano. Inoltre, le Parti sono state esortate a ri-
durre progressivamente la generazione elettrica a carbone
“unabated” e a eliminare i sussidi inefficienti alle fonti fossili.
In ambito cooperazione internazionale, la COP26 ha definito
e approvato le linee guida necessarie a rendere operativo il
mercato internazionale dei crediti di carbonio.
Il fondamento scientico del cambiamento climatico è de-
nito dall’Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC),
che già nel 2018 aveva raccomandato di limitare l’incremento
della temperatura globale a 1,5°C vs. epoca preindustriale, al
ne di evitare conseguenze irreversibili sull’ecosistema, rico-
noscendo che tale ambizione richiede un’accelerazione nei
tempi di realizzazione e un ampliamento nella portata degli
obiettivi ssati dai Paesi nell’ambito dell’AP. Successivamente,
nell’agosto del 2021 nell’ambito del sesto ciclo di valutazione
sullo stato del clima globale previsto terminare nel corso del
2022, l’IPPC ha diffuso i risultati dello studio svolto dal primo
dei tre gruppi di esperti che contribuiranno all’assessment, la
cui conclusione è che “unless there are immediate, rapid and
large-scale reductions in greenhouse gas emissions, limiting
warming to close to 1.5°C or even 2°C will be beyond reach”.
Le iniziative di decarbonizzazione annunciate o avviate dai
governi di molti Paesi avanzati, in particolare i Paesi dell’a-
rea OCSE, in attuazione dell’AP, la spinta della società civile
e della comunità internazionale, l’evoluzione delle preferenze
dei consumatori e il diffondersi di una crescente sensibilità al
tema del cambiamento climatico e della salvaguardia dell’e-
cosistema sono tutti fattori che potrebbero determinare nel
medio-lungo termine lo spiazzamento della domanda d’idro-
carburi da parte delle energie rinnovabili e di altri vettori ener-
getici low/zero carbon. La pandemia COVID-19 del 2020 e la
grave crisi economica e sociale che ne è scaturita sostengo-
no tale processo, a fronte di misure di rilancio dell’economia
da parte dei governi che includono investimenti sostenibili
e in chiave low carbon. In particolare, l’Unione Europea in ri-
sposta alla crisi pandemica e in attuazione del Green Deal ha
istituito il fondo next generation EU che prevede il supporto
a investimenti sostenibili, che contribuiranno a raggiungere il
nuovo e più ambizioso obiettivo di riduzione delle emissioni
ssato per il 2030 (-55% vs. 1990) e la neutralità carbonica al
2050. Inoltre, al ne di indirizzare i ussi nanziari verso pro-
getti effettivamente sostenibili dal punto di vista ambientale,
l’Unione Europea ha adottato nel 2020 un nuovo sistema di
classicazione delle attività economiche in chiave sostenibile
(il Regolamento Tassonomia; v. sezione dedicata nella DNF).
In questo contesto, i rischi connessi al cambiamento clima-
tico sono analizzati, valutati e gestiti da Eni considerando i
cinque driver di riferimento individuati dalla Task Force on
Climate related Financial Disclosures (TCFD) del Financial
Stability Board, relativi sia ad aspetti connessi alla transizio-
ne energetica (scenario di mercato, evoluzione normativa e
tecnologica, tematiche reputazionali e legali) sia ad aspetti
sici (fenomeni meteoclimatici estremi/cronici), con un oriz-
zonte di breve, medio e lungo termine.
Per quanto riguarda il driver normativo, l’adozione di prov-
vedimenti su vasta scala nalizzati a ridurre il consumo d’i-
drocarburi o l’introduzione di restrizioni crescenti all’attività
estrattiva potrebbero comportare un aumento dei costi ope-
rativi e minori prospettive di crescita con impatti di breve,
medio e lungo termine.
Gli Stati possono perseguire l’obiettivo della decarbonizza-
zione attraverso normative volte a limitare il consumo degli
idrocarburi, quali il carbon pricing (carbon tax e emissions tra-
ding) o quote minime di combustibili rinnovabili/low carbon.
Tali regolamentazioni potrebbero ridurre signicativamente
la domanda petrolifera e incrementare i costi operativi delle
compagnie oil&gas. Attualmente circa la metà delle emissio-
ni dirette di GHG di Eni sono soggette all’European Emission
Trading System (EU ETS) che prevede, a carico dell’impresa,
l’onere per l’acquisto di quote di emissione sul mercato pri-
mario o secondario e il loro utilizzo a copertura delle emis-
sioni vericate, al netto dell’eventuale assegnazione gratuita
di permessi di emissione. Nel 2021, su base operata, a fronte
di assegnazioni gratuite di 5,32 milioni di tonnellate di CO
2
,
le installazioni europee del Gruppo hanno emesso 17,74 mi-
lioni di tonnellate; il decit emissivo è stato coperto con ac-
quisti di allowances principalmente nel mercato secondario
con un onere di conto economico di circa €660 milioni che
rappresenta un signicativo aumento rispetto al 2020 a cau-
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137
sa dell’aumento delle quotazioni di mercato delle emission
allowance (più che raddoppiate) dovuto sia alla ripresa eco-
nomica, sia alle aspettative di minori assegnazioni gratuite
in futuro da parte delle Autorità europee in vista del conse-
guimento degli obiettivi climatici del Green Deal europeo.
In alcuni contesti geograci specici, il Gruppo è soggetto
a meccanismi di carbon tax addizionali rispetto all’EU ETS
(es. Norvegia). È ipotizzabile che a medio termine tali costi di
compliance aumentino in misura signicativa, anche alla luce
del nuovo “Fit for 55 package”, pubblicato il 14 luglio 2021,
che prevede, tra gli altri, un’ulteriore riduzione dell’allocazione
gratuita di quote di emissione e l’inclusione nell’EU ETS an-
che dei settori building, trasporti su strada, settore marittimo,
con entrata in vigore a regime a partire dal 2026. Tali oneri
potrebbero essere attenuati in prospettiva dai beneci che
la Compagnia prevede di ottenere dal miglioramento dell’ef-
cienza operativa dei propri asset industriali, dai progetti di
azzeramento del aring gas da processo e dal piano di ridu-
zione delle emissioni fuggitive di metano, in linea con i target
di riduzione delle emissioni comunicati al mercato. Ulteriori
beneci deriveranno dalla progressiva implementazione delle
iniziative incluse nel piano di medio-lungo termine Eni, che ha
l’obiettivo di costruire un portafoglio di business più sosteni-
bile e ridurre signicativamente le emissioni.
Inne, la progressiva riduzione del consumo di fonti fossili,
nel medio-lungo termine potrà anche essere guidata dalla
nuova tassonomia europea, che favorirà gli investimenti so-
stenibili basati su tecnologie o combustibili low/zero carbon.
Le compagnie Oil & Gas sono esposte a rischi crescenti di
tipo reputazionale e legale in relazione alla percezione da
parte delle istituzioni e della società civile quali entità prima-
rie responsabili delle emissioni di CO
2
nell’atmosfera.
I piani di sviluppo ed operativi, la capital allocation e le stra-
tegie aziendali delle società Oil & Gas sono sottoposti a uno
scrutinio sempre più rigoroso e a una pressione crescente
da parte della società civile e di vari gruppi di stakeholder
che spingono per una più rapida evoluzione del modello di
business dei player del settore in coerenza con il percorso di
decarbonizzazione intrapreso dalla società civile, in partico-
lare in Europa e negli Stati Uniti d’America. In questo quadro
si inseriscono gli sviluppi rilevanti occorsi nel mese di mag-
gio 2021 nei confronti di tre grandi corporation internazionali
dell’Oil & Gas. Una corte civile dei Paesi Bassi accogliendo le
istanze di ricorrenti organizzazioni ambientaliste ha intimato
alla Royal Dutch Shell di ridurre le emissioni di gas a effetto
serra (comprese quelle derivanti dall’uso dei prodotti – Sco-
pe 3) del 45% rispetto al livello 2019 entro il 2030, argomen-
tando la sentenza sulla base di principi internazionali a tutela
dei diritti umani e della legge non scritta del dovere di curare
la riduzione delle emissioni (duty of care). Negli stessi gior-
ni, le statunitensi ExxonMobil e Chevron hanno dovuto fare
i conti con lo “shareholder activism” che in un caso ha otte-
nuto attraverso un’ecace “proxy ght” la nomina di alcuni
membri del consiglio con orientamenti fortemente ambien-
talisti, nell’altro l’approvazione di una risoluzione assemblea-
re che, per quanto non vincolante, richiede una signicativa
riduzione delle emissioni sia dirette sia quelle connesse al
consumo dei prodotti.
Questi eventi dimostrano come le istituzioni e gli stakeholder
stiano mettendo in discussione la licenza sociale ad operare
delle società petrolifere occidentali percepite poco virtuose o
restie ad adattare il proprio modello di business e i processi
di capital allocation allo scenario di decarbonizzazione, cre-
ando nuovi proli di rischio per gli operatori, soprattutto in
campo legale. Il verdetto della corte olandese contro la Shell
potrebbe aprire la strada all’avvio di cause simili nei confronti
delle società Oil & Gas in altre giurisdizioni ampliando poten-
zialmente l’ambito delle responsabilità connesse alle emis-
sioni di gas serra includendo nuove violazioni o fattispecie di
reato (i diritti umani, l’ecocidio). Questi rischi si aggiungono
a quelli più tradizionali quali per esempio le azioni pendenti
presso diversi tribunali, in particolare presso le corti statuni-
tensi in alcuni dei quali Eni è parte, nalizzate all’ottenimento
del risarcimento dei danni economici e perdita di reddito po-
tenzialmente riconducibili al cambiamento climatico.
Banche, nanziatori, società di assicurazioni e fondi d’inve-
stimento utilizzano in via sistematica gli indicatori di perfor-
mance ESG delle compagnie come uno dei parametri fonda-
mentali per le decisioni d’investimento/nanziamento. Molte
istituzioni nanziarie stanno adottando target “net zero” nella
composizione dei propri portafogli.
Nel corso della COP26 di Glasgow, circa 450 istituzioni nan-
ziarie, principalmente banche e fondi pensione, appartenenti
a 45 nazioni con asset in gestione stimati a circa 130 trilioni
USD hanno annunciato l’impegno di limitare le emissioni di
GHG nei loro portafogli. Tale impegno nanziario noto come
“The Glasgow Financial Alliance for Net Zero (GFANZ)” signi-
ca che le istituzioni rmatarie si pongono l’obiettivo di avere
attivi, partecipazioni o nanziamenti in aziende con strategie
di azzeramento delle emissioni. Recentemente, un importan-
te fondo pensione europeo ha annunciato l’intenzione di di-
sinvestire completamente dal settore fossile.
Queste iniziative del sistema nanziario e delle società di ge-
stione del risparmio dimostrano il rischio emergente di un
possibile, progressivo disimpegno dei prestatori di capitale
dal settore Oil & Gas dovuto alla necessità degli asset ma-
nager e delle banche di dare seguito al mandato ESG e di
conseguire gli obiettivi emissivi veicolando le risorse nan-
ziarie verso settori economici/aziende allineate agli obiettivi
di Parigi. Questo potrebbe comportare dicoltà di accesso
al mercato dei capitali e una crescente pressione sui titoli
delle società Oil & Gas, con conseguente aumento dei costi
138
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
di nanziamento e del rischio equity. Anche le società di as-
sicurazione stanno adottando target emissivi nell’articolazio-
ne dei portafogli e questo potrebbe comportare un aumen-
to dei premi o una sensibile diminuzione dell’offerta. Sulla
base di queste considerazioni, alcune società di rating hanno
valutato di eseguire un “downgrading” del settore Oil & Gas
citando i rischi della transizione energetica, l’accelerazione
del timing della “peak hydrocarbons demand” e la crescente
adozione del mandato ESG nelle decisioni d’investimento di
fondi e istituzioni nanziarie.
Il driver mercato/tecnologico è il rischio di spiazzamento
della domanda d’idrocarburi nel lungo termine per effetto di
politiche macroeconomiche, restrizioni di vario tipo e misure
d’intervento nell’economia adottate dagli Stati per favorire le
energie rinnovabili e l’elettricazione della società, dell’evolu-
zione delle preferenze dei consumatori, nonché del cambia-
mento del modello di business di molti settori industriali con
l’obiettivo di ridurre le emissioni e di conseguire la neutralità
carbonica. L’industria automobilistica sta emergendo come
uno dei protagonisti della transizione energetica avendo spo-
stato il proprio focus sullo sviluppo delle auto elettriche (EV)
e sulla riduzione del gap di costo, prestazioni ed ecienza
rispetto ai veicoli con motore a combustione interna (ICE), in
quello che si preannuncia come uno dei più importanti pro-
cessi di riconversione industriale del secolo. Il segmento de-
gli EV sta attirando ingenti investimenti non solo da parte de-
gli incumbent del settore automobilistico, ma anche da parte
del venture capital come evidenzia la nascita di numerose
start-up in particolare nel mercato cinese che propongono
prodotti assolutamente innovativi e continue innovazione
nelle batterie. Diversi maggiori player del settore auto tra-
dizionale hanno annunciato delle timeline di uscita dal seg-
mento ICE, quali ad esempio GM che dal 2035 venderà solo
veicoli a zero emissioni. Anche alcuni Stati e amministrazio-
ni locali hanno annunciato delle deadline di cessazione della
vendita di nuovi veicoli con motore a combustione interna,
come nel caso dell’UK e della California (rispettivamente
2030 e 2035). Grazie anche al sostegno dei sussidi pubbli-
ci, le vendite di nuovi EV stanno rapidamente guadagnando
quota di mercato in particolare in Europa e Cina. Da ultimo,
nel corso della COP26 di Glasgow più di 100 amministrazio-
ni statali, regionali o municipali hanno rmato la “Glasgow
Declaration on Zero-Emission Cars and Vans” con l’intento
di terminare la vendita di veicoli ICE entro il 2035 nei mercati
leader ed entro il 2040 su base mondiale. Il progresso tec-
nologico potrebbe aumentare la competitività di altri vettori
energetici quali l’idrogeno o i carburanti alternativi.
Questi sviluppi potrebbero determinare un declino strutturale
della domanda d’idrocarburi nel lungo termine. Nonostante
Eni stia attuando una strategia di riposizionamento del por-
tafoglio che vede la progressiva riduzione del peso degli idro-
carburi a benecio della crescita della produzione di energie
rinnovabili e carburanti ecocompatibili, attualmente il busi-
ness legacy della E&P costituisce ancora la principale fonte
di redditività e di generazione di cassa del Gruppo. Qualora la
domanda d’idrocarburi per effetto degli sviluppi di mercato/
tecnologici si riduca in maniera più rapida rispetto alle nostre
aspettative, ne conseguirebbero effetti negativi rilevanti sulle
prospettive di crescita, i risultati operativi, il cash ow e i ri-
torni per gli azionisti.
I driver sici sono relativi a eventi atmosferici estremi e ca-
tastroci, quali, a titolo esemplicativo, uragani, inondazioni,
siccità, deserticazione, innalzamento del livello degli oce-
ani, scioglimento dei ghiacciai perenni e altri ancora, la cui
crescente frequenza e intensità è correlata, da parte della
comunità scientica, al fenomeno del surriscaldamento glo-
bale. Eventi metereologici estremi possono comportare in-
terruzioni più o meno prolungate delle operazioni industriali
e danni a impianti e infrastrutture, con conseguente perdita
di risultato e cash ow e incremento dei costi di ripristino
e manutenzione oltre che avere un impatto sulle comunità
e i servizi territoriali. Gli asset Eni sono localizzati secondo
una distribuzione geograca che non determina concentra-
zioni signicative di rischio. Unica eccezione è rappresen-
tata dell’area del Golfo del Messico, con gli asset esposti
al rischio uragani. Gli asset Eni sono comunque progettati
secondo le normative vigenti per resistere a condizioni am-
bientali estreme e gestiti con procedure di emergenza per
garantire la sicurezza delle persone e dell’ambiente. Relati-
vamente ai fenomeni più graduali, come l’innalzamento del
livello del mare o l’erosione delle coste, la vulnerabilità degli
asset Eni interessati al fenomeno è limitata ed è quindi possi-
bile ipotizzare ed attuare preventivi interventi di mitigazione
per contrastare il fenomeno.
Eni sta attuando una strategia di lungo termine finalizzata
a trasformare il modello di business in chiave sostenibile,
in coerenza con il percorso di transizione energetica degli
Stati e dell’economia. Il punto fondamentale di tale strategia
è l’obiettivo di neutralità carbonica al 2050 cioè il consegui-
mento di zero emissioni GHG nette riferite a tutti i processi e
i prodotti commercializzati dal Gruppo (emissioni GHG Sco-
pe 1, 2 e 3) in relazione all’intero ciclo di vita e l’annullamento
della sottostante intensità emissiva. L’obiettivo di lungo ter-
mine è declinato in nuovi target intermedi chiari e rigorosi:
riduzioni delle emissioni assolute 35% al 2030, 55% al 2035
e 80% al 2040 (vs. baseline 2018) e intensità emissiva in
calo del 15% e del 50% rispettivamente al 2030 e 2040.
La strategia di Eni prevede il progressivo disimpegno dagli
idrocarburi tradizionali con il mantenimento nel lungo termine
della sola componente gas e un piano d’investimenti nalizza-
to a incrementare in misura rilevante la capacità di generazio-
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
139
ne di energia da fonti rinnovabili, a potenziare le bioranerie,
a migliorare l’ecienza energetica, a promuovere l’economia
circolare e la produzione di idrogeno blue e verde per le bio-
ranerie insieme allo sviluppo di hub dedicati allo stoccaggio
della CO
2
per le emissioni hard-to-abate da siti industriali Eni
e di terzi. Le emissioni residue del portafoglio Eni saranno
compensate attraverso crediti generati da iniziative in ambito
Natural Climate Solutions, quali la conservazione delle fore-
ste. Inoltre, la Compagnia ha adottato nel core business Oil &
Gas un modello operativo volto a ridurre il rischio di stranded
asset poiché basato sulla selettività degli investimenti, su svi-
luppi convenzionali a ridotto time-to-market e in sinergia con
le infrastrutture esistenti e sul contenimento dell’esposizione
nanziaria grazie al breve periodo di pay back.
Per approfondimenti si rimanda al capitolo “Piano Strategi-
co 2022-25” e al Paragrafo “Neutralità Carbonica nel Lungo
Termine” della sezione “Dichiarazione consolidata di carat-
tere non finanziario” (DNF).
La gestione del rischio climate change comprende la regolare
review del portafoglio di asset e di nuovi investimenti di svilup-
po delle riserve di idrocarburi di Eni al ne di identicare e valu-
tare i potenziali rischi emergenti connessi ai cambiamenti nei
regimi regolatori in materia di emissioni, alle condizioni siche
di conduzione delle operations e i potenziali impatti e opportu-
nità legati alle azioni di adattamento ai cambiamenti climatici.
Il management esegue con cadenza regolare il test di recupe-
rabilità delle CGU Oil & Gas sulla base delle indicazioni del prin-
cipio contabile internazionale IAS 36. Tale verica comprende
assunzioni e giudizi soggettivi su variabili molto complesse e
su orizzonti temporali molto estesi, quali i prezzi futuri degli
idrocarburi, l’evoluzione del contesto operativo e dei costi. Gli
scenari adottati da Eni per le valutazioni di recuperabilità degli
attivi si basano sull’analisi dei fondamentali economici e della
domanda e dell’offerta di lungo termine che considerano i ri-
schi associati alla transizione energetica e sono oggetto di co-
stante benchmark con le migliori stime disponibili sul mercato.
Nonostante tali considerazioni, le stime dei valori recuperabili
delle attività non correnti mantengono un’alea di incertezza e
di variabilità. Uno degli strumenti più ecaci per valutarne la
ragionevolezza è l’analisi di sensitività dei risultati a scenari al-
ternativi come raccomandato dalla TCFD.
In tale ambito, la resilienza del portafoglio è stata valutata
sulla base dello scenario IEA SDS edizione WEO 2021, che è
considerato lo scenario più accreditato per il conseguimento
dei Sustainable Development Goals dell’ONU più direttamen-
te correlati all’energia: contrasto al cambiamento climatico in
linea con gli obiettivi dell’Accordo di Parigi, accesso universale
all’energia entro il 2030 e riduzione dell’impatto dell’inquina-
mento. Per raggiungere tali obiettivi, lo scenario SDS proietta
l’attuazione di misure di decarbonizzazione ad ampio raggio in
sei settori chiave: elettricità, trasporti, industria, edici, carbu-
ranti e nuove tecnologie. Sulla base di tali misure, lo scenario
SDS stima il conseguimento del target di zero emissioni nette
di CO
2
al 2070, che assicurerebbe il raggiungimento dell’obiet-
tivo di contenere l’incremento della temperatura globale ben al
di sotto del limite dei 2°C in linea con gli obiettivi di Parigi con
la possibilità di limitare l’incremento a non più di 1,5°C al 2100
qualora nella seconda metà del secolo siano adottate su larga
scala tecnologie per le emissioni negative cioè di sottrazione
di CO
2
dall’atmosfera. Assumendo il recupero del prodotto
interno lordo mondiale ai livelli pre-pandemici dopo il 2022 e
un modello simile anche per la domanda petrolifera mondiale,
quest’ultima inizia a declinare dopo il 2025 scendendo a circa
60-70 milioni di barili/giorno al 2040 con una essione media
annua del 2%, mentre la domanda di gas registra una essione
più contenuta scendendo poco al di sotto dei 4000 miliardi di
metri cubi al 2040.
Per quanto riguarda i prezzi dell’energia, lo scenario IEA SDS
prevede un prezzo di lungo termine del petrolio pari a circa
56 $/barile al 2030 in termini reali 2020 riferito al paniere IEA
(media dei prezzi d’importazione dei Paesi membri) e strut-
turalmente inferiore negli anni successivi, livelli considerati
adeguati a stimolare gli investimenti necessari per coprire le
previsioni di consumo; il prezzo del gas è previsto in leggera
ripresa rispetto ai valori correnti. L’assenza di una ripresa dei
prezzi degli idrocarburi è motivata dalla progressiva contra-
zione della domanda di combustibili fossili che rimuove la
necessità di sviluppare risorse più costose. Lo scenario SDS
degli idrocarburi assume una curva prezzo sostanzialmente
allineata a quella Eni. Il prezzo della CO
2
registra un trend in
forte crescita atto a favorire la penetrazione delle tecnologie
low carbon e in termini reali al 2050 arriva no a 200 $/t per
le advanced economies (poco sotto tale soglia per le deve-
loping economies), attestandosi nel medio lungo termine su
livelli superiori alle assunzioni Eni.
Il 18 maggio 2021 l’International Energy Agency (IEA) ha pre-
sentato il Net Zero 2050, una roadmap per il conseguimento
dell’obiettivo di zero emissioni nette del sistema energetico
entro il 2050, e che rappresenta uno dei possibili percorsi per
traguardare la neutralità carbonica al 2050. Le principali as-
sunzioni del Net Zero 2050 dello IEA sono lo stop immediato
a nuovi progetti Oil & Gas, la riduzione del 75% della doman-
da di olio al 2050 (24 milioni di barili/giorno dai circa 100
milioni di barili/giorno correnti) e una previsione di prezzo del
greggio di 36 $/barile al 2030 e 24 $/barile al 2050, in mo-
neta corrente. Tale percorso si fonda su alcune assunzioni
di decarbonizzazione come l’elettricazione, l’ecienza e un
cambiamento radicale da parte dei consumatori, richiedendo
un cambio immediato del paradigma energetico e il soste-
gno dei Governi, in particolare dei Paesi OCSE tenendo conto
che lo sforzo maggiore sarebbe a carico dei Paesi con livelli
di consumo energetico pro capite più elevati.
140
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Il management ha sottoposto ad analisi di sensitività, la te-
nuta del valore di libro del complesso delle CGU del settore
E&P, adottando entrambi gli scenari IEA (SDS del WEO 2021 e
NZE 2050). Di seguito gli esiti della sensitivity analysis.
La recuperabilità dei valori di bilancio delle CGU Oil & Gas è so-
stenuta dal contenuto prezzo di pareggio delle riserve utilizzate
nella valutazione (certe più parte delle unproved) stimato nell’in-
torno dei 20 $/bl.
Adottando il drastico scenario NZE2050, sensibilmente diverso
rispetto agli scenari Eni e a quelli IEA SDS WEO 2021 e senza
operare revisioni nei proli dei costi o riprogrammazione/priori-
tizzazione delle attività di sviluppo e di produzione, si determina
un headroom, cioè l’eccedenza del complessivo valore d’uso
rispetto al corrispondente valore di bilancio delle CGU E&P, con-
sistente e in eccesso di oltre il 30% rispetto ai dati di bilancio.
Adottando lo scenario Eni, ne risulta che l’89% del valore e il
78% dei volumi delle riserve certe e di parte di quelle non certe
potrebbero essere realizzati entro il 2035.
RISCHI SPECIFICI DELL’ATTIVITÀ
DI RICERCA E PRODUZIONE
DI IDROCARBURI
Le attività di ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi conven-
zionali comportano elevati investimenti con tempi di “pay back”
medio-lunghi e sono soggette al rischio minerario e a rischi ope-
rativi di varia natura in funzione delle caratteristiche siche dei
giacimenti di petrolio e di gas e dell’instabilità degli idrocarburi.
}Rischi economici
Il rischio minerario è l’incertezza dell’attività esplorativa che può
avere esito negativo a causa della perforazione di pozzi sterili o
della scoperta di quantità di idrocarburi non economiche; men-
tre nelle attività di sviluppo è rappresentato dal rischio di sotto-
performance dei reservoir e di recupero di volumi di idrocarburi
inferiori alle stime iniziali. I progetti di sviluppo delle riserve d’i-
drocarburi convenzionali sono investimenti di medio-lungo ter-
mine, esposti al rischio di ritorni economici inferiori al costo del
capitale a causa di costi superiori a quelli pianicati, possibili ri-
tardi nell’avvio della produzione e della volatilità del prezzo degli
idrocarburi che potrebbero essere inferiori rispetto a quelli sulla
cui base Eni ha preso la decisione nale di investimento (FID).
Inoltre, numerosi rischi di execution possono penalizzare i ritor-
ni di tali progetti, quali dicoltà tecniche impreviste, mancato
rispetto dei tempi/budget da parte dei fornitori di infrastrutture
critiche (navi FPSO, piattaforme, impiantistica upstream), e-
cacia dei global contractors, puntuale rilascio delle autorizza-
zioni da parte delle Autorità di Stato.
I livelli futuri di produzione Eni dipendono dalla capacità dell’a-
zienda di rimpiazzare le riserve prodotte attraverso l’esplorazione
di successo, l’ecacia e l’ecienza delle attività di sviluppo, l’ap-
plicazione di miglioramenti tecnologici in grado di massimizzare
i tassi di recupero dei giacimenti in produzione e l’esito dei nego-
ziati con gli Stati detentori delle licenze. L’insuccesso nell’ottenere
adeguati tassi di rimpiazzo delle produzioni con nuove riserve
scoperte o “better performance” dei giacimenti potrebbero avere
impatti negativi rilevanti sulle le prospettive di crescita del Grup-
po, sui risultati, il cash ow, la liquidità e i ritorni per l’azionista.
Il time-to-market delle riserve è un fattore critico per la redditi-
vità dei progetti E&P, considerata la complessità tecnologica e
realizzativa dei progetti, l’esposizione nanziaria durante la fase
realizzativa e il differimento temporale dei cash ow positivi.
Ogni ritardo nell’ottenimento del rst oil o rst gas comporta un
peggioramento della redditività dei progetti. Lo sviluppo e messa
in produzione delle riserve scoperte comporta normalmente un
insieme complesso di attività con lunghi tempi di esecuzione: ve-
rica della fattibilità economico-tecnica con possibili ulteriori fasi
di appraisal della scoperta, denizione del piano di sviluppo con i
partner industriali dell’iniziativa, compresa la rst party di Stato,
ottenimento delle autorizzazioni da parte dello Stato host, talora
il project nancing, l’ingegneria di front-end, le gare per l’assegna-
zione dei contratti, e la realizzazione di pozzi e impianti, piatta-
forme, unità di oating production, centri di trattamento, linee di
export e altre facilities. Durante la fase realizzativa, la Compagnia
è esposta nanziariamente a causa del differimento temporale
dei cash ow positivi che si manifestano a partire dalla prima
produzione consentendo il recupero del capitale nell’arco di anni.
Ritardi nell’ottenimento delle necessarie autorizzazioni o nelle fasi
di costruzione, dicoltà nanziarie della First Party o altri eventi
similari possono determinare slittamenti nei tempi di avvio della
produzione e un incremento dei costi, con ricadute signicative
sulla redditività del progetto. Le eventuali complessità dell’am-
Headroom valore d’uso delle
CGU O&G vs. Valori di libro eccedenza %
Assunzioni al 2050
in termini reali USD 2020
Costi
CO
2
deducibili
Costi
CO
2
non deducibili
Prezzo Brent
Prezzo
gas europeo
Costo
CO
2
Scenario Eni
~90% - 46 $/bbl 6,2 $/mmBTU
proiezioni costi co
2
EU/ETS + previsione
costi di forestry
Scenario IEA SDS WEO 2021
76% 75% 50 $/bbl 4,5 $/mmBTU 200-95 per tonnellata di CO
2
*
Scenario IEA NZE 2050
35% 32% 24 $/bbl 3,6 $/mmBTU 250-55 per tonnellata di CO
2
*
(*) Prezzo differenziato a seconda di economia classicata come “avanzata” o “emergente”. Ulteriori informazioni metodologiche nelle note al bilancio consolidato.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
141
biente circostante (condizioni metereologiche avverse, tempera-
ture, offshore profondo e ultra-profondo, tutele dell’ecosistema,
ecc.) sono un ulteriore fattore di rischio per i tempi e i costi di re-
alizzazione dei progetti. Per il 2022 sono prevedibili, causa effetti
sulle liere produttive della pandemia COVID, strozzature nelle
catene di fornitura e nella logistica nonché incrementi del costo
dei fattori produttivi per materie prime (acciaio, cemento), lavoro
specializzato e altri input. Alcuni progetti in portafoglio hanno re-
gistrato ritardi nell’esecuzione a causa del rallentamento delle at-
tività presso importanti cantieri navali (es. Singapore) per effetto
delle misure anti COVID-19. Per quanto riguarda il contenimento
della pressione inazionistica, i progetti per i quali sono stati già
assegnati i contratti sono esposti a minori rischi di aumenti di co-
sto, mentre per i progetti in fase di committment la Società adot-
terà opportune strategie di approvvigionamento per limitare gli in-
crementi di costo (ad es. master agreement per massimizzare le
economie di volume, indicizzazione degli acquisti a indici pubblici
per beneciare di eventuali inversioni di tendenza nei prezzi delle
materie, miglioramento dei meccanismi competitivi delle gare,
etc...). Inoltre per alcuni tipi di servizi (esempio il noleggio di rig)
sono prevedibili minori cost escalation in considerazione del fatto
che la ripresa del ciclo degli investimenti upstream, a differenza di
altri cicli è molto livellata, con questo comportando un eccesso di
offerta del settore dei servizi all’industry.
L’implementazione negli ultimi anni di alcune azioni strategiche
mirate, di standard operativi rigorosi e di tecnologie innovative,
ha contribuito alla mitigazione dei rischi sopra descritti, con-
sentendo di conseguire contestualmente sensibili beneci in
termini di riduzione del time-to-market dei progetti e di ottimiz-
zazione dei costi. A titolo esemplicativo rientrano tra queste
iniziative: la strategia esplorativa di prossimità “infrastructu-
re-driven” (“ILX”) con la scoperta di riserve prossime a centri
di produzione/FPSO esistenti o di prossima entrata in eserci-
zio che consentono un avvio delle nuove produzioni rapido e a
costi contenuti, la progressiva parallelizzazione delle attività di
esplorazione, delineazione e di sviluppo, la realizzazione per fasi
dei progetti di sviluppo, le attività di insourcing dell’ingegneria
nelle fasi iniziali e di front-end del progetto e una maggiore fo-
calizzazione sulla gestione delle fasi di costruzione e commis-
sioning. Ulteriori azioni sono state indirizzate al miglioramento
della supply chain, consentendo lo sfruttamento di nuove op-
portunità derivanti dal mercato (i.e. utilizzo di “early” production
facilities e facilities “refurbished” o ricondizionate).
}Rischi operativi
A causa della natura degli idrocarburi (inammabilità, tossicità,
ecc.), delle caratteristiche dei giacimenti (temperatura, pressione,
profondità) e della tipologia di operazioni necessarie all’estrazio-
ne ed al trattamento dei prodotti, l’attività upstream è esposta ai
rischi operativi di eventi dannosi a carico della salute e della sicu-
rezza delle persone, dell’ambiente e della proprietà. Incidenti quali
“blowout” di pozzi, collisioni marine o aeree, malfunzionamenti
delle apparecchiature e conseguenti sversamenti di petrolio, fuo-
riuscite di gas, esplosioni e altri eventi similari potrebbero essere
di entità tale da causare perdite di vite umane, disastri ambien-
tali, danni alla proprietà, inquinamento dell’aria, dell’acqua e del
suolo e altre conseguenze negative, con la necessità, da parte di
Eni, di riconoscere oneri e passività di ammontare straordinario
determinando impatti negativi rilevanti sul business, sui risultati
economici e nanziari, sulle prospettive di sviluppo del Gruppo e
sulla sua reputazione, nonché sui ritorni per gli azionisti.
Tali rischi sono potenzialmente maggiori per le attività svolte
nell’offshore e deep offshore a causa della maggiore complessi-
tà e dicoltà delle operazioni di contenimento e recupero degli
oil spill in mare aperto, associata alla sensibilità degli ecosiste-
mi, quali il Golfo del Messico, il Mar Caspio e l’Artico “ice-free”
(che comprende il Mare di Barents e l’Alaska), dove il Gruppo
svolge attività di ricerca, esplorazione e sviluppo di idrocarburi.
Nel 2021 la produzione offshore di Eni ha rappresentato una
quota rilevante di quella complessiva (circa 70%).
Nelle attività di perforazione, Eni adotta sistemi operativi e ge-
stionali nalizzati a mitigare il rischio di blowout dei pozzi, presi-
diando in modo rigoroso le analisi delle caratteristiche geologi-
che dei giacimenti, l’ingegneria e la conduzione delle operazioni
di perforazione dei pozzi a rischio, operati e non operati, a eleva-
ta complessità tecnica e/o elevata potenziale esposizione eco-
nomica in caso di blowout, con focus sulle più avanzate tecno-
logie digitali e procedure di controllo e monitoraggio, inclusi la
visualizzazione ed il trasferimento dei dati in tempo reale dagli
impianti alla sede centrale (Real Time Drilling Center) nonché il
potenziamento dei programmi di formazione del personale. Il
rischio blowout dei pozzi è anche in parte mitigato dalla tipo-
logia del portafoglio delle attività operate e non operate di Eni,
caratterizzato dalla contenuta incidenza di pozzi complessi. In
particolare, Eni prevede un’incidenza massima del 24% di pozzi
complessi caratterizzati da un maggiore rischio relativo sul to-
tale di quelli in programma previsti a piano.
Per la prevenzione degli incidenti agli asset produttivi, le at-
tività in essere sono relative all’implementazione di sistemi
di gestione ed il mantenimento di elevati standard di Asset
Integrity, l’implementazione di algoritmi predittivi di eventi
incidentali (pre-sense), l’incremento di ecacia della super-
visione di linea e di HSE, il rafforzamento del Contract Risk
Management (pre/post awarding) ed un approccio sinergico
con le First Party per il rafforzamento della cultura della sicu-
rezza nelle JV cooperate.
La conduzione diretta (operatorship) delle attività consente a
Eni di dispiegare le competenze, i sistemi di gestione e le pra-
tiche operative considerate di eccellenza nella gestione e miti-
gazione dei rischi.
Incertezze nelle stime delle riserve Oil & Gas
L’accuratezza delle stime delle riserve certe e delle previsioni
relative ai tassi futuri di produzione e ai tempi di sostenimento
dei costi di sviluppo futuri dipende da un insieme di fattori, as-
sunzioni e variabili, che includono:
142
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
} la qualità dei dati geologici, tecnici ed economici disponibili e
la loro interpretazione e valutazione;
} le stime riguardanti l’andamento futuro dei tassi di produzio-
ne e le previsioni di costi operativi e dei tempi di sostenimen-
to dei costi di sviluppo;
} modiche della normativa scale vigente, delle regolamenta-
zioni amministrative e delle condizioni contrattuali;
} l’esito di perforazioni e di test di produzione e l’effettiva per-
formance produttiva dei giacimenti Eni successivamente
alla data della stima che può determinare sostanziali revisio-
ni al rialzo o al ribasso;
} le variazioni dei prezzi del petrolio e del gas naturale che
potrebbero inuire sulle quantità delle riserve certe di Eni,
poiché la loro stima si basa sui prezzi e sui costi esistenti
alla data della stima. Una riduzione del prezzo del petrolio
o la previsione di costi operativi e di sviluppo più elevati
possono compromettere la capacità della Società di pro-
durre economicamente le riserve certe, determinando revi-
sioni negative di stima.
Molti dei fattori, assunzioni e variabili coinvolte nella stima
delle riserve certe sono soggetti a modiche nel tempo e per-
tanto inuenzano le quantità di riserve certe che saranno ef-
fettivamente prodotte.
RISCHIO OPERATION E CONNESSI RISCHI
IN MATERIA DI HSE
Le attività industriali Eni nei settori della ricerca, sviluppo e
produzione di idrocarburi, della ranazione, delle produzioni
petrolchimiche e del trasporto degli idrocarburi sono esposte
per loro natura ai rischi operativi connessi con le caratteristi-
che chimico-siche delle materie prime e dei prodotti (tra cui
inammabilità, tossicità, instabilità). Guasti tecnici, malfun-
zionamenti di apparecchiature e impianti, errori umani, atti di
sabotaggio, perdite di contenimento, incidenti di pozzo, inci-
denti a ranerie e impianti petrolchimici, fenomeni atmosfe-
rici avversi possono innescare eventi dannosi di proporzioni
anche rilevanti quali esplosioni, incendi, fuoriuscite di greggio,
gas e prodotti (da pozzi, piattaforme, navi cisterna, pipeline,
depositi e condutture), rilascio di contaminanti nell’ambiente,
emissioni nocive. Tali rischi sono inuenzati dalle specicità
degli ambiti territoriali nei quali sono condotte le operazioni
(condizioni onshore vs. offshore, ecosistemi sensibili quali
l’Artico, il Golfo del Messico, il Mar Caspio, impianti localizzati
in prossimità di aree urbane), dalla complessità delle attività
industriali e dalle oggettive dicoltà tecniche nell’esecuzione
degli interventi di recupero e contenimento degli idrocarburi
o altre sostanze chimiche liquide sversate nell’ambiente o di
emissioni nocive in atmosfera, delle operazioni di chiusura e
messa in sicurezza di pozzi danneggiati o in caso di blowout,
di spegnimento di incendi occorsi a ranerie, complessi
petrolchimici o pipeline, gravi fenomeni d’inquinamento del
suolo, delle falde acquifere o dell’aria causati anche nelle day-
to-day operations potrebbero comportare modeste perdite di
petrolio o altri contaminanti o piccole fuoriuscite di gas (co-
siddette fuggitive) a causa di mancata manutenzione, tuba-
ture o infrastrutture corrose od obsolete, mancati controlli o
altri fattori, che se protratte nel tempo potrebbero causare.
Per questi motivi le attività del settore petrolifero, della ra-
nazione, del trasporto degli idrocarburi e della chimica sono
sottoposte a una severa regolamentazione a tutela dell’am-
biente e della salute e della sicurezza delle persone, sia a li-
vello nazionale/locale sia attraverso protocolli e convenzioni
internazionali.
Le norme a tutela dell’ambiente impongono misure che pre-
vedono il controllo e il rispetto dei limiti di emissione di so-
stanze inquinanti in aria, acqua e suolo, limitano o vietano il
gas aring e il venting, prescrivono la corretta gestione dei
riuti e di sottoprodotti. Norme volte a prevenire l’impatto
sulla biodiversità, la conservazione di specie, habitat e servizi
ecosistemici, richiamano gli operatori ad adempimenti sem-
pre più rigorosi e stringenti in termini di controlli, monitoraggi
ambientali e misure di prevenzione. Gli oneri e i costi associa-
ti 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 si-
gnicativa voce di costo ricorrente del bilancio. Eni si è dotata
di sistemi gestionali integrati, standard di sicurezza e prati-
che operative di elevata qualità e adabilità per assicurare
il rispetto della regolamentazione ambientale e per tutelare
l’integrità delle persone, dell’ambiente, delle operations, della
proprietà e delle comunità interessate. Tuttavia, nonostante
tali misure e precauzioni, non è possibile escludere del tut-
to il rischio di accadimento di incidenti e altri eventi dannosi
quali quelli sopra descritti o di incorrere in passività ambien-
tali che potrebbero avere impatti potenzialmente rilevanti sul
business, sui risultati economici e nanziari, sulle prospettive
di sviluppo del Gruppo e sulla sua reputazione, nonché sui
ritorni per gli azionisti.
In relazione alle contaminazioni storiche, con particolare ri-
guardo all’Italia, Eni continua ad essere esposta al rischio di
passività e oneri ambientali in relazione ad alcuni siti oggi
inattivi dove ha condotto in passato attività minero-metallur-
giche e chimiche poi chiuse dismesse o liquidate; in tali siti,
sono emersi livelli di concentrazione di sostanze inquinanti
non in linea con l’attuale normativa ambientale. Eni ha avviato
progetti di bonica 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 re-
sponsabile per il superamento di parametri d’inquinamento
tollerati dalle leggi di allora o per situazioni d’inquinamento
provocato da precedenti operatori ai quali è subentrata nella
gestione di tali siti, Eni è stata citata in giudizio da vari enti
pubblici (Ministero dell’Ambiente, Enti locali o altri) e da pri-
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
143
vati per la realizzazione di interventi di bonica e per il risar-
cimento di eventuali 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
bonica e disastro ambientale o per asseriti reati contro l’in-
columità pubblica, facendo scattare in capo a Eni la respon-
sabilità amministrativa dell’ente.
Il bilancio Eni accoglie i costi che dovrà sostenere in futuro
per eseguire le boniche e i ripristini di aree contaminate a
causa delle proprie attività industriali dove esiste un’obbliga-
zione legale o di altro tipo e per i quali è possibile stimare
l’ammontare dei relativi oneri in modo attendibile (anche que-
sto costituisce comunque, nelle fasi realizzative, un fattore
di incertezza in relazione alla complessità della materia), a
prescindere dall’eventuale quota di responsabilità di altri ope-
ratori ai quali Eni è subentrata. È possibile che in futuro pos-
sano 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 giudizia-
li in corso, all’emergere di nuove passività ambientali e ad altri
fattori di rischio.
EVOLUZIONE DELLA REGOLAMENTAZIONE
AMBIENTALE
L’attività di ricerca e sviluppo degli idrocarburi è soggetta a un
complesso di norme, di regolamenti e di prescrizioni ammi-
nistrative da parte degli ordinamenti e dei Governi in tutti gli
Stati del mondo con l’intento di disciplinare materie quali l’as-
segnazione e l’esercizio dei titoli minerari per l’esplorazione, la
prospezione e la coltivazione degli idrocarburi sulla terrafer-
ma e nel mare territoriale, l’imposizione a carico delle società
petrolifere di obblighi specici in relazione all’esecuzione dei
programmi di perforazione e altre attività di giacimento, misu-
re di protezione dell’ambiente e di prevenzione degli inciden-
ti, prescrizioni relative allo smantellamento dei pozzi e delle
infrastrutture minerarie al termine dell’attività e di ripristino
delle aree, restrizioni sulla produzione, controlli sul rispetto
del programma lavori e altri divieti/obblighi.
Negli ultimi anni, a fronte del crescente degrado dello stato di
salute del pianeta, la protezione dell’ambiente è divenuta un’e-
sigenza sempre più sentita dalla comunità internazionale, la
quale ha progressivamente riconosciuto il valore dell’ambiente
naturale, preoccupandosi di legiferare per garantirne la salva-
guardia ed arginarne il deterioramento. Da qualche anno inve-
ce l’evoluzione della normativa ambientale si è ampliata no ad
includere la prevenzione e riduzione di impatti irreversibili. Le
attività Eni di produzione d’idrocarburi, ranazione e trasporto
di carburanti e altri prodotti inammabili e produzioni petrolchi-
miche, sono soggette al rispetto di un numeroso e complesso
corpus normativo, che riguarda in particolar modo: le emissio-
ni in atmosfera, lo sfruttamento del suolo e dell’acqua, la ge-
stione dei riuti e i prodotti petroliferi in generale.
Con specico riferimento all’attività di ricerca e produzione
degli idrocarburi, in base alle normative applicabili in tutte le
giurisdizioni dove Eni opera, la società è tenuta a sostenere i
costi relativi allo smantellamento di piattaforme e altre attrez-
zature di estrazione e di ripristino delle aree al termine delle
attività petrolifere. Il bilancio consolidato accoglie la migliore
stima dei costi che Eni dovrà sostenere in futuro a fronte di
tali obblighi. Tali stime sono soggette a rischi e incertezze di
varia natura (accuratezza della stima, cost overrun, ampiezza
dell’orizzonte temporale di stima, inasprimento delle normati-
ve locali, sviluppo di nuove tecnologie, ecc.). In particolare, il
Decreto Ministeriale italiano del 15 febbraio 2019 «Linee gui-
da nazionali per la dismissione delle piattaforme offshore»
fornisce, agli operatori ed alle amministrazioni competenti,
una guida sulle procedure da seguire per la dismissione delle
piattaforme offshore e delle infrastrutture connesse.
A livello europeo, il legislatore sta aggiornando e promuovendo
diversi strumenti al ne di favorire una migliore applicazione
tra gli Stati Membri. Tra questi, le nuove linee guida pubblicate
il 24 marzo 2021 su una omogenea interpretazione del termi-
ne “danno ambientale” ai sensi della direttiva 2004/35/Ue, con
l’obiettivo di fornire un’interpretazione comune della denizio-
ne chiave della disciplina, recepita in Italia con la parte VI del
D.Lgs. 152/2006. Inoltre, in riferimento alla tutela penale dell’am-
biente, il 15 dicembre, la Commissione ha adottato la proposta
di una nuova direttiva per reprimere la criminalità ambientale, in
linea con un impegno fondamentale del Green Deal europeo. La
proposta intende rendere più ecace la normativa obbligando
gli Stati membri ad adottare misure di diritto penale.
In riferimento al contesto normativo italiano va ricordata
l’entrata in vigore il 29 maggio 2015 della Legge 68/2015,
che ha introdotto nel Codice Penale il Titolo IV bis intera-
mente dedicato ai delitti contro l’ambiente, Eni ha sempre
mantenuto aggiornato ed adeguato il proprio Modello 231
ed i relativi strumenti di controllo operativo, provvedendo
alla loro diffusione interna ed applicazione al fine di assicu-
rare un’adeguata valutazione dei rischi correlati alle temati-
che ambientali ed una corretta operatività nell’ambito delle
attività sensibili.
Ad ottobre 2021, il Senato ha approvato il Ddl di riforma della
Costituzione e l’8 febbraio 2022, dopo l’approvazione deni-
tiva della Camera, la tutela dell’ambiente è stata inserita tra
i principi fondamentali della Costituzione. In particolare, la
riforma introduce all’art. 9 la tutela dell’ambiente, la biodiver-
sità e gli ecosistemi, anche nell’interesse delle future gene-
razioni, mentre all’art. 41 sottolinea che l’attività economica
pubblica e privata possa essere indirizzata e coordinata non
solo a ni sociali, ma anche ambientali.
Dal 3 giugno 2021, sono disponibili in Italia le linee guida per
la prevenzione dei danni ambientali UNI/PdR 107:2021 “Am-
144
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
biente Protetto - Linee guida per la prevenzione dei danni
all’ambiente - Criteri tecnici per un’ecace gestione dei rischi
ambientali”. La prassi di riferimento denisce le Linee guida
per un’ecace prevenzione dei danni all’ambiente in relazio-
ne ai vari scenari di rischio applicabili alle organizzazioni. Il
22 giugno 2021 la Commissione europea ha dato il via libe-
ra al Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza italiano (PNRR)
sbloccando i €191,5 miliardi di fondi per la ripresa e la decar-
bonizzazione dell’economia. All’interno del Piano, articolato in
6 missioni, vi è la missione 2 che è volta a supportare la rea-
lizzazione della transizione verde ed ecologica della società
e dell’economia per rendere il sistema sostenibile e garantire
la sua competitività. In questa missione che si articola in 4
componenti speciche sono compresi, tra gli altri, interventi
per migliorare la capacità di gestione dei riuti; programmi di
investimento e ricerca per le fonti di energia rinnovabili; inve-
stimenti per lo sviluppo delle principali liere industriali della
transizione ecologica e la mobilità sostenibile, nonché azioni
per l’ecientamento energetico e del patrimonio immobiliare
e iniziative per il contrasto al dissesto idrogeologico, per sal-
vaguardare e promuovere la biodiversità del territorio, e per
garantire la sicurezza dell’approvvigionamento e la gestione
sostenibile ed eciente delle risorse idriche.
A supporto della strategia aziendale di decarbonizzazione, è in
atto un programma di certicazione ISO 50001 dei siti upstre-
am mediante un processo di analisi e valutazione di interventi
di ecientamento che riguarderà tutte le consociate nel 2021-
2022 e porterà alla certicazione entro il 2022-2023.
Dal 1° gennaio 2017 sono entrati in vigore i limiti emissivi det-
tati dalla direttiva IED sulle emissioni industriali per i grandi im-
pianti di combustione (GIC) e a tale riguardo tutte le ranerie
Eni hanno completato nel 2018 i procedimenti di riesame AIA
(Autorizzazione Integrata Ambientale), avviati per recepire i re-
quisiti delle Conclusioni sulle BAT pubblicate a luglio 2017 con
la Decisione n. 2014/738/UE per il settore ranazione.
Come previsto dalla road map del Green Deal europeo, nel corso
del 2021 la revisione della Direttiva IED (Industrial Emission Di-
rective) è entrata nel vivo. Nel 2021 si sono concluse due consul-
tazioni pubbliche sulle direttive IED e E-PRTR. Nel 2022 la Com-
missione UE proporrà una revisione delle misure per contrastare
l’inquinamento da grandi impianti industriali al ne di creare mi-
gliori sinergie della direttiva con sistema ETS e con le politiche
europee in tema di economia circolare e decarbonizzazione.
Nel 2021 gli sforzi della Commissione si sono focalizzati su
diverse attività per sostenere le politiche legate alla “Zero Pol-
lution ambition for a toxic-free environment”. L’UE vuole deli-
neare le azioni da introdurre a livello europeo per il raggiungi-
mento dell’ambizioso obiettivo “Inquinamento Zero” di acqua,
aria e suolo per un ambiente privo di sostanze tossiche. A
ottobre 2020 la Commissione UE ha lanciato la prima fase di
consultazione (Roadmap) su una serie di proposte in materia.
Nel 2021 è stata lanciata la consultazione “EU Action Plan
Towards a Zero Pollution Ambition for air,water and soil”, alla
quale Eni ha partecipato tramite IOGP. A luglio 2021 si è con-
clusa anche la consultazione UE sulla revisione della diretti-
va acque reue, che mira ad affrontare una serie di problemi
evidenziati nella recente valutazione del 2019 della direttiva
91/271/Cee.
Il 31 luglio del 2017, la Commissione Europea ha approvato,
tramite decisione di esecuzione, le Conclusioni sulle BAT per
i grandi impianti di combustione (LCP), ovvero tutte quelle in-
stallazioni con potenza termica nominale pari o superiore a
50 MW; i nuovi obblighi dovranno essere rispettati entro quat-
tro anni con il rinnovo/riesame dei procedimenti autorizzativi
ambientali in essere. Al ne di vericare il posizionamento
degli impianti, i gestori hanno avviato speciche gap analisi
per denire i piani di miglioramento tecnologico necessari a
traguardare le nuove performance ed avviare, qualora neces-
sario, il processo di Riesame della Autorizzazioni in essere.
Nel 2021 si sono conclusi alcuni iter di Riesame e rinnovo
per le installazioni Eni mentre altri sono ancora in corso per
recepire le rispettive BAT Conclusion di settore. I business Eni
interessati presidiano la tematica e proseguono con l’analisi
di posizionamento degli impianti per valutare la necessità di
eventuali interventi migliorativi da implementare.
Inoltre, in materia di AIA, nel 2016 è stato pubblicato il Decre-
to del Ministero dell’Ambiente italiano n. 141 del 26 maggio
2016 per la determinazione delle garanzie nanziarie per i ge-
stori delle installazioni soggette ad AIA.
Sempre nel 2017, con la decisione di esecuzione n. 2017/2117
la Commissione Europea ha approvato le Conclusioni sulle
BAT per la fabbricazione di prodotti chimici organici in grandi
volumi (LVOC). Entro il dicembre 2021 tutti gli impianti do-
vranno essere allineati alle nuove BAT settoriali e completare
i piani di miglioramento tecnologico richiesto dalla decisione.
La Commissione Europea ha inoltre adottato le Conclusioni
sulle BAT per il trattamento dei riuti ai sensi della Direttiva
2010/75/UE. Le Conclusioni, approvate con decisione della
Commissione Europea 10 agosto 2018, n. 2018/1147/UE,
sono il riferimento alle seguenti attività: smaltimento (esclusa
la discarica) o recupero di riuti pericolosi con capacità di ol-
tre 10 tonnellate al giorno; smaltimento (esclusa la discarica)
di riuti non pericolosi con capacità superiore a 50 tonnellate
al giorno; recupero di riuti non pericolosi con capacità supe-
riore a 75 tonnellate al giorno; deposito temporaneo di riuti
pericolosi con capacità totale superiore a 50 tonnellate; trat-
tamento a gestione indipendente di acque reue provenienti
da un’installazione svolgenti le attività precedenti.
In Italia, le Autorità competenti procedono con l’effettuazio-
ne delle valutazioni del danno sanitario per gli stabilimenti
industriali inseriti in situazioni territoriali ad elevato rischio
ambientale e/o ricadenti in ambito AIA, in linea con i criteri
dettati dal Decreto del 24 aprile 2013. I risultati di queste valu-
tazioni potranno evidenziare la necessità di attuare interventi
aggiuntivi di riduzione dei contributi emissivi considerati par-
ticolarmente nocivi per la salute, attraverso il riesame delle
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
145
AIA emesse, con potenziali effetti economici e occupazionali
e potenziali rischi di sanzioni o richieste di risarcimento.
Inoltre, le Linee Guida per la Valutazione dell’Impatto Sanitario
(VIS), in vigore dal 29 luglio 2019 si applicano ai Grandi Impian-
ti di Combustione (GIC) e alle ranerie. Importante segnalare
anche per le attività di esplorazione e produzione di idrocarburi,
il proseguimento delle attività da parte della Commissione Eu-
ropea per la stesura del nuovo Bref Hydrocarbon con lo scopo
di colmare le carenze di informazioni disponibili sulle BAT im-
piegate in Europa per le attività upstream e la loro applicabilità,
nonché di individuare le attività suscettibili di produrre gli effetti
ambientali più critici utilizzando tecniche di valutazione del ri-
schio (Best Available Risk Management techniques, o BARM).
La diffusione pandemica del virus COVID-19 ha avuto un
impatto significativo anche sulla modalità e frequenza dei
controlli AIA. La nota dell’ISPRA prot. n. 14558 del 30 mar-
zo 2020 “Controlli sull’esercizio di AIA nazionale durante la
pandemia da Corona virus” introduce nuove disposizioni per
questo tipo di ispezioni. Negli ultimi anni i principali siti Eni
in Italia sono stati dotati di sistemi informatici per la gestio-
ne dei rifiuti, al fine di migliorare la tracciabilità e il controllo
delle operazioni e quindi ridurre il rischio di violazioni delle
norme; in tale ambito, nel 2017 Eni è stata la prima società
in Italia a interfacciare il proprio software per la gestione dei
rifiuti con la banca dati dell’Albo Nazionale Gestori Ambien-
tali. Tali sistemi inoltre facilitano l’individuazione delle solu-
zioni di smaltimento/recupero più appropriate, nel rispetto
della gerarchia stabilita dalla Direttiva 2008/98/CE.
In riferimento alle ispezioni previste per l’industria estrattiva,
a seguito della diffusione di COVID-19, il 21 febbraio 2020 è
entrata in vigore la decisione di esecuzione n. 2020/248/UE
«Linee guida in materia di ispezioni delle strutture di deposito
dei riuti da attività estrattiva».
L’11 dicembre 2019 Commissione europea ha presentato The
European Green Deal la “road map green” della sua azione
politica. Secondo la Commissione è necessario ripensare le
politiche economiche e sociali per renderle più sostenibili, pre-
servare il capitale naturale, prevedere una economia che pre-
servi le risorse naturali, riduca la produzione dei riuti e punti
su recupero, riparazione e riutilizzo. Fondamentale realizzare la
neutralità climatica al 2050. L’azione sull’economia circolare si
concentrerà in particolare su settori ad alta intensità di risorse
come il tessile, l’edilizia, l’elettronica e la plastica.
In ambito economia circolare, si è conclusa il 30 novembre
2021 la consultazione pubblica sulle linee programmatiche per
la denizione della nuova “Strategia nazionale per l’economia
circolare”, avviata dal ministero della Transizione ecologica il
30 settembre scorso. Entro il 2022 si attende la pubblicazione
del decreto ministeriale per l’adozione della Strategia nazionale
per l’economia circolare, che costituirà uno degli obiettivi delle
riforme del PNRR per la transizione ecologica.
In applicazione delle modiche normative introdotte dal
D.Lgs. 116/2020, che ha recepito la nuova direttiva quadro
sui riuti, nel 2021 sono intervenute signicative variazioni in
materia di tracciabilità dei riuti.
L’8 marzo 2021 è divenuto operativo il portale Vi.Vi.FIR (Vidi-
mazione Virtuale Formulari), previsto dal nuovo art. 193 del
D.Lgs. 152/2006, che consente di produrre formulari riuti vi-
dimati digitalmente senza la necessità di recarsi sicamente
presso gli sportelli delle amministrazioni competenti. È stata
inoltre avviata la sperimentazione di un prototipo del nuovo
Registro Nazionale per la Tracciabilità dei Riuti (RENTRI), cui
ha preso parte anche Eni; tale nuovo sistema di tracciabilità,
che sarà normato da un futuro decreto regolamentare, con-
sentirà la tenuta in modalità esclusivamente elettronica delle
registrazioni ambientali e prevedrà la comunicazione dei dati
ad un sistema centralizzato. La previsione della redazione di
un’attestazione di avvenuto smaltimento, introdotta dal D.Lgs.
116/2020 per i riuti conferiti ad impianti di smaltimento non
nale, è stata prima rivista ad opera del D.L. 77/2021 ed inne
rimossa dalla relativa legge di conversione (L.108/2021).
Il decreto direttoriale n. 47 del 9 agosto 2021 ha approvato le
linee guida di SNPA 24/2020, sulla base delle quali il nuovo art.
184 del D.Lgs. 152/2006 prevede la classicazione dei riuti.
Il 6 dicembre 2021 è stato avviato il procedimento di Valu-
tazione Ambientale Strategica (VAS) sul Programma nazio-
nale di gestione riuti previsto dal nuovo articolo 198-bis del
D.Lgs. 152/2006.
L’Albo Nazionale Gestori Ambientali, con la Deliberazione n. 9
del 28 luglio 2021, ha rinviato al 16 ottobre 2023 il termine del
periodo transitorio per i responsabili tecnici.
Il D.Lgs. 196/2021 ha recepito la Direttiva 2019/904/UE sul-
la riduzione dell’incidenza di determinati prodotti di plastica
sull’ambiente.
Il 12 agosto 2020 è stato pubblicato il Decreto Legislativo 31
luglio 2020 n. 101 “Attuazione della direttiva 2013/59/Eura-
tom, che stabilisce norme fondamentali di sicurezza relati-
ve alla protezione contro i pericoli derivanti dall’esposizione
alle radiazioni ionizzanti, e che abroga le direttive 89/618/
Euratom, 90/641/Euratom, 96/29/Euratom, 97/43/Euratom
e 2003/122/Euratom e riordino della normativa di settore in
attuazione dell’articolo 20, comma 1, lettera a), della legge 4
ottobre 2019, n. 117”. Il provvedimento costituisce il nuovo
testo unico sulla radioprotezione; le disposizioni compren-
dono procedure per la gestione di materiali e residui radio-
attivi, nonché i requisiti costruttivi e autorizzativi per gli im-
pianti per il loro smaltimento. A maggio 2019 il Consiglio
del Sistema nazionale protezione ambiente ha approvato le
Linee guida per l’applicazione della normativa sulla gestione
delle terre e rocce da scavo. Il documento, approvato con
delibera SNPA (Sistema nazionale protezione ambiente) 9
maggio 2019, n. 54, oltre ad analizzare il quadro normativo
di riferimento, si concentra sui requisiti di qualità ambientale
146
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
per l’utilizzo delle terre e rocce da scavo come sottoprodotti
sia nei cantieri di grandi dimensioni che in quelli di piccole
dimensioni.
Nel 2016 l’Unione Europea ha proseguito con la realizzazione
della strategia “Aria pulita in Europa”. Il 31 dicembre 2016 è
entrata in vigore la nuova Direttiva NEC (che stabilisce i limi-
ti emissivi nazionali per cinque inquinanti: biossido di zolfo,
ossidi di azoto, composti organici volatili non metanici, am-
moniaca e particolato ne) e doveva essere recepita dagli
Stati membri entro il 1° luglio 2018, fatto salvo un periodo
transitorio no al 2019 in cui si applicheranno i vecchi limiti. Il
17 luglio 2018 sono entrate in vigore le disposizioni del D.Lgs.
30 maggio 2018, n. 81, di recepimento della Direttiva NEC. Il
D.Lgs stabilisce limiti nazionali per le emissioni in atmosfe-
ra più severi per taluni inquinanti (biossido di zolfo, ossidi di
azoto, composti organici volatili non metanici, ammoniaca
e particolato ne) in un primo step dal 2020 al 2029 e suc-
cessivamente dal 2030 in avanti. Nel 2021 la Commissione
Europea ha lavorato alla revisione delle direttive sulla qualità
dell’aria (dir. 2008/50/CE e 2004/107/CE). A dicembre 2021
si è chiusa la consultazione pubblica per la qualità dell’aria,
che era stata avviata a settembre, all’indomani della pubbli-
cazione delle nuove linee guida dell’Organizzazione mondia-
le della sanità (OMS) sulla qualità dell’aria. L’iniziativa nasce
nell’ambito del Green Deal europeo, nel quadro dell’obiettivo
“inquinamento zero” per un ambiente privo di sostanze tos-
siche. La nuova proposta legislativa ha come obiettivo un
maggiore allineamento delle norme UE alle raccomandazioni
dell’OMS, un ulteriore consolidamento della certezza del dirit-
to e dell’applicabilità del quadro legislativo e il rafforzamento
dei sistemi di monitoraggio, modellizzazione ed elaborazione
di piani per la qualità dell’aria.
A livello della normativa italiana nazionale e regionale si os-
serva sempre maggiore importanza delle emissioni odorige-
ne. Il 19 dicembre 2017 è entrato in vigore l’art. 272-bis del
D.Lgs. 152/06 introdotto con il D.Lgs. 183/2017 di recepi-
mento della Direttiva 2015/2193. L’art. 272-bis introduce per
la prima volta in TUA la tematica delle odorigene e promuo-
ve un coordinamento centrale per garantire, su basi scienti-
fiche, chiarezza e applicazione uniforme, a livello nazionale,
di criteri e procedure, volti a definire metodi di monitoraggio,
valori limite e determinazione degli impatti delle emissioni
odorigene. Nel 2021, il Parlamento Italiano ha proseguito
con l’iter del disegno di decreto legge recante modifiche al
D.Lgs. 152/2006, concernenti il controllo delle emissioni di
sostanze emananti odore (Atto della Camera n. 1440). Il Ddl
prevede varie modifiche alla Parte II del D.Lgs. 152/2006
(Via/Vas/Ippc) finalizzate a (i) inserire la definizione di odore
e sostanza odorigena, (ii) precisare le situazioni nelle quali
la presenza di odori è definibile come molestia olfattiva, (iii)
introdurre gli aspetti relativi alle emissioni odorigene nello
Studio di impatto ambientale in ambito Via e (iv) prevedere,
con riferimento all’Aia, l’introduzione di una sezione dedicata
all’interno del Piano di monitoraggio e controllo ambientale.
Nell’ambito dell’autorizzazione degli impianti di trattamento
rifiuti (Parte IV del D.Lgs. 152/2006) il Ddl prevede l’obbli-
go di individuare le modalità per la gestione degli odori in
sede di autorizzazioni degli impianti aventi stoccaggi o trat-
tamenti che possono generare emissioni odorigene, nonché
l’obbligo per le Regioni di dotarsi di una normativa in materia
e di limiti per gli impianti autorizzati di cui alla Parte V del
D.Lgs. 152/2006 (autorizzazioni emissioni in atmosfera).
Ad ottobre 2019 è stata pubblicata la norma UNI 11761:2019
“Emissioni e qualità dell’aria - Determinazione degli odori trami-
te IOMS (Instrumental Odour Monitoring Systems)”. La norma
specica i requisiti tecnici e di gestione di sistemi automatici
per il monitoraggio degli odori (IOMS, Instrumental Odour Mo-
nitoring System) per la misurazione periodica degli odori in aria
ambiente, alle emissioni e indoor. L’importanza della tematica
delle emissioni odorigene è confermata negli investimenti dei
siti Eni che sviluppano i nuovi sistemi di monitoraggio e com-
pletano le speciche prescrizioni AIA sul tema.
Il 15 Dicembre 2020, è stato approvato l’Accordo di Program-
ma per l’adozione di misure per il miglioramento della qualità
dell’aria nella Regione Puglia. Tra gli impegni della Regione,
quello di adottare entro 6 mesi un atto di indirizzo alle Auto-
rità Competenti in materia di AIA che riconosca la facoltà di
richiedere, prioritariamente per le installazioni degli impianti
delle attività energetiche e dell’industria chimica, la presen-
tazione di uno studio di impatto odorigeno nalizzato all’in-
dividuazione e caratterizzazione delle sorgenti odorigene si-
gnicative e alla stima dell’impatto olfattivo delle emissioni
mediante l’implementazione di idonei modelli matematici di
dispersione in atmosfera, ed un atto di indirizzo alle Autorità
Competenti in materia di Provvedimento Autorizzatorio Unico
Regionale/VIA/AIA che riconosca la facoltà di richiedere la
presentazione di uno studio per la valutazione degli scenari
futuri della qualità dell’aria.
Il 17 gennaio è entrato in vigore il D.Lgs. 5 dicembre 2019,
n. 163 che reca la disciplina sanzionatoria per la violazione
degli obblighi, di cui al regolamento (UE) n. 517/2014, e dei
relativi regolamenti di esecuzione della Commissione euro-
pea, attuati con decreto del Presidente della Repubblica 16
novembre 2018, n. 146. A tal proposito si segnala che le BU
hanno adeguato i propri sistemi di gestione e si sono dotate
di OPI (istruzioni operative) per gestione e controllo degli im-
pianti e delle attrezzature contenenti sostanze lesive dell’ozo-
no e gas uorurati ad effetto serra.
In merito all’inquinamento marino, nel 2021 Ispra ha aggior-
nato le linee guida per l’elaborazione dei Piani di monitoraggio
che le società devono presentare al MiTE per gli scarichi diret-
ti in mare delle acque di produzione derivanti dall’estrazione
di idrocarburi. Ai sensi dell’articolo 104, comma 7 del D.Lgs.
152/2006 la società richiedente, ai ni del rilascio da parte del
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
147
Ministero della Transizione Ecologica dell’autorizzazione allo
scarico diretto in mare, deve infatti presentare all’Amministra-
zione un Piano di monitoraggio per la verica dell’assenza di
pericoli per le acque e per gli ecosistemi acquatici. La nuova
versione (linee guida luglio 2021, n. 194) si compone di due
sezioni rispettivamente dedicate l’una alla compilazione dei
documenti contenenti le informazioni tecniche necessarie ai
ni della redazione del Piano di monitoraggio e l’altra alla de-
scrizione degli obiettivi del Piano e alle informazioni tecniche
minime per la denizione della zona di indagine, delle strate-
gie di campionamento e dei parametri da determinare.
Il 14 luglio 2015 con il D.Lgs. n. 105 è stata data attuazione
alla Direttiva 2012/18/UE (SEVESO III) relativa al controllo del
pericolo di incidenti rilevanti connessi con sostanze pericolo-
se. Alcune delle novità introdotte riguardano le semplicazio-
ni al sistema vigente, nonché nuovi adempimenti a carico dei
gestori dei siti ad incidente rilevante; i gestori degli impianti
Eni impattati hanno predisposto quanto necessario per ga-
rantire la compliance al decreto.
Per quanto riguarda le installazioni offshore, l’analoga nor-
mativa è stata emanata con il D.Lgs. n. 145/2015, che dà
attuazione alla Direttiva 2013/30/UE sulla sicurezza delle
operazioni in mare nel settore degli idrocarburi, disponendo
i requisiti minimi per prevenire gli incidenti gravi e limitarne le
conseguenze.
Per quanto riguarda la tutela della salute e della sicurezza nei
luoghi di lavoro, la normativa italiana ha enfatizzato il valo-
re di modelli organizzativi e di gestione, attribuendo a questi,
ecacia esimente (art. 30 D.Lgs. 81/08) dalla responsabilità
amministrativa dell’impresa, in caso di violazioni delle dispo-
sizioni legislative riguardanti la salute e la sicurezza sul luogo
di lavoro. Eni ha adottato in tutte le operazioni che comporta-
no rischi HSE, modelli organizzativi e di gestione in linea con i
migliori standard del mercato.
La gestione operativa Eni è fondata sui principi della preven-
zione, gestione e controllo dei rischi HSE. L’adozione estesa
in Eni di sistemi di gestione integrati di salute, sicurezza e
ambiente è rivolta ad assicurare la compliance normativa, il
miglioramento continuo delle performance HSE e l’ecacia
delle azioni intraprese in termini di prevenzione e contenimen-
to dei possibili impatti ambientali.
La pubblicazione delle Norme ISO 14001:2015 e ISO
9001:2015 ha introdotto una maggiore focalizzazione sul ri-
schio, sul contesto locale e su eventuali accordi volontari in
materia di sostenibilità. L’adeguamento a queste norme ha
comportato un miglioramento della pianificazione e dei pro-
cessi di controllo. Nel 2021 Eni ha aggiornato lo strumento
normativo adottando un’unica metodologia integrata per lo
svolgimento delle analisi ambientali e valutazione degli im-
patti/rischi per l’Ambiente e l’Organizzazione, inclusi quelli di
tipo 231. Eni si è inoltre dotata di un sistema di controllo dei
rischi HSE basato sul monitoraggio periodico di indicatori
HSE sviluppato su tre livelli di linea (il primo, la cui respon-
sabilità è del sito; il secondo, che è svolto dalle Unità di Bu-
siness; il terzo che resta in capo all’organizzazione centrale
di Eni) che garantisce la progressiva indipendenza dei con-
trolli e su un piano strutturato di audit a copertura di tutti i
siti, secondo le seguenti tipologie: (i) technical audit, volti
ad accertare l’esistenza presso i siti/unità operative e sedi
delle unità di business di adeguati sistemi di gestione, della
loro corretta applicazione e coerenza con le normative e gli
standard adottati dalla Società; (ii) certificazioni dei sistemi
di gestione (con verifiche annuali effettuate da un Ente cer-
tificatore); (iii) verifiche di conformità alle normative vigenti
in materia HSE; (iv) audit finalizzati alla verifica dell’efficacia
delle barriere preventive e mitigative dei rischi di processo
e della sicurezza di processo; e (v) audit/assessment per
tematiche/attività/processi specifici (es. audit a seguito di
segnalazioni, infortuni o incidenti o assessment su specifi-
che parti di impianto). Nel settore della sicurezza di proces-
so Eni ha sviluppato e implementato un sistema di gestione
specifico basato su best practice internazionali. La nuova
Norma ISO 45001 pone l’accento sull’importanza della se-
gnalazione continua, nell’ambito della attività quotidiana, di
eventuali rilievi per rafforzare le performance del sistema ed
identificare rischi emergenti nell’ottica della prevenzione.
Il 14 febbraio 2022 è stato approvato un “Piano Nazionale
per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee”
(PiTESAI) la cui istituzione era prevista dal D.L. n. 135/2018,
cd. Decreto Semplificazioni, convertito nella Legge n.12 del
febbraio 2019. Con tale piano, il Legislatore ha definito i cri-
teri per l’individuazione delle aree del territorio nazionale,
comprese le acque territoriali, dove lo svolgimento dell’at-
tività di prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi
possa essere sostenibile dal punto di vista ambientale. L’a-
spetto più rilevante per Eni è che le concessioni di coltiva-
zione in terraferma proseguono anche se hanno una o più
infrastruttura all’interno di “aree potenzialmente non idonee”
purché siano produttive o improduttive da meno di 5 anni
precedenti dall’adozione del Piano e che a seguito dell’ana-
lisi costi-benefici ottengano un risultato per cui i costi della
mancata proroga sono superiori ai benefici, restando in vi-
gore e continuando a poter essere prorogate fino a quando
l’analisi CBA ne giustificherà la prosecuzione. Per effetto di
tale normativa, Eni non ha registrato alcuna revisione ne-
gativa di riserve per effetto della non idoneità delle aree di
concessione.
RISCHIO IDRICO
Secondo le analisi del World Economic Forum (The Global
Risk Report 2022), da oltre 10 anni il rischio idrico viene
identificato tra i cinque rischi con maggiore impatto ne-
gativo potenziale per l’economia e la società nei prossimi
5-10 anni. Le crisi idriche avranno, inoltre, crescenti inter-
148
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
connessioni con altri fattori di rischio e instabilità, quali mi-
grazioni, tensioni fra Stati e crisi alimentari. L’interdipenden-
za acqua-energia è destinata ad intensificarsi nei prossimi
anni e, secondo la International Energy Agency (WEO 2016),
sarà necessaria una sempre maggiore capacità di dare ri-
sposte chiare e affidabili per la gestione di questo elemento
di criticità. Secondo le Nazioni Unite (https://www.unwater.
org/water-facts/climate-change/) i cambiamenti climatici
si esplicitano nella forma di crisi idriche e di una crescente
variabilità della disponibilità di acqua in quantità e di qualità
adeguate ad uno sviluppo sostenibile. Entro il 2050, il nume-
ro di persone a rischio di inondazione aumenterà dall’attuale
livello di 1,2 miliardi a 1,6 miliardi. Tra l’inizio e la metà degli
anni 2010, 1,9 miliardi di persone, ovvero il 27% della popo-
lazione mondiale, vivevano in aree potenzialmente carenti
d’acqua. Nel 2050, questo numero aumenterà da 2,7 a 3,2
miliardi di persone (UN2020). Eni valuta e monitora il rischio
idrico, anche in relazione agli effetti dei cambiamenti clima-
tici, al fine di identificare le migliori strategie di gestione del-
le acque e di adattamento per i propri asset. Inoltre, Eni è
impegnata a sviluppare progetti di accesso all’acqua per le
popolazioni dove opera. Meno del 2% dei prelievi idrici totali
di Eni avvengono in aree a stress o aride (così come identifi-
cate con Aqueduct, strumento sviluppato dal World Resour-
ces Institute). Tra i Paesi con aree a stress idrico impattate
dai prelievi Eni, oltre all’Italia dove si verificano i maggiori
prelievi di acqua dolce, ci sono Paesi dove al rischio di tipo
fisico (scarsità della risorsa) si vanno ad aggiungere rischi
di tipo sociale (scarsità di sistemi idrico-sanitari adeguati in
molti Paesi in cui Eni opera) o geopolitico (approvvigiona-
mento di acqua dolce dipendente da fonti con provenienza
oltreconfine come ad esempio il Nilo per l’Egitto). La tute-
la dell’ambiente si attua in primis identificando il contesto
naturale in cui le attività hanno o avranno luogo in modo
da evitare o mitigare il più possibile gli impatti su specie,
habitat e servizi ecosistemici fin dai primi stadi del ciclo
operativo. In particolare, prosegue l’impegno in progetti di
water injection, intesi come ottimale gestione delle acque
di produzione, e di reinjection a scopo IOR (Improved oil re-
covery). Anche nel downstream sono proseguite iniziative
per ridurre il consumo di acqua dolce o per la sostituzione
dei prelievi di acqua dolce da falda o da acque superficiali
con fonti di minor pregio. Al fine di rispondere alle crescenti
richieste di informazioni da parte degli stakeholder, anche
nel 2021 Eni ha dato risposta pubblica al questionario CDP
water, confermando la valutazione pari ad A-, che si colloca
al di sopra della media di settore e di area geografica. Prima
fra le compagnie O&G, ad aprile 2019 Eni ha aderito al CEO
Water Mandate, dando un segnale inequivocabile dell’im-
portanza attribuita alla risorsa idrica. A giugno 2021 Eni ha
pubblicato il proprio posizionamento sull’acqua, nel quale
si impegna a minimizzare i propri prelievi di acqua dolce in
aree a stress idrico.
GESTIONE EMERGENZE E SPILL
Le eventuali emergenze operative che possono avere impat-
to su asset, persone e ambiente sono gestite innanzitutto a
livello di sito con una propria organizzazione che predispo-
ne, per ciascun possibile scenario, un piano di risposta in cui
sono deniti ruoli e risorse deputate all’attuazione. Questo è
il primo livello di emergenza, il secondo livello prevede il sup-
porto da parte dell’unità di business ed il terzo anche quello
delle strutture centrali, in particolare il coordinamento tramite
l’Unità di Crisi Eni per l’apporto di team specialistici, mezzi
e attrezzature interne ed esterne ad Eni. Le discriminanti tra
questi livelli sono: la gravità dell’evento, in termini di danno a
persone, ambiente e asset; l’impatto reale o potenziale sugli
stakeholders e sulla reputazione di Eni; la potenzialità dell’e-
vento di eccedere i limiti di batteria dell’asset. Questi effetti
comportano la escalation di risorse coinvolte anche in stretta
cooperazione con le Autorità locali e centrali che attivano i
rispettivi piani di emergenza esterni.
Eni è impegnata quotidianamente nel monitoraggio e nella
gestione dei rischi derivanti dagli oil spill sia operativi che ef-
frattivi, sia all’estero che in Italia. Una situazione di particolare
rilievo si osserva in Nigeria dove sono frequenti fenomeni di
sabotaggio sugli oleodotti.
Anche nel downstream Italia si sono registrate numerose ef-
frazioni sulla rete oleodotti (picco massimo nel 2015), progres-
sivamente contrastate e ad oggi sostanzialmente annullate,
attraverso l’installazione del sistema di Leak Detection proprie-
tario denominato “e-vpms
®
” (Eni Vibroacustic Pipeline Monito-
ring System). Il sistema permette il monitoraggio da remoto di
eventuali spill dalle condotte in pochi minuti geolocalizzandoli
con una precisione inferiore ai 50m; ciò, oltre a favorire la tem-
pestività e la qualità degli interventi di contenimento, di ripa-
razione e di protezione dei bersagli ambientali più sensibili, è
stato un elemento di dissuasione fondamentale.
Oltre ad avere coperto l’intera rete di oleodotti di prodotti niti
(10 linee, per un totale di 654 km) ed una di grezzo (Oleodot-
to Monte Alpi-Taranto per 137 km) è stata inoltre completata
l’installazione su due oleodotti pilota (Rho-Malpensa e Pan-
tano-Seram) dell’upgrade del sistema e-vpms® alla versione
e-vpms® -TPI (Third Party Intrusion) atto a rilevare le attività
sospette in prossimità della condotta (scavi, veicoli, ecc.) pri-
ma della effrazione vera e propria della condotta.
La società ha intrapreso importanti passi per contrastare
e ridurre il fenomeno “oil theft”, ma anche per presidiare in
generale gli asset societari. In particolare si sono intraprese
azioni dirette sugli asset (manutenzione sistematica, sostitu-
zione pipeline e/o serbatoi e incremento della sorveglianza) e
sono in corso i progetti come Tanks Integrity Monitoring (ba-
sato sulle emissioni acustiche), Sesam (mappe di sensitività
ambientale come parte dell’Oil Spill Contingency Plan) e di
esposizione ai rischi naturali (in particolare frane ed esonda-
zioni, di cui il progetto R&D “Early Warning System for Hydro
& Pollution Risks in Val d’Agri).
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
149
In aggiunta al sistema di gestione, monitoraggio e risposta
ai rischi di natura HSE, Eni ha attivato coperture assicurative
tramite la partecipazione alla mutua Oil Insurance Limited e
altri partner assicurativi per limitare i possibili effetti econo-
mici derivanti dai danni provocati a terzi, alle proprietà indu-
striali e da responsabilità di bonica e ripulitura dell’ambiente
in caso di incidente. L’ammontare coperto varia in base alla
tipologia dell’evento e rappresenta una quota signicativa del-
la capacità messa a disposizione dal mercato di riferimento.
In particolare, la responsabilità nanziaria di Eni di risarcire
il danno cagionato a terzi e/o a seguito di sversamento di
petrolio è coperta da una protezione assicurativa capace di
indennizzare no a un massimo di $1,4 miliardi per incidenti
nell’onshore (le ranerie) e $1,2 miliardi per l’offshore. A que-
ste ultime si aggiungono polizze assicurative che coprono
le responsabilità del proprietario, dell’operatore e del noleg-
giatore di mezzi navali in base ai seguenti massimali: $1.250
milioni per le responsabilità connesse alla otta di proprietà
della LNG Shipping e nel caso di noleggio di time charter e
di $1 miliardo delle FPSO utilizzate dal settore Exploration &
Production nello sviluppo di giacimenti offshore. Si eviden-
zia inoltre che in occasione di particolari progetti, valutata la
complessità industriale e altri fattori esterni, il management
attiva coperture assicurative ad hoc, in aggiunta alle copertu-
re standard di portafoglio.
Le collaborazioni con IPIECA e IOGP al ne di rafforzare la
capacità di risposta all’inquinamento marino, in termini di ag-
giornamento e diffusione delle good practices e di iniziative
regionali congiuntamente alle autorità (GI-WACAF - Global Ini-
tiative for West, Central and Southern Africa e l’OSPRI Oil Spill
Preparedness Regional Initiative) sono proseguite.
Eni ha inoltre sviluppato tecnologie proprietarie, volte sia a
ridurre il rischio di incidenti sia ad accelerare il recupero di
eventuale olio sversato a mare come ad esempio il proget-
to di ricerca dispositivo CUBE (Containment of Underwater
Blowout Events), realizzato un dispositivo per separare gas
e olio dall’acqua in prossimità della testa pozzo sottomarina,
e il progetto Blow Stop, sviluppato una tecnologia innovativa
per bloccare al fondo la fuoriuscita di uidi di giacimento.
Il Sistema nazionale per la protezione dell’ambiente (SNPA)
ha pubblicato le Linee guida che ricostruiscono la procedura
di valutazione tecnica del danno ambientale ai sensi della
Parte sesta del D.Lgs. 152/2006. L’elaborato (Linee guida
SNPA n. 33/2021) approvato con delibera del Consiglio
SNPA del 18 maggio 2021, incentrato sulle nozioni di “indizi”
e di “evidenze” relativi al danno ambientale, definisce i crite-
ri e le metodologie da utilizzare sia nello svolgimento delle
fase di screening dei casi, sia in quella di accertamento del
danno ambientale e delle minacce di danno, in relazione alle
quali lo Stato ha il potere di imporre azioni di riparazione e di
prevenzione. Dopo una prima parte di inquadramento della
normativa di settore — incentrata sulla direttiva 2004/35/Ce
e sulla Parte sesta del D.Lgs. 152/2006 di recepimento — e
della procedura amministrativa applicabile, le Linee guida,
strutturate in tre parti e articolate in nove capitoli, fornisco-
no dei criteri generali per l’accertamento delle minacce di
danni ambientali, con focus sul tema della prevenzione e
sugli strumenti di valutazione preventiva e di informazione
(procedure Via e sistemi di gestione ambientale), per poi de-
finire criteri e metodologie da utilizzare in relazione ai danni
arrecati alle specifiche risorse, ovvero le specie e gli habitat
protetti (cap. 6), le aree protette (cap. 7), le acque interne su-
perficiali, sotterranee e marino-costiere (cap. 8) e il terreno
(cap. 9) Per approfondimenti: Linee guida SNPA n. 33/2021.
Con decreto direttoriale MiTE 22 dicembre 2021 Il Ministero del-
la Transizione ecologica ha decretato il modello dell’istanza per
la presentazione del documento di analisi di rischio sanitaria e
ambientale sito specica per aree ricadenti all’interno di siti di
interesse nazionale (Sin). Oltre al modello dell’istanza, il decre-
to direttoriale 269/2021 indica gli elementi tecnici ed i contenuti
minimi della documentazione tecnica — che deve essere “stand
alone”, ovvero deve riportare tutte le informazioni necessarie a
consentire una eventuale riproduzione delle valutazioni da par-
te degli Enti di controllo - che devono essere allegati alla stes-
sa. Per approfondimenti: Decreto direttoriale Mite 22 dicembre
2021, n. 269 Boniche — Siti di interesse nazionale (Sin) — Mo-
dello di istanza da compilare per l’approvazione del documento
di analisi di rischio sanitaria ed ambientale sito specica.
RISCHI E INCERTEZZE ASSOCIATI CON IL
QUADRO COMPETITIVO DEL SETTORE
EUROPEO DEL GAS
Nel 2021 i prezzi del gas in Europa, sulla scia del forte recupe-
ro dello scenario energetico, hanno registrato aumenti molto
signicativi per i principali benchmark rispetto al 2020 (PSV
per il mercato Italia +335%; TTF per i mercati europei nord-oc-
cidentali +386%). I driver di tale performance sono una cresci-
ta della domanda gas in Europa che si è sostanzialmente ri-
portata ai livelli pre COVID-19 unita alle minori importazioni di
GNL per effetto della maggiore domanda soprattutto nel ba-
cino del Pacico sia per ripresa economica che per l’inverno
particolarmente rigido nella prima parte dell’anno nel Sud-Est
asiatico. Le quotazioni del benchmark dei mercati spot conti-
nentali (TTF) per via della riduzione dei ussi di import di GNL
hanno evidenziato una maggiore crescita rispetto al prezzo
benchmark del mercato spot Italia (PSV), quest’ultimo frena-
to dal permanere dell’eccesso di offerta nel mercato italiano
dovuto all’avvio della nuova linea d’importazione TAP e dalle
maggiori importazioni dal nord Africa, con la conseguente
sostanziale chiusura degli spread tra i due benchmark. Tale
sviluppo ha penalizzato in misura rilevante la performance
nel 2021 nel business della commercializzazione all’ingrosso
che è esposto allo spread tra prezzi spot nel mercato Italia,
principale benchmark dei prezzi di vendita, e prezzi spot agli
hub continentali a cui sono indicizzati alcuni costi di approv-
150
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
vigionamento. La scarsa liquidità del mercato spot Italia non
consente di attuare ecaci azioni di Risk Management.
Il portafoglio di approvvigionamento gas di Eni è composto
principalmente da contratti di lungo termine con clausola di ta-
ke-or-pay che espongono il compratore al rischio nanziario di
pagare il gas non ritirato no a concorrenza dell’obbligo minimo
di prelievo annuale (v. paragrafo successivo), che può vericarsi
in caso di dinamiche competitive sfavorevoli (quali uno scenario
di oversupply o una situazione di mercato quale quella corrente).
Il management continuerà nella strategia di rinegoziare i con-
tratti di approvvigionamento long-term con l’obiettivo di alline-
are costantemente il costo del gas alle condizioni di mercato
e di ottenere maggiori essibilità operative. Tale strategia si
inquadra nel contesto di complesse relazioni contrattuali con
i fornitori long-term di gas, i quali possono avanzare claim di
revisione dei costi di approvvigionamento, nonché di riparti-
zione di altri oneri contrattuali, quali la logistica.
L’esito delle rinegoziazioni in corso è incerto in relazione sia
all’entità dei beneci economici, sia al timing di rilevazione
a conto economico. Inoltre, in caso di mancato accordo tra
le parti, i contratti di norma prevedono la possibilità per cia-
scuna controparte di ricorrere all’arbitrato per la denizione
delle controversie commerciali; questo rende maggiormente
incerto l’esito delle stesse. Analoghe considerazioni valgono
per i contratti di vendita con riferimento ai quali sono in corso
o si prevedono rinegoziazioni per allineare il prezzo di vendita
e le altre condizioni di fornitura al mercato. Il management
non può escludere un esito sfavorevole delle rinegoziazioni
o di eventuali procedimenti arbitrali relativi ai contratti gas
long-term con possibili effetti negativi sulla redditività e sulla
generazione di cassa del business wholesale gas.
Per assicurarsi un’adeguata disponibilità di gas nel medio-lungo
termine, a sostegno dei programmi di vendita, contribuendo alla
sicurezza di approvvigionamento del mercato europeo in gene-
rale e di quello italiano in particolare, Eni ha stipulato nel passato
contratti di acquisto di lungo termine con i principali Paesi pro-
duttori che riforniscono il sistema europeo. Tali contratti di ap-
provvigionamento prevedono la clausola di take-or-pay in base
alla quale l’acquirente è obbligato a pagare al prezzo contrattua-
le, 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 a
un prezzo che tiene conto della frazione di prezzo contrattuale
già corrisposto. Il meccanismo degli anticipi contrattuali espone
l’impresa sia a un rischio prezzo (e conseguentemente anche a
un’opportunità), sia a un rischio volume. Analoghe considerazio-
ni si applicano agli impegni contrattuali di lungo termine ship-or-
pay attraverso i quali Eni si è assicurata l’accesso alle capacità
di trasporto lungo le principali dorsali europee che convogliano il
gas dai luoghi di produzione ai mercati di consumo. In tale sce-
nario, il management è impegnato nella rinegoziazione dei con-
tratti di approvvigionamento long term e in azioni di ottimizza-
zione del portafoglio, quali leve per gestire il rischio take-or-pay e
l’associato rischio nanziario.
Rischi connessi con la regolamentazione del settore del
gas e dell’energia elettrica
L’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARE-
RA), in virtù della Legge istitutiva n. 481/95, svolge funzione
di monitoraggio dei livelli dei prezzi del gas naturale e de-
nisce le condizioni economiche di fornitura del gas ai clienti
che hanno diritto di accedere alle condizioni tariffarie stabilite
dalla stessa Autorità (cosiddetti clienti tutelati).
Le decisioni dell’Autorità in tale materia possono limitare la
capacità degli operatori del gas di trasferire gli incrementi del
costo della materia prima nel prezzo nale o limitare il ricono-
scimento dei costi e rischi tipici dell’attività commerciale con
i clienti tutelati.
I clienti che hanno diritto al servizio di tutela gas sono i clien-
ti 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’indi-
cizzazione hub della componente a copertura del costo del-
la materia prima – quotazioni forward rilevate presso l’hub
olandese TTF – in luogo della precedente, 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 strumen-
ti di incentivazione agli operatori per la promozione della ri-
negoziazione dei contratti di approvvigionamento di lungo
termine. L’indicizzazione al TTF per i clienti tutelati è per ora
confermata, mentre un fattore di rischio è relativo all’incre-
mento della pressione competitiva generato dal superamen-
to delle tariffe di tutela gas e power. La Legge 4 agosto 2017,
n. 124, “Legge annuale per il mercato e la concorrenza” aveva
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). Il su-
peramento della tutela tariffaria per i clienti domestici gas
e luce, nonché per le microimprese luce, è fissato, a seguito
di diverse proroghe, al 1° gennaio 2023; per le PMI elettriche
non microimprese, per il servizio di fornitura di energia elet-
trica, la data è stata fissata al 1° gennaio 2021. Con Legge
233/21 è stato 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 vede quindi ad oggi: il supera-
mento della tutela tariffaria confermato, senza deroghe, per
i clienti domestici gas e le microimprese elettriche al 1° gen-
naio 2023; prevede la possibilità di derogare questa data,
fino al 10 gennaio 2024, per i clienti domestici elettrici. Non
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
151
si possono escludere ulteriori interventi di deroga della data
del 1° gennaio 2023.
In vista dell’obiettivo di superamento delle tariffe di tutela gas
e power sono state introdotte misure per accompagnare la
scelta del consumatore sul mercato libero con adeguati sup-
porti informativi e prevedendo strumenti di confrontabilità
delle offerte di mercato fra gli operatori. A tal ne l’ARERA
ha previsto che gli operatori, in aggiunta alle loro offerte di
mercato, forniscano ai clienti, a decorrere da marzo 2018, an-
che una proposta a prezzo variabile e una a prezzo sso per
gas ed elettricità a prezzo libero ma a condizioni contrattuali
comparabili regolate da ARERA (offerte “PLACET”). È inol-
tre operativo un apposito portale web gestito da Acquirente
Unico per conto di ARERA (Portale Offerte) che consente la
comparazione di tutte le offerte di gas ed energia elettrica
disponibili.
A dicembre 2020 ARERA ha pubblicato la delibera
491/2020/R/eel che in sintesi:
} denisce la gara per il Servizio a Tutele Graduali dedicato
alle piccole imprese elettriche e svolto dagli esercenti ag-
giudicatari a partire dal 1° luglio 2021;
} modica il TIV introducendo il Servizio a Tutele graduali
fra i servizi di ultima istanza, dettagliando le caratteristiche
del servizio stesso e gli obblighi per gli esercenti;
} denisce le modalità di erogazione del Servizio a Tute-
le Graduali nel periodo transitorio 1° gennaio - 30 giugno
2021, durante il quale il servizio sarà svolto dagli attuali
esercenti la maggior tutela (per consentire lo svolgimento
delle gare nei primi mesi del 2021).
In gennaio inne, è stato inoltre pubblicato sul sito del Mi-
nistero dello Sviluppo Economico il DM “Decreto ministe-
riale 31 dicembre 2020 - Mercato libero dell’energia elettri-
ca. Schema ingresso consapevole dei clienti nali”. Il DM è
relativo al superamento della tutela di prezzo dell’Autorità
per le PMI non microimprese elettriche. Fra le principali
previsioni il DM stabilisce:
} alla data del 1° gennaio 2021 le PMI non microimprese che
non hanno stipulato un contratto per la fornitura dell’ener-
gia elettrica sul mercato libero sono fornite attraverso il
servizio a tutele graduali da parte di soggetti selezionati
con gara per una durata non superiore a tre anni. In coe-
renza con quanto anticipato da ARERA;
} tetto antitrust del 35% massimo dei clienti per la gara PMI
non microimprese;
} tre campagne informative sul superamento della tutela di
prezzo, alle quali sarà possibile associare campagne degli
operatori.
In ambito retail gas e luce si segnala che ARERA, in attua-
zione della Legge di Bilancio 2022, fra le misure di contrasto
degli aumenti eccezionali dei prezzi dell’energia, ha definito
le modalità per la rateizzazione in 10 mesi, senza interessi,
degli importi relativi alle fatture emesse nel periodo com-
preso tra il 1° gennaio 2022 ed il 30 aprile 2022 e che tutti
i venditori (sia dei servizi di tutela sia del mercato libero)
sono tenuti ad offrire ai clienti domestici di energia elettrica
e gas naturale che risultino inadempienti al pagamento delle
fatture emesse in tale periodo. Sono definite modalità per
l’erogazione ai venditori, dell’anticipo degli importi oggetto
di rateizzazione eccedenti il 3% dell’importo delle fatture
emesse nei confronti della totalità dei clienti finali domestici
da ciascuno serviti entro il mese successivo da quando il
piano di rateizzazione è proposto al cliente finale.
È stato approvato il Decreto Legge 27 gennaio 2022, n. 4 “Mi-
sure urgenti in materia di sostegno alle imprese e agli opera-
tori economici, di lavoro, salute e servizi territoriali, connes-
se all’emergenza da COVID-19, nonché per il contenimento
degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico a
contrasto degli aumenti eccezionali dei prezzi dell’energia.
Questi interventi, per area retail e rinnovabili, con impatto
sugli operatori della vendita, come Plenitude, riguardano in
particolare gli interventi sull’elettricità prodotta da impianti
a fonti rinnovabili in questo contesto di alte quotazioni dei
prezzi del gas che si riflettono sui prezzi dell’energia elettri-
ca prodotta a gas.
Nell’ambito dei costi e dei criteri di accesso alle principali
infrastrutture logistiche del sistema gas, i principali fattori
di rischio per il business sono legati ai processi di defini-
zione delle condizioni economiche e delle regole di acces-
so ai servizi di trasporto, rigassificazione LNG, stoccaggio,
che interessano periodicamente tutti i Paesi europei in cui
Eni opera. Per quanto riguarda le tariffe di trasporto gas,
in Italia così come nei principali Paesi europei, è stata im-
plementata a partire dal 2020 una revisione dei criteri di
determinazione di tali tariffe e di recupero dei costi dei
trasportatori per il periodo di regolazione 2020-2023, con
effetti complessivamente positivi sui costi del portafoglio
logistico. La ridefinizione periodica dei criteri tariffari del
trasporto è comunque prevista a scadenze prestabilite nei
vari Paesi europei e in futuro potrà ancora determinare
impatti sui costi logistici. Ulteriori modifiche di regole po-
trebbero riguardare il settore della rigassificazione e dello
stoccaggio, rappresentando fattori di rischio come anche
opportunità per il business.
Nel medio termine ci si attende che la domanda di gas a livel-
lo europeo possa essere sostenuta dalle politiche orientate
all’accelerazione del phase-out del carbone nella generazio-
ne elettrica – in vista degli obiettivi di decarbonizzazione –
e, in alcuni Paesi, al phase-out della generazione nucleare.
D’altra parte, con l’implementazione del Green Deal europeo,
nei prossimi anni la regolamentazione del settore gas po-
trà essere interessata da modifiche potenzialmente anche
rilevanti, in conseguenza di adeguamenti nel disegno dei
mercati e/o di nuovi obblighi o vincoli in capo agli operatori
del settore che potranno accompagnare l’evoluzione delle
152
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
normative europee, in un 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 tecnolo-
gie abilitanti una maggiore 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, le aste del mercato
della capacità elettrica (cd. “Capacity Market”), che si sono
tenute a novembre 2019 e a febbraio 2022 con l’assegna-
zione per gli impianti esistenti di un prodotto annuale con
periodo di consegna relativo agli anni 2022, 2023 e 2024, e
per gli impianti nuovi di un prodotto della durata di quindici
anni, comporteranno dei risultati positivi per Eni per effet-
to del riconoscimento di un premio in quanto assegnataria
di capacità per gli impianti esistenti, di cui è titolare come
Gruppo, e per il progetto di un nuovo impianto che dovrà
sviluppare EniPower nel sito di Ravenna (consegna a parti-
re dal 2023). Permane il rischio che le aste possano essere
annullate per effetto dei ricorsi presentati presso il Tribunale
Europeo da alcuni operatori. Vi è incertezza sulla possibilità
che si possano tenere delle aste per gli anni successivi al
2024 perché, anche in base a quanto previsto dalle norme
europee, il meccanismo sarà riproposto a valle di una nuova
valutazione di Terna sullo stato di adeguatezza del sistema
elettrico. La particolare situazione dei mercati energetici,
contrassegnati da prezzi delle commodity elevati e condizio-
nati da forte aleatorietà, ha aumentato il rischio di possibili
restituzioni della componente variabile prevista dal Capacity
Market, con conseguente potenziale riduzione del beneficio
netto del meccanismo per gli impianti di Eni.
Inoltre, sono in atto significative evoluzioni della regolamen-
tazione, che possono rappresentare fattori di rischio per il
business: tra queste le riforme dei meccanismi di mercato
conseguenti a necessità di adeguamento alle normative co-
munitarie (i prezzi negativi e la riforma del Mercato Infragior-
naliero introdotti nel settembre 2021, ulteriore integrazione
transfrontaliera dei mercati nazionali sia dell’energia che dei
servizi di rete, il completamento della riforma del mercato
dei servizi di dispacciamento) ed interventi emergenziali del
Governo per compensare il fenomeno del caro energia.
COINVOLGIMENTO IN PROCEDIMENTI LEGALI
E INDAGINI ANTI-CORRUZIONE
Eni è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azio-
ni legali collegati al normale svolgimento delle sue attività.
Oltre al fondo rischi per contenziosi stanziato in bilancio, è
possibile che in futuro Eni possa sostenere altre passività,
anche significative a causa di: i) incertezza rispetto all’esito
finale dei procedimenti in corso per i quali al momento è
stata valutata non probabile la soccombenza, o non atten-
dibile la stima della relativa passività; ii) il verificarsi di ulte-
riori sviluppi o l’emergere di nuove evidenze e informazioni
che possano comportare una revisione del giudizio sulla
probabilità di soccombenza ovvero possano fornire ele-
menti sufficienti per una stima attendibile dell’ammontare
dell’obbligazione; iii) inaccuratezza delle stime degli accan-
tonamenti dovuta al complesso processo di determinazione
che comporta giudizi soggettivi da parte del management.
Alcuni procedimenti legali in cui Eni o le sue controllate sono
coinvolte riguardano la presunta violazione di leggi e rego-
lamenti anti-corruzione, nonché violazioni del Codice Etico.
Violazioni del Codice Etico, di leggi e regolamenti, incluse le
norme in materia di anti-corruzione, da parte di Eni, dei suoi
partner commerciali, agenti o altri soggetti che agiscono in
suo nome o per suo conto, possono esporre Eni e i suoi di-
pendenti al rischio di sanzioni penali e civili che potrebbero
danneggiare la reputazione della Società e il valore per gli
azionisti.
RISCHIO CYBER SECURITY
Il rischio di cyber security rappresenta la possibilità che attac-
chi informatici compromettano i sistemi informativi aziendali
(gestionali e industriali) avendo come principali conseguenze
l’interruzione dei servizi erogati, la sottrazione di informazioni
sensibili, con impatti sia economici che reputazionali.
Il livello di cyber risk è stimato elevato poiché:
} Eni è una Oil & Gas company e rappresenta un obiettivo
chiave per i cyber attack dato il contesto geopolitico in cui
opera;
} il trend dei cyber attack in termini di frequenza e pericolo-
sità è in crescita e, più in generale, aumentano le attività
volte all’acquisizione di informazioni sensibili, sia attraver-
so l’utilizzo del fattore umano, sia mediante intercettazioni
ed intrusioni telematiche;
} i fenomeni di social engineering e phishing sono in cre-
scente aumento.
Le possibili conseguenze riguardano:
} la perdita di riservatezza, ovvero la diffusione intenzionale
o accidentale di informazioni riservate, che può determina-
re perdite per Eni in termini di vantaggi competitivi, danni
di immagine e reputazione e impatti di carattere legale ed
economico (ad es. sanzioni), dovuti al mancato rispetto di
obblighi normativi e/o contrattuali;
} la perdita di integrità e disponibilità in merito a informazio-
ni e sistemi a supporto del business, che possono determi-
nare una perdita di protto dovuta alla mancata erogazio-
ne di servizi e/o danni agli asset aziendali.
Per far fronte a questa situazione, l’azienda si è dotata già da
tempo, secondo il consolidato approccio risk-based, di una
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
153
serie di misure di difesa per prevenire e contenere potenzia-
li impatti a fronte degli attacchi cyber, che fanno leva anche
sull’assetto hybrid working, quali ad esempio:
} il potenziamento delle infrastrutture e dei servizi di Cyber
Security Defence;
} il rafforzamento dei presidi di sicurezza tecnologici e di
governo per la Corporate, le consociate estere ed i siti in-
dustriali attraverso l’esecuzione di specici programmi di
enforcement tecnologico;
} interventi per rafforzare ulteriormente la continuità dei ser-
vizi IT Corporate e migliorare il monitoraggio sulla gestione
dei sistemi centrali;
} l’attuazione di presidi di controllo volti a identicare, miti-
gare e monitorare il rischio cyber security veicolabile dalle
Terze Parti di Eni, ivi inclusi i fornitori di servizi cloud;
} l’aggiornamento del set di contromisure per mitigare il ri-
schio cyber, in coerenza con i recenti obblighi normativi
specici del settore.
Inoltre, è stato aggiornato il set di contromisure per mitigare
il rischio cyber, in coerenza con i recenti obblighi normativi
specici nonché il proseguimento del programma di Cyber
Security Culture nalizzato al rafforzamento della cultura
aziendale sui giusti comportamenti da adottare per far fronte
ai cyber rischi.
154
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Evoluzione prevedibile della gestione
Per le principali evoluzioni di business ed economico-nanzia-
rie si rinvia ai capitoli: Strategia, Commento ai risultati econo-
mico-nanziari (sezione “Possibili conseguenze del conitto
tra Russia e Ucraina”) e Fattori di rischio.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
155
Dichiarazione consolidata
di carattere Non Finanziario
ai sensi del D.Lgs. 254/2016
La Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario (DNF) 2021 di Eni è redatta in con-
formità al D.Lgs. 254/2016 e ai “Sustainability Reporting Standards” pubblicati dal Global Re-
porting Initiative (GRI
1
) come indicato nel capitolo "Principi e Criteri di Reporting". Nel 2021
entrano in vigore gli obblighi di reporting previsti dall’art.8 del Regolamento UE 852/2020
come deniti e codicati nel relativo Disclosures Delegated Act della Commissione, relativi
alle attività economiche e agli attivi idonei ai ni del conseguimento degli obiettivi del Rego-
lamento di mitigazione dei cambiamenti climatici e adattamento ai cambiamenti climatici.
Tali obblighi informativi sono a carico delle società quotate in mercati regolamentati della UE
tenute a redigere una DNF. In continuità con le precedenti edizioni, il documento è articolato
secondo le tre leve del modello di business integrato, Neutralità carbonica al 2050, Eccellenza
operativa e Alleanze per lo sviluppo, il cui obiettivo è la creazione di valore di lungo termine per
tutti gli stakeholder. I contenuti del capitolo “Neutralità carbonica al 2050” sono stati organiz-
zati sulla base delle raccomandazioni volontarie della Task Force on Climate-related Financial
Disclosures (TCFD) del Financial Stability Board, in cui Eni è presente sin dalla sua fondazione,
al ne di fornire una disclosure ancora più approfondita su tali tematiche. Inoltre, sono stati
citati nei vari capitoli i principali Obiettivi per lo Sviluppo Sostenibile (SDG) delle Nazioni Unite
che costituiscono un riferimento importante per Eni nel condurre le proprie attività.
La DNF è inserita all’interno della Relazione sulla Gestione nell’ambito della Relazione Finan-
ziaria Annuale con l’obiettivo di soddisfare in maniera chiara e sintetica le esigenze informati-
ve degli stakeholder di Eni, favorendo ulteriormente l’integrazione delle informative nanziarie
e non. Al ne di evitare duplicazioni e garantire il più possibile la sinteticità delle disclosure, la
DNF fornisce un’informativa integrata anche tramite il rinvio ad altre sezioni della Relazione
sulla Gestione, alla Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari e alla Relazione
sulla Politica in materia di Remunerazione e sui compensi corrisposti qualora le tematiche
richieste dal D.Lgs. 254/2016 siano già in esse contenute o per ulteriori approfondimenti. In
particolare, all’interno della Relazione sulla Gestione sono descritti il modello di business e
la governance di Eni, i principali risultati e target, il sistema di Risk Management Integrato e
i fattori di rischio e incertezza in cui sono dettagliati i principali rischi, i possibili impatti e le
azioni di trattamento, in linea con le richieste informative della normativa italiana. All’interno
della DNF sono dettagliate le Politiche aziendali, i Modelli di gestione e organizzazione, un
approfondimento sui rischi ESG (Environmental, Social and Governance), la strategia sui temi
trattati, le iniziative più rilevanti dell’anno, le principali performance con relativi commenti e
l’analisi di materialità 2021. Anche nella DNF 2021 sono state inserite le metriche “core” de-
nite dal World Economic Forum
2
(WEF) nel White Paper “Measuring Stakeholder Capitalism -
Towards Common Metrics and Consistent Reporting of Sustainable Value Creation” del 2020.
In continuità con gli scorsi anni, inoltre, Eni pubblicherà in occasione dell’Assemblea degli
azionisti anche Eni for, il report di sostenibilità di carattere volontario che ha l’obiettivo di ap-
profondire l’informativa non nanziaria. Anche l’edizione 2021 di Eni for includerà l’allegato
“Neutralità carbonica al 2050” e un report dedicato ai diritti umani (Eni for – Human Rights
3
).
Di seguito una tabella di raccordo in cui si evidenziano i contenuti informativi richiesti dal
Decreto, gli ambiti e il relativo posizionamento all’interno della DNF, della Relazione sulla Ge-
stione, della Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari e della Relazione sulla
Politica in materia di Remunerazione e sui compensi corrisposti.
(1) Per maggiori dettagli si veda il paragrafo: “Principi e criteri di reporting”.
(2) Il raccordo con le metriche “core” del WEF è esposto direttamente nel content index in una colonna dedicata.
(3) L’aggiornamento del report Eni for Human Rights sarà pubblicato successivamente a Eni for.
La Dichiarazione consolidata
di carattere Non Finanziario
(DNF) 2021 di Eni è redatta in
conformità al D.Lgs. 254/2016
e ai “Sustainability Reporting
Standards” pubblicati dal
Global Reporting Initiative
(GRI).
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
AMBITI DEL
D.LGS. 254/2016
MODELLO DI GESTIONE
AZIENDALE E GOVERNANCE
POLITICHE
PRATICATE
MODELLO
DI GESTIONE DEI RISCHI
INDICATORI
DI PRESTAZIONE
RIFERIMENTI
TRASVERSALI
A TUTTI
GLI AMBITI
DEL DECRETO
DNF - Modelli di gestione e organizza-
zione, pagg. 162-163; Temi materiali di
sostenibilità, pag. 199
RFA - Modello di business, pagg. 4-5;
Approccio responsabile e sostenibile,
pagg. 6-7; Attività di stakeholder enga-
gement, pagg. 20-21; Strategia, pagg.
22-27; Governance, pagg. 34-43.
RCG - Approccio responsabile e so-
stenibile; Modello di Corporate Gover-
nance; Consiglio di Amministrazione;
Comitati del Consiglio; Collegio Sinda-
cale; Modello 231.
RCG - Principi e valori. Il
Codice Etico; Il Sistema
Normativo di Eni.
RFA - Risk Management
Integrato, pagg. 28-33;
Fattori di rischio e incer-
tezza, pagg. 130-154
RFA - Approccio Re-
sponsabile e sostenibile
(risultati 2021 e target),
pagg. 6-7; Eni in sintesi,
pagg. 16-19
NEUTRALITÀ
CARBONICA AL 2050
CAMBIAMENTO
CLIMATICO
Art. 3.2,
commi a) e b)
DNF - Neutralità carbonica al 2050,
pagg. 166-172
RFA - Strategia, pagg. 22-27
RCG - Approccio responsabile e sos-
tenibile
DNF - Principali strumen-
ti normativi, di indirizzo
e modelli di gestione sui
temi del D.Lgs. 254/2016,
pag. 159-161
DNF - Principali rischi ESG
e le relative azioni di miti-
gazione pagg. 164-165
RFA - Approccio respon-
sabile e sostenibile,
pagg. 6-7
DNF - Neutralità carbo-
nica al 2050, pagg. 166-
172
ECCELLENZA OPERATIVA
PERSONE
Art. 3.2,
commi c) e d)
RFA - Governance, pagg. 34-43
DNF - Persone (la cultura della plura-
lità e dello sviluppo delle persone, for-
mazione, relazioni industriali, welfare
aziendale e worklife balance, salute),
pagg. 173-178; Sicurezza, pagg. 179-
180
DNF - Principali strumen-
ti normativi, di indirizzo
e modelli di gestione sui
temi del D.Lgs. 254/2016,
pag. 159-161
DNF - Principali rischi ESG
e le relative azioni di miti-
gazione pagg. 164-165
RFA - Approccio respon-
sabile e sostenibile,
pagg. 6-7
DNF - Persone, pagg.
173-178; Sicurezza,
pagg. 179-180
RR - Sommario
RISPETTO
PER L’AMBIENTE
Art. 3.2,
commi a), b) e c)
DNF - Rispetto per l’ambiente (economia
circolare, aria, riuti, acqua, oil spill,
biodiversità), pagg. 180-186
DNF - Principali strumenti
normativi, di indirizzo e
modelli di gestione sui
temi del D.Lgs. 254/2016,
pag. 159-161
DNF - Principali rischi
ESG e le relative azioni di
mitigazione pagg. 164-
165
RFA - Approccio respon-
sabile e sostenibile,
pagg. 6-7
DNF - Rispetto per l’am-
biente, pagg. 180-186
DIRITTI UMANI
Art. 3.2,
comma e)
DNF - Diritti Umani (security, formazio-
ne, segnalazioni), pagg. 186-189
RCG - Approccio responsabile e soste-
nibile
DNF - Principali strumen-
ti normativi, di indirizzo
e modelli di gestione sui
temi del D.Lgs. 254/2016,
pag. 159-161
DNF - Principali rischi ESG
e le relative azioni di miti-
gazione pagg. 164-165
RFA - Approccio respon-
sabile e sostenibile,
pagg. 6-7
DNF - Diritti Umani,
pagg. 186-189
FORNITORI
Art. 3.1,
comma c)
DNF - Diritti Umani, pagg. 186-189; For-
nitori, pagg. 190-191
DNF - Principali strumen-
ti normativi, di indirizzo
e modelli di gestione sui
temi del D.Lgs. 254/2016,
pag. 159-161
DNF - Principali rischi ESG
e le relative azioni di miti-
gazione pagg. 164-165
RFA - Approccio respon-
sabile e sostenibile,
pagg. 6-7
DNF - Diritti Umani, pagg.
186-189 ; Fornitori, pagg.
190-191
TRASPARENZA,
LOTTA ALLA
CORRUZIONE
E STRATEGIA
FISCALE
Art. 3.2,
comma f)
DNF - Trasparenza, lotta alla corruzio-
ne e strategia scale, pagg. 191-193
DNF - Principali strumen-
ti normativi, di indirizzo
e modelli di gestione sui
temi del D.Lgs. 254/2016,
pag. 159-161
RCG - Principi e valori. Il
Codice Etico; Compliance
Program Anti-Corruzione
DNF - Principali rischi ESG
e le relative azioni di miti-
gazione pagg. 164-165
RFA - Approccio respon-
sabile e sostenibile,
pagg. 6-7
DNF - Trasparenza, lotta
alla corruzione e strate-
gia scale, pagg. 191-
193
ALLEANZE PER
LO SVILUPPO
COMUNITÀ
LOCALI
Art. 3.2,
comma d)
DNF - Alleanze per lo sviluppo, pagg
194-195
DNF - Principali strumen-
ti normativi, di indirizzo
e modelli di gestione sui
temi del D.Lgs. 254/2016,
pag. 159-161
DNF - Principali rischi ESG
e le relative azioni di miti-
gazione pagg. 164-165
RFA - Approccio respon-
sabile e sostenibile,
pagg. 6-7
DNF - Alleanze per lo svi-
luppo, pagg. 194-195
Sezioni/paragra contenenti le informative richieste dal Decreto
Sezioni/paragra cui si rimanda per approfondimenti
RFA Relazione sulla Gestione 2021
RCG Relazione sul Governo Societario e gli assetti proprietari 2021
RR Relazione sulla Politica in materia di Remunerazione e sui compensi corrisposti 2022
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
157
Il COVID-19 e le sue conseguenze sulle persone e comunità han-
no confermato l'importanza della salute e delle problematiche
ad essa connesse come una delle priorità delle agende politiche
globali. In questo scenario di crisi, l’azienda ha rinnovato il pro-
prio impegno al raggiungimento dell’Agenda 2030 ed è interve-
nuta su diversi fronti per gestire le conseguenze del COVID-19,
sfruttando le proprie competenze al ne di tutelare la salute dei
propri dipendenti e dei contrattisti. Eni ha inoltre lavorato in si-
nergia con Governi, Istituzioni e ONG locali e internazionali per
prevenire e contrastare la diffusione della pandemia minimiz-
zando gli impatti delle comunità locali, sia in Italia che all’estero,
e migliorando la resilienza delle comunità più vulnerabili.
Nonostante la portata e la rapidità con cui la pandemia si è diffu-
sa Eni è intervenuta in modo tempestivo, grazie alle esperienze
maturate in passato nella gestione di epidemie come quella Sars-
Cov-1 e di Ebola e grazie agli strumenti normativi, organizzativi e
operativi di cui si era dotata già dal 2011 per per la gestione di
eventi epidemici e pandemici, in attuazione del proprio modello
di gestione del rischio Salute, Sicurezza, Ambiente, Security ed In-
columità Pubblica. In continuità con lo scorso anno e sulla base
delle indicazioni dell’Unità di Crisi, ogni datore di lavoro ha posto
in essere le misure e le azioni operative idonee rispetto alla pro-
pria unità produttiva tenuto conto delle specicità degli ambienti
di lavoro, per il contrasto e il contenimento della diffusione del
virus. I principali loni di attività sono stati: (i) comunicazione, in-
formazione e formazione; (ii) igiene e prevenzione; (iii) gestione e
utilizzo DPI (Dispostivi di protezione individuale); (iv) sanicazio-
ne degli ambienti di lavoro; (v) riorganizzazione delle modalità di
lavoro e lavoro agile; (vi) accesso ai luoghi di lavoro e alle aree di
aggregazione; (vii) gestione dei casi sospetti e casi confermati;
(viii) sorveglianza sanitaria e tutela dei lavoratori fragili; (ix) man-
tenimento dei servizi essenziali e business continuity plan.
Nel 2021 tutte le attività sono proseguite con un importante ri-
corso allo smart working, modulando le presenze negli uci in
virtù dell’andamento della curva epidemiologica (con un range
compreso tra 20% e 40% di presenze). Durante l’anno Eni ha
mantenuto un dialogo costante con le organizzazioni sinda-
cali attraverso l’organizzazione di Comitati-Covid, ai vari livelli
dell’organizzazione aziendale, per l’implementazione di misu-
re idonee alla tutela della salute e sicurezza dei lavoratori e a
garanzia della continuità operativa degli asset. Anche a livello
internazionale il modello delle relazioni industriali è proseguito
con l’aggiornamento costante e gli opportuni approfondimenti
– operati in Comitati Covid ad hoc e nell’ambito del Comitato
Ristretto CAE (Comitato Aziendale Europeo) – della situazione
pandemica nei vari Paesi di presenza e delle principali evoluzioni
dei business. Ulteriori azioni aggiuntive e complementari sono
state attivate a supporto delle istituzioni sanitarie e importanti
iniziative sono state messe in atto a favore delle persone Eni (si
vedano le sezioni su Persone e Salute, pagg. 173-178) e a so-
stegno della Salute delle Comunità (si veda il capitolo Alleanze
per lo sviluppo, pagg. 194-195). Inne, per maggiori informazioni
sugli impatti della pandemia sull'andamento operativo di Eni si
veda pagg. 97-98 e per gli impatti sugli indicatori non nanziari si
vedano le sezioni Metriche e Commenti alle Performance delle
varie tematiche trattate in DNF.
Effetti e gestione della pandemia da COVID-19
La mission integra organicamente i 17 SDG a cui Eni intende
contribuire, consapevole che lo sviluppo del business non
possa più prescindere da essi. Questo cambiamento cultu-
rale costituisce una costante spinta dell’azienda verso l’in-
novazione continua, la valorizzazione della diversità come
leva di sviluppo, il rispetto e la promozione dei diritti umani,
l’integrità e trasparenza nella gestione del business e la tu-
tela dell’ambiente. La mission conferma l’impegno di Eni per
una Just Transition per garantire l’accesso ad un’energia ef-
ficiente e sostenibile raggiungendo l’obiettivo di zero emis-
sioni nette al 2050 in un’ottica di condivisione dei benefici
sociali ed economici con i lavoratori, la catena del valore, le
comunità e i clienti in maniera inclusiva, trasparente e so-
cialmente equa, ossia che tenga in considerazione il diverso
livello di sviluppo dei Paesi in cui opera minimizzando le di-
suguaglianze esistenti. Inoltre, per contribuire al raggiungi-
mento degli SDG e alla crescita dei Paesi in cui opera, Eni è
impegnata nel costruire alleanze con attori nazionali e inter-
nazionali di cooperazione allo sviluppo, come sottolineato
dalla Terza Conferenza Internazionale sugli Investimenti per
lo Sviluppo, organizzata dalle Nazioni Unite ad Addis Abeba
nel luglio del 2015.
L’approccio sottolineato dalla mission è confermato anche
dall’applicazione dal 1° gennaio 2021 del Codice di Corpo-
rate Governance 2020, che individua nel “successo sosteni-
bile” l’obiettivo che deve guidare l’azione dell’organo di am-
ministrazione e che si sostanzia nella creazione di valore nel
lungo termine a benecio degli azionisti, tenendo conto degli
interessi degli altri stakeholder rilevanti per la società (si veda
pagg. 34-43). Eni, peraltro, ha considerato n dal 2006 l’inte-
resse degli stakeholder diversi dagli azionisti come uno dei
riferimenti necessari che gli Amministratori devono valutare
nel prendere decisioni consapevoli. In adesione al Codice, l’8
marzo 2022 il CdA ha anche approvato, su proposta della Pre-
sidente, d’intesa con l’AD, una politica per il dialogo con gli
azionisti che individua i soggetti responsabili della sua gestio-
ne e le modalità con cui si svolge su iniziativa degli azionisti o
della Società; la politica disciplina inoltre l’informativa al Con-
siglio sullo sviluppo e sui contenuti signicativi del dialogo in-
tervenuto e le modalità della sua diffusione e aggiornamento.
La mission aziendale e l’impegno per una Just Transition
158
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Al ne di consentire la concreta attuazione di quanto enun-
ciato nella mission e per garantire integrità, trasparenza, cor-
rettezza ed ecacia ai propri processi, Eni adotta regole per
lo svolgimento delle attività aziendali e l’esercizio dei poteri,
assicurando il rispetto dei principi generali di tracciabilità e
segregazione.
Tutte le attività operative di Eni sono riconducibili a una map-
pa di processi funzionali all’attività aziendale e integrati con le
esigenze e principi di controllo esplicitati nei modelli di com-
pliance e governance e basati sullo Statuto, sul Codice Etico e
sul Codice di Corporate Governance 2020
4
, sul Modello 231
5
,
sui principi SOA
6
e sul CoSO Report
7
.
Relativamente alle tipologie di strumenti che compongono il Si-
stema Normativo:
Principali strumenti normativi, di indirizzo e modelli di gestione sui temi del D.Lgs. 254/2016
OPERATIVITÀ INDIRIZZO, COORDINAMENTO E CONTROLLO
10 policy approvate dal CdA
- Eccellenza Operativa; I nostri asset materiali e immateriali; I nostri partner della catena del valore;
I nostri partner istituzionali; La global compliance; La sostenibilità; Le nostre persone; L'information management;
L'integrità nelle nostre operations; La Corporate Governance.
50 Management System Guideline ("MSG") articolate in:
- 1 MSG del Sistema Normativo definisce il processo di gestione del Sistema Normativo;
- 36 MSG di processo definiscono le linee guida finalizzate ad un’adeguata gestione del processo di riferimento
e dei relativi rischi anche in un’ottica di compliance integrata;
- 13 MSG di compliance e governance (approvate di norma dal CdA) definiscono le regole di riferimento finalizzate
ad assicurare il rispetto di leggi, regolamenti o norme di autodisciplina: Codice delle pratiche commerciali e della
pubblicità; Modello di Compliance in materia di responsabilità di impresa per le società controllate italiane di Eni -
Composizione OdV; Modello di Compliance in materia di responsabilità di impresa per le società controllate estere
di Eni; Corporate Governance delle società di Eni; Abuso delle Informazioni di Mercato (Emittenti); Anti-Corruzione;
Antitrust; Operazioni con interessi degli Amministratori e Sindaci e Operazioni con Parti Correlate; Privacy e data
protection; Sanzioni Economiche e Finanziarie; Sistema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi; Sistema di controllo
interno Eni sull’informativa finanziaria; Condotte di mercato e regolamentazione finanziaria.
- Definiscono le modalità operative con cui le attività delle società devono essere svolte.
- Definiscono il dettaglio delle modalità operative riferite ad una specifica funzione, unità organizzativa,
area/famiglia professionale.
Policy
Procedure
Management
System
Guideline
Operating Instruction
QUADRO DI RIFERIMENTO GENERALE DEL SISTEMA NORMATIVO
STATUTO CODICE ETICO
CODICE DI
CORPORATE GOVERNANCE
MODELLO 231
PRINCIPI DEL SISTEMA DI CONTROLLO
ENI SULL’INFORMATIVA FINANZIARIA
CoSO REPORT FRAMEWORK
le Policy, approvate dal Consiglio di Amministrazione, sono
documenti inderogabili che deniscono i principi e le regole
generali di comportamento che devono ispirare tutte le attività
svolte da Eni al ne di garantire il conseguimento degli obiettivi
aziendali, tenuto conto di rischi e opportunità. Le Policy, tra-
sversali ai processi, sono focalizzate su un elemento chiave
della gestione d’impresa; si applicano a Eni SpA e, previo rece-
pimento, a tutte le società controllate;
le Management System Guideline (“MSG”) rappresentano le
linee guida comuni a tutte le realtà Eni e possono essere di
processo o di compliance e governance (queste ultime appro-
vate di norma dal Consiglio di Amministrazione) ed includono
aspetti di sostenibilità. Le singole MSG emesse da Eni SpA si
applicano alle società controllate, che ne assicurano il recepi-
mento, salvo esigenze di deroga;
le Procedure deniscono le modalità operative con cui le atti-
vità della società devono essere svolte. Descrivono compiti e
responsabilità dei referenti organizzativi coinvolti, modalità di
gestione e controllo e ussi di comunicazione. Regolamenta-
no l’operatività anche al ne di perseguire gli obiettivi di com-
pliance alle normative locali. Il contenuto è denito nel rispetto
delle Policy e delle MSG così come recepite dalle società;
le Operating Instruction deniscono il dettaglio delle modalità
operative riferite ad una specica funzione/unità organizzati-
va/area professionale o famiglia professionale, ovvero alle per-
sone e funzioni Eni coinvolte negli adempimenti nelle stesse
disciplinati.
Gli strumenti normativi sono pubblicati sul sito intranet aziendale
e, in alcuni casi, sul sito internet della Società. Inoltre, nel 2020 Eni
ha aggiornato il proprio Codice Etico in cui ha rinnovato i valori
aziendali che caratterizzano l’impegno delle persone di Eni e di
tutte le terze parti che lavorano con l’azienda: integrità, rispetto
e tutela dei diritti umani, trasparenza, promozione dello sviluppo,
eccellenza operativa, innovazione, team work e collaborazione.
Nella prima delle due tabelle successive (pagg.160-161), oltre alle
Policy e al Codice Etico, sono considerati anche altri documenti
Eni, approvati dall’AD e/o dal CdA. Nella seconda tabella (pagg.
162-163) sono invece riportati i modelli di gestione e organizza-
zione, tra cui sistemi di gestione, piani pluriennali, processi e grup-
pi di lavoro inter-funzionali.
(4) Il 23 dicembre 2020, il CDA di Eni ha deliberato l’adesione al nuovo Codice, le cui raccomandazioni sono applicabili a partire dal 1° gennaio 2021, per cui ruoli, respon-
sabilità e strumenti normativi devono tenere conto delle nuove raccomandazioni in materia, nonché delle decisioni assunte dal CDA in merito alle modalità applicative
delle stesse raccomandazioni.
(5) Il 18 novembre 2021, il CDA ha approvato una nuova versione del Modello 231 che – adeguando il documento alle modiche intervenute nell’assetto organizzativo di
Eni – razionalizza e valorizza il sistema di controllo interno e i vari compliance program che lo compongono in coerenza con le recenti best practice in materia. In parti-
colare, anche attraverso un richiamo espresso alla DNF, tra i sistemi che trovano una ulteriore declinazione rafforzativa vi sono quelli afferenti alle aree del contrasto alla
corruzione, alla protezione ambientale e alla sicurezza (temi presenti nel D.Lgs. 254/2016).
(6) Sarbanes-Oxley Act, Legge statunitense del 2002.
(7) Framework emesso dal “Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (CoSO)” nel maggio 2013.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
159
CAMBIAMENTO CLIMATICO NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050
OBIETTIVO Contrastare il cambiamento climatico
DOCUMENTI PUBBLICI
Eni’s responsible engagement on climate change within business association; Policy "La sostenibilità"; Posizione di Eni sulle biomasse;
Piano strategico 2022-2025; Codice Etico di Eni.
PRINCIPI
Decarbonizzazione totale di tutti i prodotti e i processi entro il 2050 in linea con gli obiettivi dell’Accordo di Parigi;
Assicurare coerenza e trasparenza nelle attività delle associazioni relativamente al posizionamento Eni in tema di cambiamento climatico
e transizione energetica, in linea con le aspettative degli stakeholder;
Sviluppare e implementare nuove tecnologie per la riduzione delle emissioni climalteranti e la produzione più eciente di energia;
Assicurare una gestione sostenibile delle biomasse lungo l’intera catena di fornitura;
Promuovere il ruolo delle Natural Climate Solutions come leva di compensazione delle emissioni GHG residue hard-to-abate;
Garantire trasparenza nella rendicontazione dei temi connessi al cambiamento climatico.
RISPETTO PER L'AMBIENTE ECCELLENZA OPERATIVA
OBIETTIVO Usare le risorse in modo eciente e tutelare la biodiversità e i servizi ecosistemici (BES)
DOCUMENTI PUBBLICI
Policy "La sostenibilità"; "L'integrità nelle nostre operations"; “Policy Eni sulla biodiversità e servizi ecosistemici”; “Impegno di Eni a non svol-
gere attività di esplorazione e sviluppo nei Siti Naturali del Patrimonio Mondiale dell’UNESCO”; “Posizionamento di Eni sull’acqua”; Codice
Etico di Eni.
PRINCIPI
Considerare, nelle valutazioni progettuali e nell’operatività, la presenza di Siti Naturali del Patrimonio Mondiale dell’UNESCO e altre aree
protette e rilevanti per la biodiversità, identicando potenziali impatti e azioni di mitigazione (approccio “risk based”);
Assicurare connessioni tra gli aspetti ambientali e sociali tra cui lo sviluppo sostenibile delle comunità locali;
Promuovere la gestione sostenibile della risorsa idrica;
Ottimizzare il controllo e la riduzione delle emissioni in aria, acqua e suolo;
Agire in modo sostenibile, minimizzando gli impatti ambientali e ottimizzando l’utilizzo delle risorse energetiche e naturali;
Promuovere lo sviluppo scientico e tecnologico nalizzato alla tutela dell’ambiente.
PERSONE ECCELLENZA OPERATIVA
OBIETTIVO Valorizzare le persone Eni
DOCUMENTI PUBBLICI
Policy "Le nostre persone"; "L'integrità nelle nostre operations"; Dichiarazione Eni sul rispetto dei diritti umani; Policy Eni contro la violenza
e le molestie sul lavoro; Codice Etico di Eni.
PRINCIPI
Rispettare la dignità di ciascuno, valorizzando le diversità culturali, etniche, di genere, di età, di orientamento sessuale e le diverse abilità;
Sostenere modelli organizzativi che valorizzino la cooperazione tra persone provenienti da culture, prospettive ed esperienze diverse;
Fornire ai responsabili gli strumenti e il supporto per la gestione e lo sviluppo dei propri collaboratori;
Identicare le conoscenze utili alla crescita aziendale e promuoverne la valorizzazione, lo sviluppo e la condivisione;
Adottare sistemi di remunerazione equi che consentano di motivare e trattenere le persone con le competenze più adeguate alle esigenze
del business;
Vietare senza alcuna eccezione ogni forma di violenza e molestie sul lavoro all’interno della società.
SALUTE E SICUREZZA ECCELLENZA OPERATIVA
OBIETTIVO Tutelare la salute e la sicurezza delle persone di Eni
DOCUMENTI PUBBLICI
"L'integrità nelle nostre operations"; Dichiarazione Eni sul rispetto dei diritti umani; Codice Etico di Eni.
PRINCIPI
La sicurezza e la salute delle persone di Eni, della collettività e dei partner e la salvaguardia dell’ambiente sono un obiettivo prioritario;
Adottare misure di sicurezza volte a proteggere le persone e gli asset nel rispetto dei diritti umani delle comunità locali;
Informare in modo chiaro e trasparente le nostre persone, la collettività e i nostri partner sulle necessarie misure preventive e protettive da
attuare, per eliminare i rischi e le criticità dei processi e delle attività;
Considerare requisito fondamentale la tutela della salute e promuove il benessere psico-sico delle sue persone;
Rispettare i diritti delle persone e delle Comunità locali dei Paesi in cui opera, con particolare riferimento al massimo livello conseguibile di
salute sica e mentale.
Policy e posizioni pubbliche di Eni sulle tematiche del D.Lgs. 254/2016
160
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
FORNITORI ECCELLENZA OPERATIVA
OBIETTIVO Sviluppo della supply chain in ottica sostenibile
DOCUMENTI PUBBLICI
Codice di condotta fornitori, posizione Eni sui Conict Minerals; Policy “I nostri partner della catena del valore”; Codice Etico di Eni; Dichia-
razione di Eni sul rispetto dei diritti umani; Eni's Slavery and Human Tracking Statement.
PRINCIPI
Adottare processi accurati di qualica, selezione e monitoraggio dei fornitori e partner, basati sui principi di trasparenza e integrità e non
tollerare pratiche collusive, nel pieno rispetto della legalità;
Denire e diffondere politiche, standard e regole che orientino l’azione dei fornitori e partner al rispetto dei Diritti Umani e dei principi di
sostenibilità di Eni;
Promuovere collaborazioni strategiche di lungo periodo basate su un approccio integrato, coordinato e trasparente, incoraggiando un’equa
ripartizione dei rischi e delle opportunità;
Sostenere la creazione di un luogo di lavoro responsabile, riconoscendo le diversità;
Contrastare i cambiamenti climatici e i loro effetti;
Supportare la transizione energetica low carbon salvaguardando l’ambiente e ottimizzando l’uso delle risorse.
TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE ECCELLENZA OPERATIVA
OBIETTIVO Contrastare ogni forma di corruzione senza alcuna eccezione
DOCUMENTI PUBBLICI
Management System Guideline "Anti-Corruzione"; “Segnalazioni, anche anonime, ricevute da Eni SpA e da società controllate in Italia e
all’estero”; Policy "I nostri partner della catena del valore"; Linee Guida in Ambito Fiscale (Tax strategy); Posizione di Eni sulla trasparenza
contrattuale; Codice Etico di Eni.
PRINCIPI
Svolgere le attività di business con lealtà, correttezza, trasparenza, onestà e integrità e nel rispetto delle leggi;
Proibire la corruzione senza alcuna eccezione;
Vietare di offrire, promettere, dare, pagare, direttamente o indirettamente, beneci di qualunque natura ad un Pubblico Uciale o un privato
(corruzione attiva);
Vietare di accettare, direttamente o indirettamente, beneci di qualunque natura da un Pubblico Uciale o un privato (corruzione passiva);
Far rispettare a tutto il personale Eni e ai propri partner le normative in tema anti-corruzione.
COMUNITÀ LOCALI ALLEANZE PER LO SVILUPPO
OBIETTIVO Favorire la relazione con le comunità locali e contribuire a uno sviluppo sostenibile anche attraverso partnership
pubblico-private
DOCUMENTI PUBBLICI
Policy "La sostenibilità"; Dichiarazione Eni sul rispetto dei diritti umani; Codice Etico di Eni; "Alaska Indigenous Peoples".
PRINCIPI
Creare opportunità di crescita e valorizzare le capacità delle persone e delle imprese nei territori in cui Eni opera;
Coinvolgere le comunità locali al ne di considerare le loro istanze sui nuovi progetti, sulle valutazioni di impatto e sulle iniziative di sviluppo,
anche con riferimento ai diritti umani;
Identicare e valutare gli impatti ambientali, sociali, economici e culturali generati dalle attività di Eni, inclusi quelli sulle popolazioni indigene;
Promuovere una consultazione preventiva, libera e informata, con le comunità locali;
Cooperare alla realizzazione di iniziative volte a garantire uno sviluppo locale autonomo, duraturo e sostenibile.
DIRITTI UMANI ECCELLENZA OPERATIVA
OBIETTIVO Rispettare i diritti umani
DOCUMENTI PUBBLICI
Policy "La sostenibilità"; “Le nostre persone"; “Segnalazioni, anche anonime, ricevute da Eni SpA e da società controllate in Italia e all’estero”;
Dichiarazione Eni sul rispetto dei diritti umani; Codice di condotta fornitori; Policy “Alaska Indigenous Peoples”; “Eni contro la violenza e le
molestie sul lavoro”; Codice Etico di Eni.
PRINCIPI
Rispettare i diritti umani nell’ambito delle attività aziendali e promuoverne il rispetto verso i dipendenti, i partner e gli stakeholder, anche
attraverso attività di formazione e sensibilizzazione;
Garantire un ambiente di lavoro sicuro e salubre e condizioni di lavoro in linea con gli standard internazionali e la Convenzione ILO n. 190 in
materia di violenza e molestie sul luogo di lavoro;
Considerare i diritti umani sin dalle prime fasi di valutazione di fattibilità dei progetti e rispettare i diritti peculiari delle popolazioni indigene e
dei gruppi vulnerabili;
Minimizzare la necessità di intervento delle forze di sicurezza pubblica e privata per la tutela delle persone e degli asset;
Selezionare partner commerciali che rispettino il Codice di Condotta Fornitori Eni e che si impegnino nella prevenzione o mitigazione degli
impatti sui diritti umani, riutare ogni forma di lavoro forzato e/o minorile.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
161
MODELLI DI GESTIONE E ORGANIZZAZIONE
Assetto organizzativo funzionale al processo di transizione energetica con due Direzioni Generali:
• Natural Resources, per la valorizzazione sostenibile del portafoglio Upstream Oil & Gas, per l’efficienza energetica e la cattura della CO
2
;
• Energy Evolution, per l’evoluzione dei business di generazione, trasformazione e vendita di prodotti da fossili a bio, blue e green.
Funzione centrale dedicata che sovraintende la strategia e il posizionamento sul cambiamento climatico;
Sistemi di gestione dell’energia coordinati con la norma ISO 50001, inclusi nel sistema normativo HSE, per il miglioramento delle
performance energetiche e già implementati in tutti i principali siti Mid-Downstream e in fase di estensione a tutta Eni;
CAMBIAMENTO
CLIMATICO
Referente di sostenibilità a livello locale, che si interfaccia con la sede centrale per denire i programmi di sviluppo per le
comunità locali (Local Development Programme) in linea con i piani di sviluppo nazionali, ad integrazione dei processi di business;
Applicazione processo ESHIA (Environmental Social & Health Impact Assessment) in tutti i progetti di business;
COMUNITÀ
LOCALI
Funzione Ricerca & Sviluppo centralizzata strutturata per garantire un rapido ed effettivo deployment delle tecnologie sviluppate;
Gestione dei progetti di Innovazione Tecnologica secondo le best practice (pianicazione e controllo per fasi secondo la maturità
della tecnologia);
INNOVAZIONE E
DIGITALIZZAZIONE
Sistema di salute basato su una piattaforma operativa di provider sanitari qualicati e collaborazioni con istituzioni e centri di
ricerca universitari e governativi nazionali e internazionali;
Medicina del lavoro per la tutela della salute e della sicurezza dei lavoratori, in relazione all’ambiente di lavoro, ai fattori di rischio
professionali e alle modalità di svolgimento dell’attività lavorativa;
Sistema di assistenza e promozione della salute per l’erogazione di servizi sanitari coerenti con le risultanze delle analisi dei
bisogni e dei contesti epidemiologici, operativi e legislativi;
Sistema di gestione integrato ambiente, salute e sicurezza dei lavoratori certicato ai sensi della Norma OHSAS 18001/ISO 45001
con la nalità di eliminare o ridurre i rischi a cui i lavoratori sono esposti nello svolgimento delle proprie attività lavorative;
Sistema di gestione della sicurezza di processo con lo scopo di prevenire rischi di incidente signicativo con l’applicazione
di elevati standard gestionali e tecnici (applicazione di best practice per progettazione, gestione operativa, manutenzione e
dismissione degli asset);
Sistema di gestione integrato ambiente, salute e sicurezza: adottato in tutti gli stabilimenti e unità produttive e certicato ai sensi
della Norma ISO 14001:2015 o EMAS per la gestione ambientale;
Applicazione processo ESHIA (Environmental Social & Health Impact Assessment) in tutti i progetti;
Tavoli tecnici per analisi e condivisione delle esperienze su speciche tematiche ambientali ed energetiche;
Programma di Sustainable Procurement (JUST): insieme di iniziative per il coinvolgimento di tutta la liera nella misurazione e
gestione delle performance ESG della Supply Chain Eni;
Analisi di circolarità sito-speciche: mappatura di elementi già presenti, misurazione e individuazione di possibili interventi di
miglioramento;
Processo di gestione dei Diritti Umani regolato da uno strumento normativo interno allineato agli United Nations Guiding
Principles (UNGP);
Attività inter-funzionali su Business e Diritti Umani per allineare ulteriormente i processi ai principali standard e best practice
internazionali;
Analisi degli impatti sui diritti umani (Human Rights Impact Assessment e Human Rights Risk Analysis) con un modello di
prioritizzazione risk-based dei progetti industriali;
Processo di Procurement Sostenibile funzionale alla verica del possesso da parte dei fornitori dei requisiti Eni su adabilità,
etica ed onorabilità, economica, tecnico-operativa, salute, sicurezza, tutela dell’ambiente e rispetto dei diritti umani ed eccellenza
Tecnologico-Digitale;
Modello 231: denisce le responsabilità, attività sensibili e protocolli di controllo in materia di reati di corruzione ai ni del D.Lgs.
231/01 (riferito anche ai reati ambientali, e relativi alla salute e sicurezza dei lavoratori);
Compliance Program Anti-Corruzione: sistema di regole e controlli per la prevenzione dei reati di corruzione;
Riconoscimenti del Compliance Program Anti-Corruzione di Eni SpA: certicato ai sensi della Norma ISO 37001:2016;
Unità anti-corruzione e anti-riciclaggio collocata nella funzione “Compliance Integrata” alle dirette dipendenze dell’AD;
Processo di gestione e pianicazione occupazionale funzionale ad allineare le competenze alle esigenze tecnico-professionali;
Strumenti per la gestione e sviluppo per coinvolgimento, crescita e aggiornamento professionale, scambio di esperienze inter-
generazionali e inter-culturali, costruzione di percorsi di sviluppo manageriale trasversali e professionale nelle aree tecniche core,
valorizzazione e inclusione delle diversità;
Sviluppo di Strumenti Innovativi per la Gestione HR;
Supporto e sviluppo delle competenze distintive necessarie e coerenti con le strategie aziendali, focus su tematiche di transizione
energetica e di digital transformation, anche tramite il ricorso a Faculty/Academy;
PERSONE
SALUTE
SICUREZZA
RISPETTO PER
L’AMBIENTE
DIRITTI
UMANI
FORNITORI
TRASPARENZA
E LOTTA ALLA
CORRUZIONE
162
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Organizzazione delle ricerca e sviluppo tecnologico finalizzata alla realizzazione ed applicazione di tecnologie a bassa impronta carbonica, in piena
integrazione con le fonti rinnovabili, all’utilizzo delle biomasse e alla valorizzazione dei materiali di scarto in riferimento alla loro possibile applicazione
nel processo di ridefinizione del mix energetico, nonché allo sviluppo tecnologie per lo sfruttamento di nuove forme di energia o di vettori energetici a
ridotta o nulla impronta carbonica.
Piattaforma Stakeholder Management System nalizzata alla gestione e al monitoraggio delle relazioni con gli stakeholder locali e dei grievance;
Processo di gestione della sostenibilità nel ciclo di business e speciche progettuali secondo metodologie internazionali (es. Logical Framework).
Continuo aggiornamento delle procedure relative alla protezione della proprietà intellettuale e all’individuazione dei fornitori di prestazioni/servizi
professionali.
Preparazione e risposta alle emergenze sanitarie, compresi i piani di risposta alle epidemie e pandemie;
Salute delle comunità e valutazione degli impatti sulla salute: iniziative volte al mantenimento, protezione e/o miglioramento dello stato di salute
delle Comunità e attività di Health Impact Assessment;
Promozione della salute per l’erogazione di servizi sanitari coerenti con le risultanze delle analisi dei bisogni e dei contesti epidemiologici, operativi e
legislativi;
Preparazione e risposta alle emergenze con piani che pongono al primo posto la tutela delle persone e dell’ambiente;
Sistema di gestione della sicurezza di prodotto per la valutazione dei rischi legati a produzione, importazione, immissione sul mercato, acquisto ed
utilizzo di sostanze/miscele al ne di assicurare la salute umana e la tutela dell’ambiente lungo l’intero ciclo di vita;
Metodologia per l’analisi e la gestione del Fattore Umano nella prevenzione degli incidenti.
Analisi Legislativa Ambientale Internazionale: approfondimento delle legislazioni vigenti in ambito nazionale ed internazionale per matrice ambien-
tale e denizione di un Ranking di sviluppo normativo per Paese analizzato;
Gruppi di lavoro per la denizione del posizionamento strategico e degli obiettivi di Eni per la salvaguardia della risorsa idrica e della biodiversità;
Sviluppo di una metodologia unica e integrata per l’analisi ambientale, la valutazione degli impatti/rischi per l’ambiente e l’organizzazione, anche di tipo
231, applicabile in Italia e all’estero;
Environmental Golden Rules: 4 principi e 6 regole d’oro per promuovere comportamenti virtuosi più consapevoli e responsabili, nei confronti
dell’ambiente da parte dei dipendenti e dei fornitori di Eni.
Sistema di gestione della security nalizzato a garantire il rispetto dei diritti umani in tutti i Paesi, in particolare per quelli ad alta criticità;
Processo di gestione delle segnalazioni (whistleblowing) volto anche all’individuazione delle segnalazioni aventi ad oggetto fatti o comportamenti
contrari (o in contrasto) con la responsabilità assunta da Eni di rispettare i diritti umani di singoli individui o di comunità e all’adozione di azioni volte a
mitigarne gli impatti;
Piano triennale di formazione e-learning sulle principali aree di interesse sui diritti umani.
Programma di Sustainable Procurement (JUST): insieme di iniziative per il coinvolgimento di tutta la liera nella misurazione e gestione delle
performance ESG della Supply Chain Eni;
Vendor Development: unità dedicata allo sviluppo dei fornitori tramite la denizione di percorsi di crescita e trasformazione lungo le direttrici di
“Transizione energetica e sostenibilità”, “Solidità economico nanziaria” ed “Eccellenza Tecnologico digitale”.
Partecipazione di Eni alle attività Extractive Industries Tranparency Initiative (EITI) a livello internazionale e, nell’ambito dei multistakeholder
group locali di EITI, a livello locale per promuovere un uso responsabile delle risorse, favorendo la trasparenza;
Modello di compliance Integrata: denisce, per i vari ambiti di compliance, le attività a rischio valutandone, con un approccio preventivo, il livello di
rischio, modulando in ottica risk based i controlli e monitorandone nel tempo l'esposizione.
Sistema di gestione della qualità della formazione aggiornato e conforme alla Norma ISO 9001:2015;
Sistema di knowledge management per l’integrazione e condivisione del know-how ed esperienze professionali;
Sistema di gestione delle relazioni industriali a livello nazionale e internazionale: modello partecipativo e piattaforma di strumenti operativi per
favorire il coinvolgimento del personale, in accordo alle convenzioni ILO (International Labour Organization) e alle indicazioni dell’Institute for Human
Rights and Business;
Sistema di welfare per la conciliazione vita-lavoro e potenziamento servizi al dipendente e familiari.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
163
Per l’analisi e la valutazione dei rischi, Eni si è dotata di un Model-
lo di Risk Management Integrato con l’obiettivo di consentire al
management di assumere decisioni consapevoli con una visione
complessiva e prospettica
8
. I rischi sono valutati con strumenti
quantitativi e qualitativi prendendo in considerazione anche gli
impatti sull’ambiente, su salute e sicurezza, gli impatti sociali e
reputazionali. I risultati del risk assessment, inclusi i principali ri-
schi ESG (Environmental, Social and Governance), vengono sotto-
posti con cadenza semestrale al Collegio Sindacale, al Comitato
Controllo e Rischi e al CdA. Nell’attuale contesto, che vede ulte-
riormente accresciuta l’attenzione mondiale sui cambiamenti cli-
matici e l’affermarsi di trend giurisprudenziali sulla responsabilità
civile delle società per cambiamento climatico, il rischio climate
change, già top risk, si mantiene rilevante anche alla luce dell’im-
pegno del management a traguardare gli obiettivi di neutralità car-
bonica in linea con il contenimento della temperatura entro 1,5°C.
Nonostante la progressione delle campagne vaccinali contribui-
sca a mitigare il rischio clinico, i tassi di copertura non omogenei
e la diffusione di nuove varianti hanno fatto permanere tra i Top
Risk il rischio biologico, valutato sia come rischio sulla salute delle
persone sia come rischio sistemico in grado di inuenzare il porta-
foglio rischi Eni nel suo insieme e, in particolare, i rischi di mercato,
Paese e operativi. Nella tabella sottostante si riporta una vista
sintetica dei rischi ESG di Eni classicati in funzione degli ambiti
del Decreto Legislativo 254/2016. Per ogni evento di rischio sono
riportati la tipologia di rischio – top risk e non – e i riferimenti di
pagina dove sono esposte le principali azioni di trattamento.
Per i potenziali effetti della crisi Russia-Ucraina si rinvia al pa-
ragrafo Possibili conseguenze del conitto tra Russia e Ucrai-
na della Relazione sulla gestione.
Nel nuovo scenario internazionale, la strategia di Eni è volta a
garantire la sicurezza e la sostenibilità del sistema energetico
mantenendo tuttavia una netta focalizzazione su una transi-
zione energetica equa e sulla creazione di valore per gli sta-
keholder. A tal proposito durante il Capital Markets Day del 18
marzo 2022, Eni ha infatti annunciato che intende accelerare il
percorso verso le zero emissioni assolute nette Scope 1+2+3
con nuovi obiettivi di riduzione del -35% entro il 2030 e del -80%
entro il 2040 rispetto al 2018. Per ulteriori informazioni si veda
la sezione Neutralità carbonica al 2050.
Principali rischi ESG e le relative azioni di mitigazione
RISCHI
TRASVERSALI
Rischi connessi alle attività di ricerca e sviluppo
DNF - Neutralità carbonica, pagg.
166-172; Sicurezza, pagg. 179-180;
Rispetto per l’ambiente, pagg.180-186.
Cyber Security
RFA - Risk Management Integrato,
pagg. 28-33; Rischio cyber security,
pagg. 153-154
Rapporti con gli stakeholder locali
RFA - Risk Management Integrato, pagg.
28-33; Rischio Paese, pagg. 134-136;
Rischi specici dell'attività di ricerca e
produzione di idrocarburi, pag. 141-143
DNF - Alleanze per lo sviluppo, pagg.
194-195
Instabilità politica e sociale e Global security risk
RFA - Risk Management Integrato, pagg.
28-33; Rischio Paese, pagg.134-136
NEUTRALITÀ
CARBONICA AL 2050
CAMBIAMENTO
CLIMATICO
Art. 3.2,
commi a) e b)
Rischio Climate Change
• rischi connessi alla transizione energetica
• rischi sici
RFA - Risk Management Integrato,
pagg 28-33; Rischi operation e
connessi rischi in materia HSE, pagg.
143-144; Rischio climate change,
pagg. 136-141
DNF - Neutralità carbonica al 2050
(risk management), pagg. 166-172
Top risk
(8) Per maggiori informazioni si veda il capitolo Risk Management Integrato a pagg. 28-33.
MODELLO DI GESTIONE DEI RISCHI
AMBITI DEL
D.LGS. 254/2016
EVENTO DI RISCHIO
TOP
RISK
PRINCIPALI AZIONI
DI TRATTAMENTO
164
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
ECCELLENZA OPERATIVA
PERSONE
Art. 3.2, commi
c) e d)
Rischio Biologico ovvero diffusione di pandemie
ed epidemie con potenziali impatti sulle persone e
sui sistemi sanitari nonché sul business
RFA - Risk Management Integrato,
pagg. 28-33; Rischi specici
dell’attività di ricerca e produzione
di idrocarburi, pagg. 141-143; Rischi
operation e connessi rischi in materia
HSE, pagg. 143-144; Effetti della
pandemia COVID-19, pagg. 97-98
DNF - Persone, pagg. 173-178,
Sicurezza, pag. 179-180
Rischi su salute e sicurezza delle persone:
• Infortuni a lavoratori e contrattisti
• Incidenti di process safety e asset integrity
Rischi connessi al portafoglio competenze
RISPETTO
PER L’AMBIENTE
Art. 3.2, commi
a), b) e c)
Blow out
RFA - Risk Management Integrato, pagg.
28-33; Rischi specici dell’attività di
ricerca e produzione di idrocarburi, pagg.
141-143; Rischi operation e connessi
rischi in materia HSE, pagg. 143-144;
Evoluzione della regolamentazione
ambientale pagg. 144-148; Rischio
idrico pagg. 148-149; Gestione
emergenze e spill pagg. 149-150
DNF - Rispetto per l’ambiente, pagg.
180-186
Incidenti di process safety e asset integrity
Rischio normativo settore energy
Permitting
Rischi in materia ambientale (es. scarsità idrica,
oil spill, riuti, biodiversità)
DIRITTI UMANI
Art. 3.2, comma e)
Rischi connessi alla violazione dei diritti umani
(diritti umani nella catena di fornitura, diritti
umani nella security, diritti umani nel posto di
lavoro, diritti umani nelle comunità locali)
DNF - Diritti Umani (gestione dei
rischi), pagg. 186-189
FORNITORI
Art. 3.1, comma c)
Rischi connessi alle attività di procurement
DNF - Fornitori (gestione dei rischi),
pag. 190-191
TRASPARENZA,
LOTTA ALLA
CORRUZIONE
E STRATEGIA
FISCALE
Art. 3.2, comma f)
Indagini e contenziosi in materia:
• Ambiente, salute e sicurezza
• Corruzione
RFA - Risk Management Integrato,
pagg. 28-33; Coinvolgimento in
procedimenti legali e indagini anti-
corruzione, pagg. 153
RCG - Il sistema di controllo interno e
di gestione dei rischi
DNF - Trasparenza, lotta alla corruzione
e strategia scale, pagg. 191-193
Rischi connessi alla Corporate Governance
ALLEANZE
PER LO SVILUPPO
COMUNITÀ
Art. 3.2, comma d)
Rischi connessi al local content
RFA - Risk Management Integrato,
pagg. 28-33; Rischio Paese, pagg.
134-136; Rischi specici dell'attività
di ricerca e produzione di idrocarburi,
pag. 141-143
DNF - Alleanze per lo sviluppo, pagg.
194-195
Top risk
MODELLO DI GESTIONE DEI RISCHI
AMBITI DEL
D.LGS. 254/2016
EVENTO DI RISCHIO
TOP
RISK
PRINCIPALI AZIONI
DI TRATTAMENTO
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
165
NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050
Eni, consapevole dell’emergenza climatica in atto, vuole es-
sere parte attiva di un percorso virtuoso del settore ener-
getico di contributo alla neutralità carbonica entro il 2050,
in linea con quanto previsto dagli scenari compatibili con il
mantenimento del riscaldamento globale entro la soglia di
1,5°C a ne secolo. Eni è da tempo impegnata nel promuo-
vere una disclosure completa ed ecace in materia di cam-
biamento climatico e in tal senso conferma l’impegno verso
la piena implementazione delle raccomandazioni della Task
Force on Climate Related Financial Disclosure (TCFD) del
Financial Stability Board, che Eni ha adottato sin dal 2017,
primo anno di rendicontazione utile.
Leadership nella disclosure – La trasparenza nella rendi-
contazione connessa al cambiamento climatico e la stra-
tegia messa in atto dall'azienda hanno permesso ad Eni di
essere confermata, anche nel 2021, nella fascia di leadership
del programma CDP Climate Change. Il punteggio ottenuto
da Eni, pari ad A-, risulta superiore alla media globale attesta-
ta sullo score B
9
. Inoltre, nel 2021, TPI
10
ha attribuito ad Eni la
massima valutazione relativa alla management quality nella
valutazione strategica dei rischi e delle opportunità legate al
clima, ed ha riconosciuto, per la prima volta nella valutazio-
ne relativa alla carbon performance, l’allineamento dei target
emissivi di lungo termine all’obiettivo più ambizioso dell’Ac-
cordo di Parigi di limitare l’innalzamento della temperatura
media globale a 1,5°C entro la ne del secolo. Nello stesso
anno, la ricerca di Carbon Tracker
11
sulle Integrated Energy
Companies (IEC) ha collocato Eni prima tra i peer grazie alla
completezza della metodologia di contabilizzazione delle
emissioni GHG, dei target intermedi di medio-lungo termine
e del perimetro di contabilizzazione delle emissioni esteso a
tutta la compagnia.
Impegno nelle partnership – Le partnership sono uno degli
elementi chiave del percorso di decarbonizzazione di Eni, che
da sempre collabora con il mondo accademico, la società ci-
vile, le istituzioni e le imprese per favorire la transizione ener-
getica. L’AD di Eni siede nello Steering Committee della “Oil
and Gas Climate Initiative” (OGCI). Costituita nel 2014 da 5
società Oil & Gas, tra cui Eni, OGCI conta oggi dodici società
che rappresentano circa un terzo della produzione globale di
idrocarburi. Per rafforzare il proprio impegno nella riduzione
delle emissioni GHG, OGCI ha comunicato nel 2021 il nuovo
target collettivo di Net Zero Operations
12
, che si aggiunge ai
target di riduzione dell'intensità emissiva GHG e dell’inten-
sità di metano degli asset Upstream, annunciati rispettiva-
mente nel 2020 e nel 2018. Inoltre, è proseguito l’impegno
di Eni nel fondo d’investimento congiunto che ha raggiunto
oltre 1 miliardo di dollari, nalizzato allo sviluppo di tecnolo-
gie per ridurre le emissioni GHG dell’intera liera energetica
su scala globale e nell’iniziativa CCUS KickStarter, lanciata
nel 2019 per promuovere la commercializzazione su larga
scala della tecnologia di Cattura, Uso e Stoccaggio della CO
2
(CCUS). Eni promuove inoltre la necessità di omogeneizza-
re le metodologie utilizzate per il reporting delle emissioni
GHG al ne di rendere comparabili le performance e i target
di decarbonizzazione del settore Oil & Gas. A tal ne, Eni par-
tecipa al tavolo tecnico della Science Based Target initiative
(SBTi), per la denizione di linee guida e standard applicabili
al settore per stabilire target di decarbonizzazione in linea
con gli obiettivi dell’Accordo di Parigi.
L’informativa sulla Neutralità Carbonica al 2050 è strutturata
secondo le quattro aree tematiche TCFD: Governance, Risk
management, Strategia e Metriche e Target. Nel 2021 Eni è
stata riconosciuta dalla TCFD
13
come best practice per la di-
sclosure in merito ai potenziali impatti dei rischi connessi
al climate change sul proprio portafoglio. Di seguito sono
presentati gli elementi chiave di ciascuna tematica; per una
disamina completa si rimanda al report Eni for 2021 – Neu-
tralità Carbonica al 2050
14
; ulteriori approfondimenti saran-
no disponibili nella risposta Eni al questionario CDP Climate
Change 2022.
(9) In una scala di valutazione da D (minimo) ad A (massimo).
(10) Transition Pathway Initiative, iniziativa globale guidata da investitori che valuta il progresso delle compagnie nella transizione low carbon. Il report pubblicato a no-
vembre 2021 costituisce un aggiornamento della valutazione TPI pubblicata nel 2020.
(11) Think tank nanziario indipendente che da anni conduce analisi per valutare l’impatto della transizione energetica sulle aziende carbon intensive e sui mercati nanziari.
(12) Riferito alle emissioni Scope 1+2 degli asset operati, entro i termini stabiliti dall’Accordo di Parigi.
(13) Guidance on Metrics, Targets, and Transition Plans, pag. 52, TCFD 2021.
(14) Tale report sarà pubblicato in occasione dell’Assemblea degli azionisti.
166
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(15) Per maggiori informazioni https://www.openes.io/it.
(16) Say on climate: la campagna “Say On Climate”, nata a ne 2020, chiede alle aziende di mettere al voto consultivo dell’assemblea degli azionisti il loro Climate Action Plan.
(17) Per approfondimenti si rinvia al paragrafo “Comitato Sostenibilità e Scenari” della Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2021.
RACCOMANDAZIONI TCFD RFA 2021 REPORT DI SOSTENIBILITÀ 2021
(*)
Dichiarazione consolidata
di carattere Non Finanziario
Addendum Eni For -
Neutralità Carbonica al 2050
GOVERNANCE
Rappresentare la governance dell’azienda
in riferimento ai rischi e opportunità
connesse al cambiamento climatico.
a) Sorveglianza da parte
del CdA
b) Ruolo della direzione
√
Elementi chiave
√
√
STRATEGIA
Rappresentare gli impatti attuali e potenziali
dei rischi e delle opportunità connesse al
cambiamento climatico sui business, sulla
strategia e sulla pianicazione nanziaria
laddove l’informazione è materiale.
a) Rischi e opportunità legati
al clima
b) Incidenza dei rischi e delle
opportunità legati al clima
c) Resilienza della strategia
√
Elementi chiave
√
√
√
RISK MANAGEMENT
Rappresentare come l’azienda individua,
valuta e gestisce i rischi connessi
al cambiamento climatico.
a) Processi di individuazione
e valutazione
b) Processi di gestione
c) Integrazione nella
gestione complessiva
dei rischi
√
Elementi chiave
√
√
√
METRICHE & TARGET
Rappresentare le metriche e i target
utilizzati per valutare e gestire i rischi
e le opportunità connesse al cambiamento
climatico laddove l’informazione è materiale.
a) Metriche utilizzate
b) Emissioni GHG
c) Target
√
Elementi chiave
√
√
√
(*) Il report verrà pubblicato in occasione dell’Assemblea degli azionisti 2022.
GOVERNANCE
Ruolo del CdA. La strategia di decarbonizzazione di Eni è inseri-
ta in 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 esamina ed approva, su
proposta dell’AD, il Piano strategico in cui sono deniti strategie
ed obiettivi riferiti anche al cambiamento climatico ed alla tran-
sizione energetica. A partire dal 2014, il CdA è supportato, nello
svolgimento delle proprie attività, dal Comitato Sostenibilità e
Scenari (CSS) con cui approfondisce, con cadenza periodica,
l’integrazione tra strategia, scenari evolutivi e sostenibilità del
business nel medio-lungo termine. Nel corso del 2021 il CSS ha
approfondito in tutte le sedute temi connessi al cambiamento cli-
matico, tra cui l’aggiornamento sulle attività della CFO Taskforce
for the SDG, la liera e le tecnologie dell’idrogeno, la piattaforma
Open-es
15
, le attività forestry, il carbon pricing, l’impegno di Eni
per la salvaguardia della risorsa idrica, i risultati di Eni negli indici
e nei rating ESG (o rating di sostenibilità), le risoluzioni sul clima
e le disclosure assembleari dei peer di riferimento con un focus
su “Say on climate”
16
, gli approfondimenti sulle attività di Carbon
Capture and Storage (CCUS) e i diritti umani
17
.
A partire dal 2019, il CdA esamina ed approva il Piano di bre-
ve-medio, lungo termine di Eni, nalizzato a garantire la soste-
nibilità del portafoglio dei business in un orizzonte temporale
no al 2050, in coerenza con quanto previsto nel Piano Strate-
gico Quadriennale. Inoltre, con riferimento alla composizione
del Consiglio, si segnala che sulla base dell’autovalutazione
condotta, circa l’80% dei Consiglieri ha espresso il proprio giu-
dizio positivo sulle professionalità in seno al Consiglio – intese
in termini di conoscenze, esperienze e competenze (con par-
ticolare riguardo ad attività di consulenza, formazione e pub-
blicazione in campo energetico e ambientale, partecipazione
a organismi governativi e non governativi, nazionali e interna-
zionali, che si occupano di tali tematiche) – e sul contributo
individuale che i singoli Consiglieri ritengono di apportare al
CdA in materia di sostenibilità, ESG e transizione energetica.
È riconosciuto unanimemente l’impegno e il commitment dell’in-
tero Consiglio sui temi della transizione energetica, del cambia-
mento climatico, della sostenibilità ed ESG, nonché lo specico
supporto del Comitato Sostenibilità e Scenari – in ragione delle
sue speciche funzioni, in termini di qualità e profondità della
discussione sia sui temi ESG e della sostenibilità che su quelli
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
167
relativi alla transizione energetica e dei cambiamenti climatici
– con spinta a mantenere continuità di formazione e confron-
to su questi temi, che vengono unanimemente visti in crescita
prospettica, insieme ai temi di strategia e di business. Subito
dopo la nomina del Consiglio e del Collegio Sindacale è stato
realizzato un programma di formazione (cd. “board induction”)
per amministratori e sindaci che ha riguardato, tra l’altro, temati-
che relative al percorso di decarbonizzazione e alla sostenibilità
ambientale e sociale delle attività di Eni. L'esposizione economi-
co-nanziaria di Eni al rischio derivante dall'introduzione di nuo-
vi meccanismi di carbon pricing è esaminata dal CdA sia nella
fase preliminare di autorizzazione del singolo investimento, che in
quella successiva di monitoraggio semestrale dell'intero portafo-
glio progetti. Il CdA è inoltre informato annualmente sul risultato
dell'impairment test effettuato sulle principali Cash Generating
Unit, elaborato sull’ipotesi dell'introduzione di una carbon tax in
linea con lo IEA
18
Sustainable Development Scenario (SDS). Dal
2021, lo scenario NZE (Net Zero Emissions) della IEA è incluso
tra gli scenari per le valutazioni di portafoglio (cfr. pagine 136-141,
par. "Rischio Climate Change"). Inne, il CdA è trimestralmente in-
formato sugli esiti delle attività di risk assessment e monitoraggio
dei top risk di Eni, tra cui è incluso il climate change.
Ruolo del management. Tutte le strutture aziendali sono coinvol-
te nella denizione o attuazione della strategia di neutralità car-
bonica che si riette nell’assetto organizzativo di Eni con le due
Direzioni Generali: Natural Resources, attiva nella valorizzazione
sostenibile del portafoglio Upstream Oil & Gas, nella commercia-
lizzazione del gas all’ingrosso, nelle iniziative in ambito Natural Cli-
mate Solutions e progetti di stoccaggio della CO
2
ed Energy Evo-
lution, attiva nell’evoluzione dei business di generazione, e nella
trasformazione e vendita di prodotti da fossili a bio, blue e green,
anche attraverso la fusione dei business retail e rinnovabili. Dal
2019 le tematiche relative alla strategia sul clima sono parte della
pianicazione di lungo termine e gestite dall’area CFO attraverso
strutture dedicate con lo scopo di sovraintendere al processo di
denizione della strategia climatica Eni e del relativo portafoglio
di iniziative, in linea con gli accordi internazionali sul clima. L’im-
pegno strategico per la riduzione dell’impronta carbonica è parte
dei traguardi essenziali dell’azienda e si riette quindi anche nei
Piani di Incentivazione Variabile destinati all’AD e al management
aziendale. In particolare, il Piano di Incentivazione di Lungo Ter-
mine di tipo azionario 2020-2022 prevede uno specico obiettivo
su temi di sostenibilità ambientale e transizione energetica (peso
complessivo 35%), articolato sui traguardi connessi ai processi di
decarbonizzazione, transizione energetica e all’economia circola-
re, in coerenza con gli obiettivi comunicati al mercato e in un’ottica
di allineamento agli interessi di tutti gli stakeholder. Il Piano di In-
centivazione di Breve Termine con differimento 2021 (IBT) è stret-
tamente connesso alla strategia aziendale in quanto orientato a
misurare il raggiungimento degli obiettivi annuali in coerenza con
i nuovi obiettivi di decarbonizzazione di Eni. In particolare, viene
utilizzato l’indicatore di riduzione dell’intensità emissiva Upstream
su base equity che include le emissioni indirette (c.d. Scope 2) e le
attività non operate. A partire dal 2021, il piano IBT include anche
l’indicatore di capacità installata incrementale delle fonti rinnova-
bili, in sostituzione dell’indicatore relativo alle risorse esplorative,
a sostegno della strategia relativa alla transizione energetica.
Ciascuno di questi indicatori è assegnato all’AD con un peso del
12,5% e a tutto il management aziendale secondo pesi coerenti
con le responsabilità attribuite.
RISK MANAGEMENT
Il processo per identicare e valutare i rischi e le opportunità
climate-related è parte del Modello di Risk Management Inte-
grato Eni sviluppato per assicurare che il management prenda
decisioni che tengano conto dei rischi correnti e potenziali, an-
che di medio e lungo termine, in un’ottica integrata, complessi-
va e prospettica. Alla luce del legame tra la gestione dei rischi e
delle opportunità e gli obiettivi strategici di Eni, il processo RMI
parte dal contributo alla denizione dei piani di medio e lungo
termine e del Piano quadriennale di Eni, obiettivi e azioni con
valenza di de-risking, e prosegue con il sostegno all’attuazione
dei suddetti piani attraverso periodici cicli di risk assessment
e monitoraggio. Il processo RMI assicura la rilevazione, il con-
solidamento e l’analisi di tutti i rischi Eni e supporta il CdA nel-
la verica di compatibilità del prolo di rischio con gli obiettivi
strategici, anche in ottica di medio-lungo termine. I rischi sono:
valutati con strumenti quantitativi e qualitativi considerando
sia la probabilità di accadimento sia gli impatti che si verreb-
bero a determinare in un dato orizzonte temporale al vericar-
si del rischio;
rappresentati, in base alla probabilità di accadimento e
all’impatto, su matrici che ne consentono il confronto e la
classicazione per rilevanza.
Principali rischi e opportunità. I rischi connessi al clima-
te change sono analizzati, valutati e gestiti considerando gli
aspetti individuati nelle raccomandazioni della TCFD, che si
riferiscono sia ai rischi legati alla transizione energetica (sce-
nario di mercato, evoluzione normativa legale e tecnologica
e aspetti reputazionali) sia al rischio sico (acuto e cronico)
connesso al cambiamento climatico. L’analisi è svolta con un
approccio integrato e trasversale che coinvolge funzioni spe-
cialistiche e linee di business, includendo valutazioni di rischi e
opportunità correlati.
Scenario di mercato. Il panorama energetico mondiale si trova ad
affrontare importanti sde nei prossimi anni, dovendo bilanciare
la crescita dei consumi di energia e l’urgenza di fronteggiare il
cambiamento climatico. Per modellare l’evoluzione del sistema
energetico in ragione di tali sde, l’Agenzia Internazionale dell’E-
nergia (IEA) sviluppa una serie di scenari di riferimento, tra cui lo
Stated Policies Scenario (STEPS) e l’Announced Pledges Scenario
(18) International Energy Agency.
168
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(APS)
19
e scenari decarbonizzati che identicano, con una logica
backcasting
20
, le azioni necessarie al raggiungimento dei principa-
li obiettivi energetici di sviluppo sostenibile (tra cui il pieno acces-
so all’energia e il contenimento dell’incremento della temperatura
media globale). Tra questi, nel Sustainable Development Scenario
(SDS), considerato da Eni come principale riferimento per valu-
tare i rischi e le opportunità connessi alla transizione energetica,
la domanda globale di energia al 2040 è prevista in calo rispetto
ad oggi (-5,3% vs. 2019). Il mix energetico si modicherà a favore
delle fonti low carbon, con una quota crescente di nucleare e di
fonti intermittenti che passeranno da circa il 2% al 17% nel 2040
e al 26% nel 2050. Le fonti fossili manterranno ancora un ruolo
importante nel mix energetico (Oil & Gas pari al 40% del mix nel
2040 vs. 53% nel 2020). In particolare, il gas naturale contribuirà
per circa il 20% nel mix energetico sia in virtù del minore impatto
ambientale e della maggiore ecienza rispetto agli altri combu-
stibili fossili che delle migliori prospettive future per l’integrazione
con le fonti rinnovabili. In tale scenario, sebbene la domanda di
petrolio sia prevista scendere in maniera drastica (no a 47 Mb/g
al 2050 vs. 97 Mb/g del 2019), rimane la necessità di investimen-
ti upstream per compensare il calo della produzione dai campi
esistenti, anche se permane un’incertezza legata all’inuenza che
evoluzioni normative e breakthrough tecnologici potrebbero ave-
re sullo scenario.
Nel 2021 la IEA ha sviluppato, per la prima volta, un percorso
volto a traguardare la neutralità carbonica al 2050, in linea con
un aumento della temperatura di 1,5°C entro la ne del secolo
(NZE2050). Tale percorso si basa su leve come l’elettricazione,
l’ecienza e un cambiamento radicale dei comportamenti da par-
te dei consumatori che richiedono un cambio immediato del pa-
radigma energetico. Secondo il NZE2050, nei prossimi dieci anni,
la riduzione delle emissioni potrà avvenire con tecnologie esisten-
ti e già affermate sul mercato, ma nel 2050 si dovranno anche
utilizzare soluzioni che, in questo momento, sono ancora in fase
di prototipo o dimostrativo e non ancora diffuse su vasta scala.
Al 2040 la domanda energetica globale sarà inferiore rispetto ad
oggi (-13% vs. 2019), pur a fronte di un’economia globale prevista
raddoppiare e di una popolazione in crescita di 2 miliardi.
Evoluzione normativa. L’adozione di politiche atte a sostenere
la transizione energetica verso fonti low carbon potrebbe avere
degli impatti rilevanti sull’evoluzione del portafoglio di business
Eni. In particolare, nel corso della COP26, è stato denito un
pacchetto di decisioni (Glasgow Climate Act) che rappresenta
un importante passo avanti nelle negoziazioni sul clima. Tra gli
elementi più rilevanti, si riconosce l’importanza di limitare l’in-
cremento della temperatura a 1,5°C entro ne secolo rispetto
all’epoca preindustriale, e a tal ne è stato denito un obiettivo
di riduzione delle emissioni globali di CO
2
del 45% al 2030 vs.
2010, traguardando il net zero “intorno alla metà del secolo”. Al
contempo, diversi Paesi hanno annunciato impegni di net zero
che ad oggi coprono oltre il 90% delle emissioni mondiali. In tale
contesto, anche l’UE si è impegnata per il raggiungimento del-
la neutralità carbonica al 2050 e ha innalzato dal 40% al 55%
il proprio obiettivo di riduzione delle emissioni GHG al 2030,
rendendolo vincolante con la Climate Law approvata a giugno
2021. Lo stesso anno, la Commissione europea ha pubblicato il
pacchetto Fit for 55, con cui rivede le principali direttive sul clima
in linea con il nuovo obiettivo al 2030, all'interno di una più am-
pia revisione delle proprie policy climatiche (i.e. regolamento UE
sulla tassonomia e hydrogen and decarbonised gas package).
Rischio legale. Alcuni soggetti pubblici e privati hanno avvia-
to procedimenti, giudiziali e non, nei confronti delle principali
compagnie Oil & Gas, tra cui società Eni, reclamando la loro re-
sponsabilità per gli impatti connessi al climate change e ai dirit-
ti umani, nonché per pratiche di cd. “greenwashing”
21
. Eni è da
tempo impegnata nel promuovere un dialogo costante, aperto e
trasparente sui temi del climate change, dei diritti umani e della
comunicazione ambientale che rappresentano parte integrante
della propria strategia e quindi sono oggetto di comunicazione
agli stakeholder. Questo impegno si inserisce nel più ampio rap-
porto che Eni instaura con i propri stakeholder su temi rilevanti
di sostenibilità con iniziative sui temi di governance, dialogo con
gli investitori e campagne mirate di comunicazione, adesione ad
iniziative e partnership internazionali.
Evoluzione tecnologica. La necessità di costruire un modello di
consumo nale dell’energia a basso impatto carbonico favorirà
le tecnologie volte alla cattura e alla riduzione delle emissioni
GHG, la produzione di idrogeno da gas nonché tecnologie che
supportino il controllo delle emissioni di metano lungo la liera
produttiva dell’Oil & Gas. In tal modo si potrà ambire a una ra-
pida e realistica transizione da uno scenario prevalentemente
fossile ad uno a bassa impronta carbonica. Inoltre, l’evoluzione
tecnologica nel campo della produzione e stoccaggio dell’ener-
gia da fonti rinnovabili e nel campo delle attività bio costituisce
una leva chiave per la trasformazione industriale del business
Eni. La ricerca scientica e tecnologica è dunque una delle leve
su cui si basa la strategia di decarbonizzazione di Eni e gli ambiti
di azione sono descritti nel paragrafo Strategia e Obiettivi.
Reputazione. Campagne mediatiche di sensibilizzazione da
parte di ONG e altre organizzazioni ambientaliste, risoluzioni
degli azionisti in assemblea, disinvestimenti da parte di alcuni
investitori, class action di gruppi di stakeholder, sono sempre
più orientate a una maggiore trasparenza sull’impegno concre-
to delle compagnie Oil & Gas per la transizione energetica. Nel
2020, accogliendo le richieste di alcuni investitori, Eni ha pub-
blicato le proprie linee guida sull'engagement responsabile in
materia di cambiamenti climatici all'interno delle associazioni
di impresa, impegnandosi a vericare periodicamente la coe-
(19) Lo STEPS include tutte le politiche attuate e programmate dai Governi, mentre l’APS considera il raggiungimento nei tempi previsti di tutti gli obiettivi net zero annun-
ciati dai Governi.
(20) Scenario a obiettivo denito.
(21) Per dettagli sui procedimenti si veda a pagg. 298-307 la sezione “Procedimenti in materia di salute, sicurezza e ambiente di natura civile o amministrativa".
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
169
renza tra le proprie posizioni di advocacy climatica ed energe-
tica e le posizioni delle associazioni di categoria di cui fa parte.
Rischi sici. L’intensicarsi di fenomeni meteoclimatici estremi/
cronici nel medio-lungo periodo potrebbe determinare danni ad
impianti ed infrastrutture, con conseguente interruzione delle
attività industriali ed incremento dei costi di ripristino e manu-
tenzione. Per quanto riguarda i fenomeni estremi, come uragani
o tifoni, l’attuale portafoglio degli asset Eni, progettati secondo
le normative vigenti per resistere a condizioni ambientali estre-
me, ha una distribuzione geograca che non determina concen-
trazioni di alto rischio. Relativamente ai fenomeni più graduali,
come l’innalzamento del livello del mare o l’erosione delle coste,
la vulnerabilità degli asset Eni interessati al fenomeno viene va-
lutata attraverso analisi speciche, come nel caso degli asset
Eni nella zona del Delta del Nilo, dove l’impatto risulta comunque
limitato ed è quindi possibile ipotizzare ed attuare interventi di
adattamento per contrastare il fenomeno. Parallelamente all’im-
pegno per assicurare l’integrità delle proprie operazioni, Eni è at-
tiva sul tema dell’adattamento ai Cambiamenti Climatici anche
per gli impatti socio-economici e ambientali nei Paesi ove Eni
opera. A tal ne, Eni ha nalizzato nel 2021 un progetto dedica-
to alla valutazione dei principali rischi/opportunità connessi ai
Cambiamenti Climatici, svolto in collaborazione con FEEM (Fon-
dazione Eni Enrico Mattei) e IDM (Istituto Di Management) di
Pisa, che ha portato all’elaborazione di linee guida e misure che
costituiranno un supporto metodologico per l’identicazione e
l’attuazione di azioni di adattamento nei Paesi di interesse di Eni.
STRATEGIA E OBIETTIVI
Consapevole dell’emergenza climatica in atto, Eni vuole esse-
re parte attiva del percorso di transizione del settore energetico
con una strategia di lungo termine che traguarderà la neutralità
carbonica nel 2050, in linea con quanto previsto dagli scenari
compatibili con il mantenimento del riscaldamento globale entro
la soglia di 1,5°C a ne secolo. Nel 2022 Eni ha accelerato la pro-
pria strategia di trasformazione che farà leva sull’integrazione di
tecnologie, nuovi modelli di business e stretta collaborazione con
gli stakeholder per sviluppare un’offerta sempre più ampia di so-
luzioni decarbonizzate per i propri clienti. Il percorso di decarbo-
nizzazione di Eni verso il net zero al 2050 si declina attraverso
chiari obiettivi inclusivi di tutte le emissioni GHG Scope 1+2+3,
integrati e rafforzati da nuovi target di breve e medio termine
che confermano l’impegno di Eni ad allineare ulteriormente la
traiettoria di riduzione agli scenari 1,5°C:
-35% delle Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3)
@2030 vs. 2018, -55% @2035 e -80% @2040;
-15% della Net Carbon Intensity dei prodotti energetici
venduti @2030 vs. 2018 e -50% @2040;
Net Zero Carbon Footprint Upstream (Scope 1+2) @2030,
con nuovo target di riduzione del 65% @2025 vs. 2018;
Net Zero Carbon Fooprint Eni (Scope 1+2) anticipato al 2035,
con nuovo target di riduzione del 40% @2025 vs. 2018.
Le emissioni residue verranno compensate attraverso off-
set, principalmente da Natural Climate Solutions, che con-
tribuiranno per circa il 5% della riduzione complessiva delle
emissioni di filiera al 2050.
Gli obiettivi di decarbonizzazione di Eni sono infatti soste-
nuti da un piano di trasformazione industriale progettato su
soluzioni concrete ed economicamente fattibili, trainate da
soluzioni tecnologiche già disponibili:
riduzione della produzione di idrocarburi nel medio termi-
ne, con crescita progressiva della componente gas, che
traguarderà più del 90% al 2050;
conversione della raffinazione tradizionale attraverso
hub di economia circolare, con incremento della capacità
di raffinazione “bio” a 6 milioni di tonnellate entro il 2035,
palm oil free a partire dal 2023;
progressivo incremento dell’offerta di elettricità green di
Plenitude nell’ambito di una crescita della base clienti a
15 milioni con oltre 15 GW di capacità rinnovabile instal-
lata entro il 2030, per arrivare a 60 GW al 2050;
sviluppo di business per la mobilità sostenibile con 30.000
punti di ricarica EV al 2025 e circa 160.000 al 2050;
progressivo aumento della produzione di nuovi vetto-
ri energetici, tra cui idrogeno, che contribuirà per circa
4MTPA dal 2050, e fusione magnetica, con il primo im-
pianto operativo atteso tra 10 anni;
sviluppo di hub dedicati allo stoccaggio della CO
2
per le emis-
sioni hard-to-abate da siti industriali Eni e di terzi, arrivando
ad una capacità di stoccaggio di oltre 50 MtCO
2
nel 2050.
L’evoluzione verso un portafoglio di prodotti totalmente de-
carbonizzati sarà supportata da una progressiva crescita
della quota di investimenti dedicati a nuove soluzioni ener-
getiche e servizi, che raggiungerà il 30% degli investimenti
complessivi nel 2025, il 60% nel 2030 e no all’80% nel 2040.
In dieci anni, queste attività genereranno un Free Cash Flow
positivo e raggiungeranno il 75% di contributo al usso di cas-
sa del gruppo dal 2040. Eni ha pianicato per il prossimo
quadriennio 2022-25 investimenti in decarbonizzazione, eco-
nomia circolare e rinnovabili pari a circa €9,7 miliardi, incluse
le attività di ricerca scientica e tecnologica di supporto. Eni
si impegna inoltre ad allineare i piani e le decisioni di inve-
stimento alla strategia di decarbonizzazione, riducendo pro-
gressivamente la quota di spesa dedicata alle attività O&G,
selezionando i progetti di investimento secondo rigide soglie
emissive ed eliminando gradualmente gli investimenti in at-
tività o prodotti “unabated” come condizione necessaria per
raggiungere la neutralità carbonica entro la metà del secolo.
Il piano di decarbonizzazione è integrato nella strategia di nan-
ziamento di Eni, che allinea sostenibilità economica ed ambien-
tale, e ha visto nel 2021 l’emissione del primo sustainability-lin-
ked bond del settore O&G, il cui tasso d'interesse è connesso
agli obiettivi di transizione energetica annunciati dall'azienda.
METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE
Eni è storicamente impegnata nella riduzione delle proprie emis-
sioni GHG dirette ed è stata tra i primi del settore a denire, a parti-
170
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
re dal 2016, una serie di obiettivi volti a migliorare le performance
relative alle emissioni GHG degli asset operati, con indicatori spe-
cici che illustrano i progressi nora conseguiti in termini di ridu-
zione di emissioni di GHG in atmosfera. A questi si sono aggiunti
nel 2020 gli indicatori contabilizzati su base equity, che fanno rife-
rimento ad una metodologia di contabilizzazione GHG distintiva
che considera tutti i prodotti energetici gestiti dai vari business
Eni, inclusi gli acquisti da terzi, e tutte le emissioni che essi gene-
rano lungo l'intera liera (Scope 1+2+3), secondo un approccio
well-to-wheel. Gli indicatori risultanti tracciano così il percorso di
Eni verso la neutralità carbonica sia in termini assoluti (Net GHG
Lifecycle Emisisons) che di intensità (Net Carbon Intensity).
Di seguito sono riportate le performance degli indicatori rela-
tivi ai target di medio lungo termine.
Net Zero GHG Lifecycle Emissions al 2050: l’indicatore fa ri-
ferimento a tutte le emissioni Scope 1, 2 e Scope 3 associate
alle attività e i prodotti energetici venduti da Eni, lungo la loro
catena del valore e al netto degli offset principalmente da Na-
tural Climate Solutions. Nel 2021 è in aumento principalmen-
te in relazione alla ripresa delle attività in seguito ad emer-
genza sanitaria e maggiori vendite di prodotti Oil & Gas retail.
Net Zero Carbon Intensity al 2050: l’indicatore è calcolato come il
rapporto tra le emissioni assolute nette GHG (Scope 1, 2 e 3) lun-
go la catena del valore dei prodotti energetici e la quantità di ener-
gia inclusa negli stessi. Nel 2021 si riduce del 2% rispetto al 2020
grazie all’aumento del gas nel mix energetico e il ruolo degli offset.
Tali metriche sono integrate da specici indicatori per il moni-
toraggio delle emissioni operative:
Net Zero Carbon Footprint Upstream al 2030: l’indicatore con-
sidera le emissioni Scope 1+2 provenienti dagli asset upstream
operati da Eni e da terzi, al netto degli offset principalmente da
Natural Climate Solutions. Nel 2021 l’indicatore è sostanzial-
mente stabile in quanto il lieve aumento di emissioni è stato bi-
lanciato dalla maggiore compensazione tramite crediti forestali
per 2 MtCO
2
eq.
Net Zero Carbon Footprint Eni al 2035: l’indicatore considera
le emissioni Scope 1+2 dalle attività operate da Eni e da terzi,
al netto degli offset principalmente da Natural Climate Solu-
tions. Nel 2021 l’indicatore è sostanzialmente stabile in quanto
il lieve aumento di emissioni è stato bilanciato dalla maggiore
compensazione tramite crediti forestali per 2 MtCO
2
eq.
Con riferimento specico agli obiettivi di decarbonizzazione
di breve termine, deniti per gli asset operati e contabilizzati al
100%, si riporta una sintesi dei risultati ottenuti nel 2021 e dello
stato di avanzamento rispetto ai target.
Riduzione dell’indice di intensità emissiva GHG upstream del
43% entro il 2025 vs. 2014: l’indice di intensità GHG upstream,
espresso come rapporto tra emissioni dirette Scope 1 e produ-
zione lorda operata, nel 2021 risulta sostanzialmente stabile ri-
spetto all’anno precedente. L’andamento dell’indice è correlato ad
un aumento delle emissioni principalmente legato a shutdown di
emergenza in Nigeria ed Angola e la ripresa delle attività onshore
in Libia, parzialmente compensato dalla riduzione delle emissioni
fuggitive ed una generale ottimizzazione dei consumi. Nel 2021
l’indice ha registrato un valore pari a 20,2 tonCO
2
eq./mgl boe, in
aumento dell’1% rispetto al 2020. La riduzione complessiva ri-
spetto al 2014 è pari al 25% ed in linea con l'obiettivo al 2025.
Zero gas flaring di routine entro il 2025 negli asset upstre-
am: nel 2021 i volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine
sono stati pari a 1,16 miliardi di Sm
3
, in aumento del 12%
rispetto al 2020, principalmente a causa della ripresa delle
attività presso gli impianti di Abu-Attifel ed El Feel in Libia,
rimasti fermi per quasi tutto il 2020. La riduzione complessi-
va rispetto al 2014 è del 31%, in linea con l'obiettivo al 2025.
Riduzione delle fuggitive di metano upstream dell’80% en-
tro il 2025 vs. 2014: nel 2021 le emissioni fuggitive di metano
upstream sono risultate pari a 9,2 ktCH
4
, in riduzione del 18%
rispetto al 2020 grazie al monitoraggio e le manutenzioni effet-
tuate nell’ambito delle campagne LDAR (Leak Detection And
Repair – LDAR) che vengono svolte con cadenza periodica. La
riduzione complessiva rispetto al 2014 è pari al 92%, confer-
mando il raggiungimento già a partire dal 2019 del target di
riduzione dell’80% ssato per il 2025.
Miglioramento medio del 2% annuo al 2021 rispetto all’indice
2014 dell’indice di ecienza operativa: il target estende l’im-
pegno di riduzione GHG (Scope 1 e Scope 2) a tutte le aree di
business con un indice complessivo Eni che nel 2021 è stato pari
a circa 32 tonCO
2
eq./mgl boe, in lieve aumento rispetto al 2020,
principalmente in virtù della ripresa delle attività, non ancora a
regime. Questo effetto è stato parzialmente controbilanciato dai
progetti di ecienza energetica avviati o andati a regime nel cor-
so dell’anno.
Nel 2021 Eni ha proseguito il proprio piano di investimenti sia in
progetti volti direttamente all’incremento dell’ecienza energetica
negli asset (€10 mln) sia in progetti di sviluppo e revamping con
signicative ricadute sulla performance energetica delle attività.
Complessivamente, le emissioni dirette di GHG derivanti dal-
le attività operate da Eni nel 2021 sono state pari a 40,1 mln
ton CO
2
eq., in aumento del 6% rispetto al 2020 principalmente
per effetto della ripresa delle attività nei settori upstream e tra-
sporto gas, power e chimica.
Il business delle Rinnovabili nel 2021 è cresciuto in misura
signicativa, raggiungendo una capacità installata da fonti
rinnovabili pari a 1.188 MW (più che triplicando il risultato del
2020). Tale accelerazione, ottenuta principalmente a seguito
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
171
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2021 2020 2019
Totale
di cui società
consolidate
integralmente
Totale Totale
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)
(milioni di tonnellate di CO
2
eq.)
40,08
25,24 37,76 41,20
di cui: CO
2
equivalente da combustione e da processo
30,58
21,87 29,70 32,27
di cui: CO
2
equivalente da aring
(a)
7,14
3,0 6,13 6,49
di cui: CO
2
equivalente da venting
2,12
0,24 1,64 1,88
di cui: CO
2
equivalente da emissioni fuggitive di metano
0,24
0,12 0,29 0,56
Indice di ecienza operativa (Scope 1 + Scope 2)
(tonnellate di CO
2
eq./migliaia boe)
31,95
46,12 31,64 31,41
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione lorda di idrocarburi
100% operata (upstream)
20,19
23,12 19,98 19,58
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/energia elettrica equivalente
prodotta (EniPower)
(gCO
2
eq./kWheq)
379,6
379,4 391,4 394
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/quantità lavorate in ingresso
(materie prime e semilavorate) dalle ranerie
(tonnellate di CO
2
eq./migliaia di tonnellate)
228
228 248 248
Emissioni fuggitive di metano (upstream)
(migliaia di tonnellate di CH
4
)
9,2
4,5 11,2 21,9
Volume di idrocarburi inviati a aring
(miliardi di Sm
3
)
2,2
1,1 1,8 1,9
di cui: di routine
1,2
0,4 1,0 1,2
Emissioni indirette di GHG (Scope 2)
(milioni di tonnellate di CO
2
eq.)
0,81
0,70 0,73 0,69
Emissioni indirette di GHG (Scope 3) da utilizzo di prodotti venduti
(b)
176
N/A 185 204
Energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili
(c)
(GWh)
1.166
880 393 61
Consumi energetici da attività produttive/produzione lorda
di idrocarburi 100% operata (upstream)
(GJ/tep)
1,45
N/A 1,52 1,39
Consumo netto di fonti primarie/energia elettrica
equivalente prodotta (EniPower)
(tep/MWheq)
0,16
0,16 0,17 0,17
Energy Intensity Index (ranerie)
(%)
116,4
116,4 124,8 112,7
Spesa in R&S
(milioni di euro)
177
177 157 194
di cui: relative alla decarbonizzazione
114
114 74 102
Domande di primo deposito brevettuale
(numero)
30
30 25 34
di cui: depositi sulle fonti rinnovabili
11
11 7 15
Produzioni vendute di biocarburanti
(migliaia di tonnellate)
585
585 622 256
Ove non diversamente indicato, i KPI emissivi e relativi ai consumi fanno riferimento a dati 100% degli asset operati.
(a) A partire dal 2020 l’indicatore include tutte le emissioni Eni derivanti da aring, aggregando anche i contributi di Rening & Marketing e Chimica, che no al 2019 sono contabilizzati nella categoria
combustione e processo.
(b) Categoria 11 del GHG Protocol – Corporate Value Chain (Scope 3) Standard. Stimate sulla base della produzione upstream venduta in quota Eni in linea con le metodologie IPIECA.
(c) In linea con gli obiettivi strategici aziendali, tale indicatore viene rendicontato su base equity. Il KPI rappresenta la quota Eni e si riferisce principalmente a Plenitude. I valori del 2020 e 2019 sono
stati adeguatamente riesposti.
INDICATORI RELATIVI AI TARGET DI MEDIO LUNGO TERMINE
22
2021
2020 2019 Obiettivo
Net carbon footprint upstream (Scope 1+2)
(milioni tonnellate di CO
2
eq.) 11,0 11,4 14,8 UPS Net zero 2030
Net carbon footprint Eni (Scope 1+2)
33,6 33,0 37,6 ENI Net zero 2035
Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3)
456 439 501 Net zero 2050
Net Carbon Intensity (Scope 1+2+3)
(gCO
2
eq./MJ) 67 68 68 Net zero 2050
Capacità installata da fonti rinnovabili
(a)
MW 1.188 351 190 60 GW 2050
Capacità di bioranazione
(milioni di tonnellate/anno) 1,10 1,11 1,11 6 milioni di tonnellate/anno al 2035
(a) Il KPI rappresenta la quota Eni e si riferisce principalmente a Plenitude. I valori del 2020 e 2019 sono stati adeguatamente riesposti.
(22) Indicatori contabilizzati su base equity.
delle recenti acquisizioni in Europa e negli Stati Uniti, è stata
compiuta anche nella più ampia ottica di integrazione con il
business retail di Plenitude, al ne di sfruttare tutte le possibili
sinergie tra i due business.
La produzione di energia rinnovabile ha raggiunto i 1.166 GWh
(circa triplicando il risultato del 2020), per la maggiore capacità
installata (in particolare grazie alle recenti acquisizioni di impianti
in Europa e Stati Uniti). Rispetto al 2020 la produzione di biocar-
buranti è in essione a causa di fermate presso la bioraneria di
Venezia e di un contesto di scenario meno favorevole.
Per il 2021 l’impegno economico di Eni in attività di ricerca scien-
tica e sviluppo tecnologico ammonta a €177 milioni, di cui circa
114 destinati al percorso di decarbonizzazione ed economia cir-
colare. Tale investimento si riferisce alle tematiche di energy tran-
sition, bioranazione, chimica verde, produzione di energia da
fonti rinnovabili, riduzione delle emissioni ed ecienza energetica.
172
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
ECCELLENZA OPERATIVA
Il modello per l’eccellenza operativa si basa sull’impegno costante
nel consolidare e sviluppare competenze in linea con le nuove esi-
genze del business, nel valorizzare le proprie persone in ogni am-
Il modello di business di Eni si fonda sulle competenze interne,
un patrimonio su cui Eni continua ad investire per assicurarne
l’allineamento con le esigenze di business, in coerenza con la
propria strategia di lungo termine. L’evoluzione prevista delle
attività di business e del mercato del lavoro, i nuovi indirizzi
strategici e le sde poste dai cambiamenti tecnologici com-
portano un importante impegno per accrescere nel tempo il
valore del capitale umano attraverso iniziative di upskilling e
reskilling, volte ad arricchire o a riorientare il set di competenze
necessarie. L’impegno di Eni sui diritti umani ha inoltre previsto
anche uno strumento di verica del presidio dei diritti umani
sul posto di lavoro (si veda capitolo "Diritti umani").
LA CULTURA DELLA PLURALITÀ
E DELLO SVILUPPO DELLE PERSONE
L’approccio di Eni alla Diversity & Inclusion (D&I) è basato non
solo sui principi fondamentali di non discriminazione e pari op-
portunità ma sull’impegno attivo nel creare un ambiente di la-
voro nel quale differenti caratteristiche o orientamenti personali
e culturali siano considerati una fonte di arricchimento recipro-
co e un elemento irrinunciabile della sostenibilità del business.
Eni assicura che tutte le sue persone siano trattate con equità
indipendentemente da qualsiasi differenza di genere, religione,
nazionalità, opinione politica, orientamento sessuale, status so-
ciale, abilità siche, condizioni mediche, condizioni familiari ed
età e ogni altro aspetto non rilevante; inoltre, Eni mira a stabi-
lire relazioni lavorative libere da ogni forma di discriminazione,
richiedendo che simili valori vengano adottati anche da tutte le
terze parti che collaborano con Eni. La diversità è infatti una ri-
sorsa da salvaguardare e valorizzare sia in azienda che in tutte
le relazioni con gli stakeholder esterni, tra cui fornitori, partner
commerciali ed industriali, come sottolineato dalla propria mis-
sion e dal Codice Etico. Per sviluppare la strategia aziendale in
materia di D&I e coordinare il portfolio di iniziative, nel 2021 è
stata formalizzata un’unità dedicata alle tematiche di D&I. Per
identicare gli obiettivi prioritari in materia sono state attivate
bito (professionale e non), salvaguardare la salute e la sicurezza,
la tutela dell’ambiente, il rispetto e la promozione dei diritti umani
e l’attenzione alla trasparenza, alla lotta alla corruzione.
iniziative di ascolto sia del top management (D&I come leva stra-
tegica per gli obiettivi di business) sia delle persone Eni (survey,
focus group e attivazione di un canale di comunicazione diretto
con le persone interessate) per recepire segnali di attenzione e
riessioni in materia D&I. Sono inoltre proseguite le attività per
l’inclusione e la valorizzazione e lo sviluppo delle diversità in
azienda, in particolare Eni promuove lo scambio professionale
trasversale attraverso svariati processi, tra cui anche la mobilità
geograca, come esperienza importante nel percorso di cresci-
ta personale. Il consolidamento negli anni dei processi di inseri-
mento dei neoassunti, aancamento, training e di condivisione
delle competenze e delle best practice con il personale locale
ha garantito, in questi ultimi anni caratterizzati da molti rientri in
sede e pochi espatri, continuità nelle attività operative. Per quan-
to riguarda la diversità di genere, Eni pone particolare attenzione
alla promozione di iniziative volte all’attraction dei talenti femmi-
nili, a livello nazionale ed internazionale, così come allo sviluppo
di percorsi di crescita manageriale e professionale per le donne
in azienda. In tale ambito, Eni organizza iniziative per gli studen-
ti delle scuole superiori di orientamento verso le materie STEM
(Science, Technology, Engineering and Mathematics), con focus
sulla gender parity (es. Think About Tomorrow) e partecipa ad
iniziative nazionali ed internazionali
23
con l’obiettivo di arricchire
costantemente, in un’ottica di parità di genere, i propri processi
e prassi operative. Tali attività sono continuate nel corso dell’an-
no attraverso la “dematerializzazione” di eventi e incontri che ha
permesso di raggiungere luoghi, persone e realtà ad oggi inac-
cessibili, abbattendo barriere linguistiche e geograche.
Per quanto riguarda le politiche retributive per i dipendenti Eni,
queste sono denite secondo un modello integrato a livello
globale e promuovono una progressione retributiva collegata
esclusivamente a criteri meritocratici riferiti alle competenze
espresse nel ruolo ricoperto, alle performance conseguite e
ai riferimenti del mercato retributivo locale. Allo scopo di ve-
ricare l’attuazione di tali politiche, dal 2011, Eni monitora an-
nualmente il gap salariale tra la popolazione femminile e quella
Persone
(23) Progetto Inspiring Girls – Progetto internazionale contro gli stereotipi sulle donne; “Manifesto per l’occupazione femminile” di Valore D – Documento programmatico per
valorizzare il talento femminile in azienda promosso da Valore D e patrocinato dalla presidenza italiana del G7 e dal Dipartimento per le Pari Opportunità della Presidenza del
Consiglio dei Ministri italiana; Comitato Interaziendale STEM - per proporre un piano di azioni a complemento dell’attuazione del Manifesto; Consorzio Elis – Sistema Scuola
Impresa; Fondazione Mondo Digitale; WEF - World Economic Forum; ERT - European Round Table.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
173
maschile, riscontrando il sostanziale allineamento delle retri-
buzioni (pay ratio totale Italia donne vs. uomini pari a 101 per
la retribuzione ssa e 98 per la retribuzione totale). Inoltre, in
relazione agli standard ILO (International Labour Organization),
Eni effettua annualmente analisi sulla retribuzione del perso-
nale locale nei principali Paesi in cui opera, da cui si eviden-
ziano livelli minimi salariali del personale Eni signicativamen-
te superiori sia ai salari minimi di legge sia ai livelli retributivi
minimi di mercato, individuati per ciascun Paese da provider
internazionali (si veda Relazione sulla Politica in materia di Re-
munerazione e sui compensi corrisposti 2022). Relativamente
alla gestione professionale delle proprie risorse, Eni ha imple-
mentato percorsi di sviluppo manageriale e di eccellenza rivol-
ti alle aree professionali core, che sostiene attraverso attività
di formazione, iniziative di mobilità, job rotation e strumenti
di sviluppo. A supporto di questi percorsi, Eni utilizza diversi
strumenti di valutazione, tra i quali l’annual review, il processo
di performance e feedback, con focus su dirigenti, quadri e gio-
vani laureati e i processi di valutazione delle soft skills. Anche il
2021 ha visto un cauto contenimento delle iniziative di mobilità
soprattutto internazionali, ma i percorsi di crescita e sviluppo
interni sono comunque proseguiti, sostenuti in modalità a di-
stanza. Nel 2021, il processo di valutazione delle performance
e della management review ha coperto il 94% mentre le attività
di valutazione del potenziale il 100% del totale programmato
con un trend globale in miglioramento (+5 p.p. vs. 2020); sono
stati, inoltre, valutati le capacità e comportamenti di dirigenti e
quadri tramite la metodologia del Management Appraisal.
FORMAZIONE
Anche nel 2021 l’impegno delle attività formative è prosegui-
to con un focus sulla transizione e l’evoluzione strategica e di
business. Infatti, per sostenere il processo di trasformazione
aziendale è continuato il processo di riqualicazione attraverso
iniziative di upskilling e reskilling (nel 2021, ad esempio, è stato
presentato al Ministero del Lavoro e delle Politiche Sociali un pro-
getto formativo legato al Contratto di Espansione composto di
vari percorsi formativi) per integrare nuove competenze sia pro-
fessionali che comportamentali necessarie per l’evoluzione dei
business, o per le sde poste dall’evoluzione tecnologica e dal
mercato del lavoro. Al ne di supportare le persone per contribu-
ire al meglio alla profonda trasformazione di business, nel 2021
sono state messe a punto due nuove iniziative formative: un
percorso sulla leadership rivolto ai responsabili e ai team leader,
l’altra aperta a tutte le persone Eni con l’utilizzo di una Web App.
Anche le iniziative formative HSE rimangono delle priorità per Eni
attraverso la puntuale erogazione della formazione obbligatoria
e l’erogazione di ulteriori interventi formativi HSE a supporto del
Business. Inoltre, a maggio del 2021 è nata la nuova piattaforma
digitale MyChange, come strumento di supporto alle persone Eni
per il cambiamento in atto, in cui vengono approfondite temati-
che quali la Mission Eni, la Transizione Energetica, i Sustainable
Development Goals, la Diversity & Inclusion ed altro.
RELAZIONI INDUSTRIALI
Nel dicembre del 2020 è stato sottoscritto con le organizzazioni
sindacali nazionali il protocollo INSIEME “Modello di relazioni in-
dustriali a supporto del percorso di transizione energetica”. Con
tale protocollo Eni e le organizzazioni sindacali hanno reputato
di crescente importanza accelerare il percorso di transizione
energetica e condiviso che tale percorso richiederà una condivi-
sione trasparente delle informazioni, degli obiettivi e delle inizia-
tive e per tale ragione hanno ritenuto che un sistema di relazioni
industriali ancora più ecace e partecipativo sia necessario per
accompagnare i processi di trasformazione che combinino la
sostenibilità economica con i principi di sostenibilità ambientale
e sociale. Nell’aprile 2021 è stato sottoscritto con le organizza-
zioni sindacali presso il Ministero del Lavoro e delle Politiche So-
ciali, il contratto di espansione che ha consentito di favorire il ri-
cambio generazionale, con l’introduzione di nuove competenze
e nuovi mestieri, la realizzazione di un importante investimento
per la formazione e riqualicazione delle persone Eni, a confer-
ma della grande rilevanza strategica che la società attribuisce
alle competenze. Nell’ottobre 2021 è stato sottoscritto il nuovo
accordo per lo smart working in Italia. Con tale accordo è stato
rafforzato lo smart working di tipo organizzativo (prevedendo 8
giorni/mese per le sedi uci e 4 giorni/mese per i siti operativi)
con l’aggiunta di nuove tipologie di smart working a supporto del
welfare aziendale (descritte nel paragrafo seguente). Nell’accor-
do è assicurato il diritto alla disconnessione, quale diritto fonda-
mentale del lavoratore, introducendo precisi standard e misure
di base da rispettare per il lavoro da remoto al ne di supportare
il corretto bilanciamento tra vita lavorativa e vita privata ed evita-
re effetti negativi che l’utilizzo prolungato degli strumenti digitali
può determinare sulla salute e benessere e sono stati garantiti i
diritti sindacali anche operando da remoto, rafforzando anche le
misure a tutela della sicurezza delle persone.
A dicembre 2021, si sono svolti gli incontri di relazioni indu-
striali internazionali e il 24° incontro del CAE dei dipenden-
ti Eni, l’Osservatorio Europeo per la Salute, la Sicurezza e
l’Ambiente e l’incontro annuale previsto dall’Accordo Quadro
Globale sulle Relazioni Industriali a livello Internazionale e
sulla Responsabilità Sociale dell’Impresa sui temi della so-
stenibilità, della decarbonizzazione, della salute e sicurezza
dei lavoratori e con un focus al tema della diversità & in-
clusione, per la valorizzazione delle diversità, quale elemen-
to di arricchimento delle esperienze nel contesto sociale
e lavorativo. Nel corso dell’incontro è stato inoltre firmato
l’Accordo per l’integrazione nel GFA – Accordo Quadro Glo-
bale sulle Relazioni Industriali a livello Internazionale e sulla
Responsabilità Sociale di Impresa – della Convenzione ILO
n.°190 e della Raccomandazione ILO n.°206 sull’eliminazio-
ne della violenza e delle molestie nel mondo del lavoro.
WELFARE AZIENDALE E WORKLIFE BALANCE
Nonostante il difficile contesto, nel 2021 è stata garantita
continuità ai servizi alle persone e una modalità di organiz-
174
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
zazione delle iniziative sicura e nel rispetto delle normative.
Nell’accordo 2021 sullo smart working, descritto nel para-
grafo precedente, sono state introdotte nuove tipologie di
smart working che possono essere richieste dalle persone
in Eni a sostegno della genitorialità, della disabilità e che
garantiscono in generale maggiore attenzione alle esigen-
ze dei dipendenti nelle diverse fasi della vita: smart working
rosa a supporto delle gestanti, smart working welcome kid
per madri e padri, smart working neogenitoriale fino a 3 anni
di età dei bambini, smart working summer kid a sostegno
della gestione dei figli nei periodi di chiusura scolastica e
smart working a tutela della salute propria o dei gli. Inne,
sempre relativamente alla genitorialità, in tutti i Paesi di pre-
senza, Eni ha continuato a riconoscere: 10 giorni lavorativi
retribuiti al 100% ad entrambi i genitori, 14 settimane minime
di congedo per il primary carer come da convenzione ILO e
il pagamento di un’indennità pari ad almeno i 2/3 della retri-
buzione percepita nel periodo antecedente. Sono stati inoltre
riproposti i percorsi formativi/informativi dedicati ai genitori
per supportarli nella comprensione di un contesto in costante
ridenizione e confermato il servizio di fragibilità, che attra-
verso un contact center fornisce un supporto ai caregiver per
orientarsi e gestire problematiche collegate alla gestione di
familiari anziani o non autosucienti e per la presa in carico
di bambini e ragazzi con disturbi specici dell’apprendimen-
to. Anche nel 2021 Eni ha garantito il supporto ai lavoratori
genitori offrendo il servizio di nido scuola mettendo in atto
tutte le azioni volte a mitigare il rischio di contagio e tutelare
la sicurezza e l'organizzazione dei soggiorni estivi con una
proposta rivista per assicurare la massima tutela dei parteci-
panti senza intaccare la qualità delle proposte.
SALUTE
Eni considera la tutela della salute un requisito fondamen-
tale e promuove il benessere sico, psicologico e sociale
delle proprie persone, delle famiglie e delle comunità dei Pa-
esi in cui opera (si veda capitolo “Alleanze per lo sviluppo”).
L’estrema variabilità dei contesti lavorativi richiede il costan-
te aggiornamento delle matrici di rischio sanitario e rende
particolarmente sdante garantire la salute in ogni fase del
ciclo di business. Per affrontare tale sda, Eni ha sviluppato
una piattaforma operativa assicurando servizi alle proprie
persone, attraverso le attività di medicina del lavoro, igiene
industriale, medicina del viaggiatore, assistenza sanitaria
ed emergenza medica, attività di valutazione degli impatti
delle operazioni aziendali sulla salute delle comunità, non-
ché iniziative di promozione della salute per le persone Eni
e per le comunità presso cui opera. La strategia di Eni per la
gestione della salute è orientata, oltre che al mantenimento
e miglioramento continuo dei servizi salute, a: (i) potenziare
l’accesso all’assistenza per tutte le persone Eni; rafforzare
gli interventi a favore delle comunità; potenziare i presidi
emergenziali a supporto di situazioni di fragilità create o ag-
gravate dalla pandemia; (ii) diffondere la cultura della salute
attraverso iniziative a favore dei lavoratori, dei loro familiari
e delle comunità identicate a valle della valutazione del ri-
schio e degli impatti in ambito sanitario; (iii) implementare
le attività di medicina del lavoro anche in considerazione dei
rischi inerenti ai nuovi progetti, ai processi industriali e delle
risultanze delle attività di igiene industriale; (iv) promuovere
la digitalizzazione dei processi e dei servizi sanitari. Nel 2021
è proseguito in tutte le società del Gruppo il programma di
implementazione del sistema di gestione per promuovere e
mantenere la salute e il benessere delle persone Eni e assi-
curare un’adeguata gestione del rischio negli ambienti lavo-
rativi. Tra le iniziative avviate nell’anno, inoltre, si evidenziano
quelle mirate a supportare il benessere psicosociale delle
persone Eni con lo scopo di creare un ambiente attento alla
qualità della vita, dentro e fuori dall’azienda: dal 1° febbraio
è stato avviato un servizio, attivo 24 ore su 24, 7 giorni su 7,
di ascolto psicologico dedicato alle persone Eni sia in Ita-
lia che all’estero; dal 27 novembre, in concomitanza con la
giornata internazionale contro la violenza di genere, è stato
attivato un servizio di consulenza per le persone vittime di
violenza o di molestie di genere. Nel critico contesto sanita-
rio mondiale, Eni ha messo in campo una serie di interventi
di prevenzione e assistenza per supportare coloro che in pri-
ma linea hanno gestito l’emergenza sanitaria e le strutture
sanitarie locali, anche grazie alle numerose esperienze in
progetti sanitari maturate di risposta a eventi epidemici nel
mondo
24
. Infatti, il centro di competenza Eni per la gestione
delle emergenze sanitarie ha supportato le unità di business
attraverso: (i) aggiornamenti epidemiologici e nuove linee
guida emesse da organi internazionali; (ii) misure di igiene ai
ni della prevenzione e del contenimento di outbreak ed epi-
demie/pandemie; (iii) best practice cliniche e di gestione dei
ussi di assistenza, vaccinazioni e raccomandazioni per la
travel medicine; (iv) supporto nella denizione di speciche
tecniche per i servizi collegati alla risposta alle emergenze.
METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE
OCCUPAZIONE E DIVERSITY
Overview - L’occupazione complessiva è pari a 31.888 persone
di cui 20.632 in Italia (64,7% dell’occupazione) e 11.256 all’e-
stero (35,3% dell’occupazione). Nel 2021 l’occupazione a livello
mondo cresce di 1.113 persone rispetto al 2020, pari al +3,6%,
con una riduzione in Italia (-538 dipendenti) e una crescita
(24) Per le iniziative in tema salute realizzate a favore della comunità locale in Italia e all’estero si veda il capitolo Alleanze per lo sviluppo a pagg. 194-195.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
175
all’estero (+1.651 dipendenti). La crescita dell’occupazione
è collegata ai piani di sviluppo di Eni nell’ambito delle inizia-
tive a supporto della transizione energetica anche attraverso
l’acquisizione di nuove società operanti nei settori di energia a
fonti rinnovabili ed economia circolare. Nonostante la discon-
tinuità del mercato dell’energia, Eni ha continuato a perseguire
i suoi obiettivi di diversity: nel 2021, la presenza femminile ha
registrato un incremento rilevante di 1,6 punti percentuali vs.
il 2020 con una contestuale crescita anche nelle posizioni di
responsabilità (0,7 punti percentuali verso il 2020).
Assunzioni - Complessivamente, nel 2021 sono state ef-
fettuate 1.305 assunzioni di cui 967 con contratti a tempo
indeterminato. Circa l’81%
25
delle assunzioni a tempo inde-
terminato ha interessato dipendenti no i 40 anni di età. Del
totale delle assunzioni, circa il 58% ha riguardato la DG Ener-
gy Evolution (totale 754 di cui 612 a tempo indeterminato e
142 a tempo determinato), il 30% ha riguardato la Direzione
Natural Resources (totale 389 di cui 233 a tempo indetermi-
nato e 156 a tempo determinato) e il rimanente 12% Support
Function (totale 162 di cui 122 a tempo indeterminato e 40 a
tempo determinato).
Risoluzioni - Sono state effettuate 2.517 risoluzioni (1.694 in
Italia e 823 all’estero) di cui 2.275 di dipendenti con contratto
a tempo indeterminato
26
, con un’incidenza di personale fem-
minile pari al 27%. Il 25%
25
dei dipendenti con contratto a
tempo indeterminato che ha risolto il rapporto di lavoro nel
2021 aveva età inferiore a 50 anni. Il processo di trasforma-
zione di Eni, che necessita di un forte ricambio di competen-
ze, si rileva anche dall’andamento del tasso di turnover che
registra nel 2021 la misura più importante degli ultimi 3 anni
(2019: 9,8%, 2020: 6,1%; 2021: 10,5%).
Diversity & Inclusion - Nel 2021 la percentuale del personale
femminile cresce di 1,6 punti % vs. il 2020 e si attesta al 26,2%,
così suddivise per qualica: 16,7% dei dirigenti, 28,5% dei qua-
dri, 30,1% degli impiegati, 14,7% degli operai. La percentuale
complessiva di donne negli organi di controllo delle società
controllate è aumentata al 43% (37% nel 2020), mentre è in
lieve essione, rispetto al passato, la percentuale comples-
siva di donne negli organi di amministrazione delle società
controllate che nel 2021 si attesta al 24% (26% nel 2020). Nel
2021, è aumentata la percentuale delle donne in posizioni di
responsabilità raggiungendo un valore pari a 27,3% rispetto al
26,6% registrato nel 2020, su un totale di donne pari al 26,22%
dell’occupazione complessiva. In Eni, il 33% delle gure a di-
retto riporto dell'AD sono donne. Le assunzioni a tempo inde-
terminato di donne nel 2021 sono complessivamente 314 su
967 totali pari al 32,46%, in lieve calo vs. 2020 (ca. -2 p.p.). Il
motivo di tale leggera essione è ascrivibile, in via prioritaria,
al piano straordinario degli esodi 2021 effettuato in Italia at-
traverso il contratto di espansione che ha favorito le uscite
di personale femminile unitamente ad un inserimento mirato
ed estremamente selettivo di risorse da mercato esterno con
priorità su settori di business e attività critiche (es. asset inte-
grity, attività operative, ecc.). Negli ultimi anni ca. il 20% delle
risorse che occupano posizione di responsabilità sono non
italiani, con un aumento di 2 p.p. nel 2021 rispetto al 2020;
questo aumento rientra nell’ambito di percorsi di sviluppo
professionale che prevedono periodi di attività nelle sedi Eni
in Italia o in Paesi diversi da quello d’origine. La popolazione
Eni è composta da 108 nazionalità diverse.
Occupazione in Italia - In Italia sono state effettuate 596 as-
sunzioni di cui 460 a tempo indeterminato (32,4% donne).
La riduzione dell’occupazione di -538 unità (-3%), effettuata
attraverso un piano straordinario di uscite, unitamente ad un
selettivo e puntuale piano di turnover, ha consentito di in-
crementare del 4% la popolazione under 30 a favore di una
riduzione delle fasce di età senior: la popolazione over 50 si
è ridotta dell’1,5%. Sempre in Italia, nel 2021 si registrano
1.694 risoluzioni, di cui 1.658 a tempo indeterminato (di cui
il 26% di donne). Complessivamente in Italia si registra a ne
2021 un rapporto di sostituzione tra nuove assunzioni e riso-
luzioni di ca. 1:3,6 (1 ingresso a fronte di 3,6 uscite).
Occupazione all’estero - La presenza media di personale loca-
le all’estero è sostanzialmente costante e mediamente intorno
all’86% nell’ultimo triennio il che conferma l’attenzione di Eni al
local content attraverso il coinvolgimento delle comunità locali
sulle attività operative nei singoli Paesi. Il ricorso al personale
espatriato è limitato a particolari professionalità e competenze
dicilmente disponibili nel Paese di riferimento. All’estero nel
2021, sono state effettuate 709 assunzioni di cui 507 a tem-
po indeterminato (di cui il 32,5% di donne). La popolazione dei
dipendenti con età inferiore a 30 anni è raddoppiata (anche in
considerazione dell'acquisizione di Finproject). Il saldo tra as-
sunzioni e risoluzioni all’estero a ne anno è pari a -114 (+709
assunzioni e -823 risoluzioni) e tale dinamica è riconducibile
anche a risoluzioni contrattuali di risorse internazionali impie-
gate nel business E&P. Sono stati risolti 823 rapporti di lavoro
di cui 617 a tempo indeterminato. Di questi, il 40%
25
ha riguar-
dato dipendenti con età inferiore a 40, e il 29%
25
ha riguardato
personale femminile. All’estero, si registra una crescita di 1.651
(+17,2%) rispetto all’anno precedente principalmente riferito a
+1.624 risorse locali (+19,5%), espatriati italiani +24 (+2,5%) a
fronte di una stabilità degli espatriati internazionali +3 (+1%).
(25) Dati non inclusivi del gruppo Finproject acquisito nel corso del IV trimestre 2021.
(26) Di cui circa il 68% per pensionamenti e il 26% per dimissioni.
176
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
La crescita del personale locale è dovuta principalmente alle
operazioni straordinarie di M&A. All’estero operano comples-
sivamente 1.305 espatriati (di cui 992 italiani e 313 espatriati
internazionali).
Occupazione per linea di business - Le assunzioni a tempo
indeterminato hanno riguardato, per circa il 35%, il settore
della chimica che si è rinforzata sia nei Paesi con attività
tradizionali (es. Francia, UK, Ungheria) sia in Paesi con atti-
vità nuove (es. Messico, India, Romania, Vietnam). Il poten-
ziamento ha riguardato inoltre le aree di business Retail G&P
(Francia e Grecia) e GT/R&M (UK, Germania ed Ecuador), che
hanno ulteriormente consolidato il loro assetto delle compe-
tenze. Le risoluzioni hanno riguardato principalmente i busi-
ness Upstream (30%), Chimica (24%) e GT/R&M (18%).
Età media - L’età media delle persone Eni nel mondo è di 45,1
anni (46,4 in Italia e 42,8 all’estero): 49,3 anni (50,1 in Italia e
47,2 all’estero) per dirigenti e quadri, 44,4 anni (45,5 in Italia e
42,3 all’estero) per impiegati e 41,9 anni (40,7 in Italia e 43,9
all’estero) per il personale operaio.
RELAZIONI INDUSTRIALI
In Italia il 100% dei dipendenti è coperto da contrattazione col-
lettiva in virtù delle normative vigenti. All’estero, in relazione
alle speciche normative operanti nei singoli Paesi di presenza,
tale percentuale si attesta al 41,6%. Nei Paesi in cui i dipenden-
ti non sono coperti da contrattazione collettiva, Eni assicura in
ogni caso il pieno rispetto della legislazione internazionale e
locale applicabile al rapporto di lavoro nonché alcuni più elevati
standard di tutela garantiti da Eni in tutto il gruppo attraverso
l’applicazione di proprie policies aziendali worldwide.
FORMAZIONE
Il 2021, in continuità con il 2020, ha visto ancora una forte
predominanza di formazione a distanza rispetto a quella in
aula per proseguire la gestione dell’emergenza pandemica
(il 67% come il 2020). Le ore di formazione complessive si
sono attestate allo stesso valore del 2020 (-0,3%) con una
spesa media in crescita che risente di un aumento dei per-
corsi formativi progettati per i Business per rispondere an-
che alle esigenze del Contratto di Espansione.
SALUTE
Nel 2021, il numero di servizi sanitari sostenuti da Eni è pari a
379.481, di cui 261.618 a favore di dipendenti, 43.835 a favore di
familiari, 70.970 a favore di contrattisti e 3.058 a favore di altre
persone (ad esempio visitatori e pazienti esterni). Il numero di
partecipazioni ad iniziative di promozione della salute nel 2021
è pari a 158.784, di cui 85.776 dipendenti, 58.031 contrattisti e
14.977 familiari. Per quanto riguarda le malattie professionali,
nel 2021 si registrano 30 denunce, di cui 7 riguardanti personale
attualmente impiegato e 23 relative ad ex dipendenti. Delle 30
denunce di malattia professionale presentate nel 2021, 4 sono
state presentate da eredi (tutte relative ad ex dipendenti).
Inne, nel 2021, Eni, con l’obiettivo di valutare i potenziali impatti
dei progetti sulla salute delle comunità coinvolte, ha concluso
10 studi di HIA (Health Impact Assessment), di cui 7 come stu-
di preliminari integrati ESHIA (Environmental, Social and Health
Impact Assessment) e 3 come integrati ESHIA.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
177
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2021 2020 2019
Dipendenti
(a)
(numero) 31.888 30.775 31.321
Donne
8.360 7.559 7.590
Italia
20.632 21.170 21.078
Estero
11.256 9.605 10.243
Africa
3.189 3.143 3.371
Americhe
1.731 925 1.005
Asia
2.786 2.432 2.662
Australia e Oceania
88 87 88
Resto d'Europa
3.462 3.018 3.117
Under 30
(b)
2.587 2.037 2.315
30-50
(b)
17.302 17.225 16.646
Over 50
(b)
11.999 11.513 12.360
Dipendenti all’estero locali
(%) 88 87 81
Dipendenti per categoria professionale:
Dirigenti
(numero) 966 965 1.021
Quadri
9.113 9.172 9.387
Impiegati
15.554 15.941 16.050
Operai
6.255 4.697 4.863
Dipendenti per titolo di studio:
Laurea
15.583 15.345 15.375
Diploma
13.564 12.826 13.184
Licenza media
2.741 2.604 2.762
Dipendenti a tempo indeterminato
(c)
31.111 30.165 30.571
Dipendenti a tempo determinato
(c)
777 610 750
Dipendenti full-time
31.423 30.290 30.785
Dipendenti part-time
(d)
465 485 536
Assunzioni a tempo indeterminato
967 607 1.855
Risoluzioni da contratto a tempo indeterminato
2.275 1.323 1.198
Tasso di Turnover
(e)
(%) 10,5 6,1 9,8
Dirigenti e quadri locali all’estero
18,03 19,13 16,65
Dipendenti non italiani in posizioni di responsabilità
20,6 18,6 17,3
Anzianità lavorativa
Dirigenti
(anni) 22,77 23,21 22,78
Quadri
19,59 20,40 20,00
Impiegati
16,56 17,03 16,73
Operai
13,23 14,15 13,55
Presenza donne negli organi di amministrazione delle società del Gruppo Eni
(%) 24 26 29
Presenza donne negli organi di controllo delle società del Gruppo Eni
(f)
43 37 37
Ore di formazione
(numero) 1.037.325 1.040.119 1.362.182
Ore di formazione medie per dipendente per categoria professionale
(g)
: 33,8 33,3 43,6
Dirigenti
34,7 28,3 51,0
Quadri
35,7 31,8 42,0
Impiegati
32,8 35,9 43,9
Operai
33,9
28,4
44,3
Spesa media per formazione e sviluppo per dipendenti full-time
(g)
(€)
895,8
716,1
1070,8
Dipendenti coperti da contrattazione collettiva
(%) 81,6 83,40 83,03
Italia
100 100 100
Estero
41,6 41,78 40,91
Denunce di malattie professionali ricevute
(numero)
30
28
73
Dipendenti
7
7
9
Precedentemente impiegati
23
21
64
(a) I dati differiscono rispetto a quelli pubblicati nella Relazione Finanziaria (si veda pag. 18), perché comprendono le sole società consolidate integralmente.
(b) I valori del 2020 e 2019 sono stati adeguatamente riesposti per ottemperare alla richiesta del GRI 405-1 relativa al cambiamento delle fasce d’età.
(c) Al netto delle operazioni straordinarie di M&A, la suddivisione dei contratti a tempo determinato/indeterminato non varia signicativamente né per genere né per area geograca con alcune
eccezioni tra cui Cina e Mozambico in cui è prassi inserire risorse locali a tempo determinato per poi stabilizzarle nell’arco di 1-3 anni.
(d) Si evidenzia una percentuale più elevata di donne (5% sul totale delle donne) con contratto part-time, rispetto agli uomini che sono ca. lo 0,2% sul totale degli uomini.
(e) Rapporto tra il numero delle Assunzioni + Risoluzioni dei contratti a Tempo Indeterminato e l’occupazione a Ruolo a Tempo Indeterminato dell’anno precedente.
(f) Per l’estero sono state considerate solo le società in cui opera un organo di controllo assimilabile al Collegio Sindacale di diritto italiano.
(g) Il dato 2020 è stato aggiornato a causa di un errore nella formula utilizzata per il calcolo.
178
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Eni è impegnata costantemente nella ricerca e sviluppo di
tutte le azioni necessarie per garantire la sicurezza nei luoghi
di lavoro, in particolare nello sviluppo di modelli e strumen-
ti per la valutazione e gestione dei rischi e nella promozio-
ne della cultura della sicurezza, al ne di perseguire il suo
impegno rivolto all’azzeramento degli incidenti. Nel 2021
sono stati promossi diversi progetti ed iniziative focalizzati
principalmente sulle seguenti tematiche: i) sicurezza com-
portamentale e Fattore Umano, con l’applicazione presso i
siti operativi di una metodologia Eni (THEME), sviluppata in
collaborazione con l’Università di Bologna, per identicare e
analizzare i comportamenti e le abitudini errate, comprese le
componenti culturali ed organizzative, che caratterizzano e
inuenzano l’agire dei lavoratori, e rafforzare il ruolo dell’uo-
mo come agente attivo e prima barriera nel prevenire ogni
evento incidentale; ii) Digital Safety, attraverso la realizzazio-
ne di strumenti digitali per promuovere la cultura HSE, faci-
litare le attività in campo e supportare l'analisi e il reporting
dei rischi HSE; iii) Process Safety Fundamental, diffusione
capillare, attraverso sessioni di approfondimento dedicate a
dipendenti e contrattisti, delle 10 regole Eni sulla sicurezza
dei processi e degli asset. Oltre a queste attività innovative,
Eni ha continuato a porre particolare attenzione al rafforza-
mento della sicurezza delle attività presso i siti operativi,
uniformando in appositi strumenti normativi, validi per tutte
le realtà di Eni, i principi di base da applicare nelle attività
più critiche e sviluppando percorsi formativi per accrescere
la conoscenza e la consapevolezza degli operatori sui requi-
siti minimi di sicurezza. Per quanto riguarda la gestione dei
contrattisti, le 147 persone del Safety Competence Center
(SCC)
27
hanno continuato a presidiare e sostenere proattiva-
mente il processo di miglioramento delle imprese verso mo-
delli di gestione caratterizzati da una cultura della sicurezza
sempre più preventiva che reattiva, monitorando oltre 2.500
fornitori, pari al 70% di quelli con potenziali criticità HSE in
Italia, e gestendo con immediate azioni correttive le anomalie
rilevate e condividendo le buoni prassi innovative. Inoltre, si
sono sviluppati accordi (i cosiddetti “Patti per la Sicurezza”)
con vari contrattisti operanti in Nigeria, Tunisia, Congo e Mes-
sico. Inoltre, Eni applica su tutti gli impianti il processo di As-
set Integrity, che garantisce che questi siano correttamente
progettati, costruiti operati e dismessi gestendo al meglio il
rischio residuale, per garantire la massima adabilità e so-
prattutto la sicurezza per le persone e l’ambiente. Il Sistema
di Gestione Eni dell’Asset Integrity si sviluppa quindi dalla
fase iniziale di progettazione (Design Integrity), all’approvvi-
gionamento di apparecchiature e materiali, alla costruzione,
Sicurezza
installazione e collaudo (Technical Integrity) no alla gestio-
ne operativa e al decommissioning (Operating Integrity). Nel
corso del 2021, Eni ha proseguito l’organizzazione di iniziati-
ve per promuovere la cultura dell’Asset Integrity con approc-
cio trasversale e capillare, inclusivo anche delle nuove liere
della transizione energetica. In tema di igiene industriale è
stata posta grande attenzione all'individuazione e gestione
dei dispositivi di prevenzione individuale (DPI) e sono state
promosse diverse iniziative di formazione specica ai lavo-
ratori. In ambito emergenze particolare attenzione è stata
rivolta alla prevenzione e gestione delle emergenze indotte
dai rischi naturali e a novembre 2021 è stato siglato un Pro-
tocollo d’Intesa con il Dipartimento della Protezione Civile,
per rafforzare ulteriormente i rapporti di cooperazione e de-
finire piani di emergenza specifici per ogni tipo di rischio con
impatto sulla continuità dell’approvvigionamento energeti-
co sul territorio nazionale. I principali obiettivi aziendali nel
2021 in tema di sicurezza e igiene industriale hanno riguar-
dato: (i) il miglioramento del SIR (Severity Incident Rate), un
indice interno Eni pesato rispetto al livello di gravità degli
infortuni ed utilizzato nel piano di incentivazione a breve ter-
mine dell’AD e dei dirigenti con responsabilità strategiche,
al fine di focalizzare l’impegno di Eni sulla riduzione degli
incidenti più gravi; (ii) il consolidamento del Safety Culture
Program, indicatore che monitora il livello di proattività at-
traverso aspetti di gestione preventiva della sicurezza; (iii)
l’applicazione della metodologia di analisi del fattore umano
THEME nei siti operativi; (iv) la diffusione e l’applicazione
nei siti operativi degli strumenti Eni di gestione del rischio;
(v) il proseguimento della diffusione dei 10 Process Safety
Fundamentals; (vi) l’estensione su tutti i siti Eni dei progetti
che applicano nuove tecnologie e nuovi dispositivi digitali a
supporto della sicurezza; (vii) il rafforzamento del presidio in
specifici ambiti dell’igiene industriale.
METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE
Nel 2021 l’indice di frequenza di infortuni totali registrabili
(TRIR) della forza lavoro è migliorato rispetto al 2020 (-4%),
grazie alla performance registrata dai contrattisti (-10%),
mentre l’indice dei dipendenti è peggiorato a causa dell’au-
mento del numero di infortuni (33 rispetto a 30 nel 2020).
Il valore dell’indice di infortuni sul lavoro con conseguenze
gravi è nullo, in quanto non si sono verificati eventi in que-
sta tipologia di infortuni (ovvero nessun infortunio con più
di 180 giorni di assenza o con conseguenze quali l’inabilità
(27) Centro di eccellenza Eni in tema di sicurezza, che supporta, nel coordinamento e nella supervisione dei lavori in appalto, i siti industriali Eni in Italia e all’estero.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
179
permanente totale o parziale). Inoltre, non si sono registrati
infortuni mortali.
In Italia il numero degli eventi infortunistici è aumentato
(35 eventi rispetto ai 27 del 2020, di cui 21 dipendenti e 14
contrattisti) e l’indice di frequenza infortuni totali registrabili
(TRIR) è peggiorato (+26%); all’estero il numero di infortuni
è diminuito (53 eventi rispetto a 64 del 2020, di cui 12 dipen-
denti e 41 contrattisti) e l’indice di frequenza infortuni totali
registrabili è migliorato del 17%.
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2021 2020 2019
Totale
di cui società
consolidate
integralmente
Totale Totale
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)
(infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000
0,34
0,46 0,36 0,34
Dipendenti
0,40
0,53 0,37 0,21
Contrattisti
0,32
0,42 0,35 0,39
Numero di decessi in seguito ad infortuni sul lavoro
(numero)
0
0 1 3
Dipendenti
0
0 0 1
Contrattisti
0
0 1 2
Indice di infortuni sul lavoro con gravi conseguenze
(esclusi i decessi)
(infortuni gravi/ore lavorate) x 1.000.000
0,00
0,00 0,00 0,01
Dipendenti
0,00
0,00 0,00 0,00
Contrattisti
0,00
0,00 0,00 0,01
Near miss
(numero)
780
565 841 1.159
Numero di ore lavorate
(milioni di ore)
256,5
155,2 255,1 334,2
Dipendenti
82,9
54,3 81,8 92,1
Contrattisti
173,6
100,9 173,3 242,1
Eni, operando in contesti geograci molto differenti che ri-
chiedono valutazioni speciche degli aspetti ambientali, è
impegnata a potenziare il controllo e il monitoraggio delle
attività attraverso l’adozione di good practice internazionali
e di Best Available Technology, sia tecniche che gestionali.
Particolare attenzione è rivolta all’uso eciente delle risorse
naturali, come l’acqua, alla riduzione di oil spill, alla gestione
dei riuti, alla gestione dell’interazione con la biodiversità e i
servizi ecosistemici. La cultura ambientale è una leva impor-
tante per assicurare la corretta gestione delle tematiche am-
bientali e, pertanto, nel 2021 Eni ha proseguito con le attività
di sensibilizzazione che hanno coinvolto i siti operativi (con
sondaggi sulla cultura ambientale per i dipendenti, sessioni
informative e interventi sito-specici di Environmental Cultu-
ral Engagement) e di comunicazione ambientale avviate nel
2020, per sensibilizzare tutti i dipendenti e rafforzare l'impe-
gno. Nel corso dell’anno, circa 2.000 persone hanno parteci-
pato al percorso formativo “Insieme per l’ambiente” e circa
300 persone sono state aggiornate sui rischi per l’ambiente;
è stata inoltre presentata, via webinar in Italia e all’estero, la
nuova metodologia Eni di valutazione dei rischi integrata e
comune a tutta l’azienda. Inoltre, sempre nel 2021 sono state
sviluppate ed emesse le Environmental Golden Rules, per la
promozione di comportamenti virtuosi dei dipendenti e dei
fornitori, ed è partita la campagna per la loro promozione
verso tutte le persone che lavorano in Eni, e verso i fornitori,
le cui attività devono riettere i valori, l’impegno e gli stan-
dard Eni. Tale percorso di diffusione della cultura ambientale
si è tradotto con la sottoscrizione nell’anno di 15 Patti per
l’ambiente e la sicurezza, coinvolgendo diversi fornitori che
si sono impegnati a realizzare azioni di miglioramento tangi-
bili e misurabili con l’Indice di Prestazione della Sicurezza e
Ambiente. In continuità con l’anno scorso, l’azienda ha pro-
seguito le attività dedicate alla digitalizzazione ambientale
Rispetto per l’ambiente
180
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
per l’ottimizzazione dei processi tramite, ad esempio, la re-
alizzazione di strumenti informatici centrali per facilitare la
gestione della compliance ambientale, anche internazionale,
e di modelli di valutazione tecnico-gestionali sito-specici. Ad
esempio, è stata sviluppata la piattaforma Easy Permit nei
principali siti operativi a supporto della gestione di obblighi
normativi, prescrizioni e scadenze derivanti dai processi au-
torizzativi in materia ambientale.
Il percorso di transizione verso un’economia circolare rappre-
senta per Eni una delle principali risposte alle attuali sde am-
bientali, attraverso la promozione di un modello rigenerativo.
Sulla base di tale approccio i processi aziendali e produttivi
vengono rivisitati, minimizzando il prelievo di risorse naturali a
favore di input sostenibili, riducendo e valorizzando gli scarti me-
diante azioni di riciclo o recupero ed estendendo la vita utile dei
prodotti e degli asset mediante azioni di riuso o riconversione e,
nel caso della CO
2
, anche rimuovendo e bilanciando la parte re-
siduale presente in atmosfera. Ad esempio la conversione delle
ranerie in bioranerie ha un ruolo centrale per la totale decar-
bonizzazione dei prodotti e processi entro il 2050; si prevede,
inoltre, che entro il 2023 non verrà più utilizzato olio di palma nei
cicli produttivi ma cariche alternative (es. oli alimentari usati e di
frittura, grassi animali e scarti della lavorazione di oli vegetali) e
di tipo advanced (es. materiale lignocellulosico, e bio-oli). Anche
la produzione di biometano si pone nel quadro dell’economia
circolare, consentendo la valorizzazione degli scarti agricoli, di
allevamento e dei reui. Eni, inoltre, ha sviluppato la tecnologia
Waste to Fuel per la trasformazione delle biomasse organiche
di scarto in bio-olio e biometano con recupero dell’acqua na-
turalmente contenuta nel riuto umido. Il bio-olio prodotto può
essere miscelato nel combustibile a basso contenuto di zolfo
per il trasporto marittimo oppure ranato per ottenere biocar-
buranti, mentre l’acqua recuperata può essere destinata ad usi
industriali. Eni ha anche sviluppato un Modello di misurazione
della circolarità, applicato a diversi contesti aziendali, validato da
un ente terzo di certicazione, che rappresenta uno strumento
essenziale per il controllo, la gestione, la trasparenza e la credi-
bilità degli obiettivi e degli impegni assunti nel percorso verso un
modello di economia circolare.
La gestione dei riuti da parte di Eni pone particolare atten-
zione alla tracciabilità dell’intero processo e alla verica dei
soggetti coinvolti nella liera di smaltimento/recupero, al ne
di garantire il rispetto della normativa e dell’ambiente. Eni pre-
vede inoltre che debba essere ricercata ogni soluzione pra-
ticabile volta alla prevenzione dei riuti. La quasi totalità dei
riuti di Eni in Italia è gestita da Eni Rewind
28
che nel 2021
ha proseguito il progetto di digitalizzazione avviato nel 2020
per l’ecientamento e il monitoraggio del proprio processo di
gestione dei riuti. Al ne di limitare gli impatti negativi legati
ai riuti (es. perdita di risorse, possibile contaminazione delle
matrici ambientali dovuta a una eventuale gestione inappro-
priata, impatti legati al trasporto e al trattamento presso gli
impianti di destino), 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 nor-
mativa comunitaria e nazionale. Eni Rewind, sulla base delle
caratteristiche del singolo riuto, seleziona le soluzioni di re-
cupero/smaltimento tecnicamente percorribili privilegiando
nell’ordine il recupero, le operazioni di trattamento che riduca-
no i quantitativi da avviare a smaltimento nale e gli impianti
idonei a minor distanza del sito di produzione del riuto; inol-
tre, sono svolti audit sui fornitori ambientali, nei quali viene
valutata la loro gestione operativa dei riuti.
Con riferimento alla risorsa idrica, Eni opera una gestione ecien-
te attraverso la valutazione dell’utilizzo dell'acqua e degli impatti
delle proprie attività sulle risorse idriche a vantaggio dell'ecosiste-
ma, di altri utenti e dell'organizzazione stessa. Eni, specialmente
nelle aree a stress, realizza la mappatura e il monitoraggio dei
rischi idrici e degli scenari di siccità per denire azioni di breve,
medio e lungo termine volte anche a prevenire e mitigare gli effetti
del cambiamento climatico, coinvolgendo anche i fornitori lungo
tutto il processo di procurement, dalla selezione e qualica no
all'assegnazione del contratto. Nel 2021 Eni ha pubblicato il pro-
prio posizionamento sulla risorsa idrica
29
, nel quale si impegna a
perseguire quanto previsto dall’adesione al CEO Water Mandate e,
in particolare, a minimizzare i propri prelievi di acqua dolce in aree
a stress idrico. Gli impegni assunti proiettano Eni verso la ricerca
di una stewardship che guardi alla gestione ottimale dell’acqua
anche al di fuori del perimetro industriale, integrata nel territorio
e in grado di minimizzare l’esposizione al rischio idrico delle pro-
prie attività, attraverso un approccio integrato a livello di bacino
idrograco. In termini di trasparenza, anche nel 2021 Eni ha dato
riposta pubblica al questionario CDP Water Security, conferman-
do il punteggio A- ottenuto lo scorso anno.
In merito alla gestione dei rischi connessi agli oil spill, Eni è
costantemente impegnata su ogni fronte di intervento: pre-
venzione, preparazione e, a seguire, mitigazione, risposta e
ripristino. Nell'ambito della prevenzione, in Italia è stato instal-
lato il sistema e-vpms®
30
sulla pipeline che collega il Centro
Olio Val D’Agri alla Raneria di Taranto e sono stati comple-
tati la manutenzione e l’aggiornamento tecnologico di tale si-
stema sulla rete oleodotti in Val D’Agri, e su altre installazioni.
In Val D’Agri è stato inoltre implementato il monitoraggio di
allerta meteo preventivo Kassandra Meteo Forecast
31
, appli-
(28) Eni Rewind è la società ambientale di Eni che opera in linea con i principi dell’economia circolare per valorizzare i terreni, le acque e i riuti, industriali o derivanti da
attività di bonica, attraverso progetti di risanamento e di recupero sostenibili, sia in Italia che all’estero.
(29) https://www.eni.com/assets/documents/ita/sostenibilita/2021/acqua-it.pdf.
(30) e-vpms® è una tecnologia proprietaria di rilevazione di segnali vibro-acustici nella struttura delle pipeline e nel uido trasportato dalle stesse, nalizzato ad individuare
potenziali spill in corso ed interferenze di parti terze. L’aggiornamento tecnologico ha riguardato aspetti di digitalizzazione e di diagnostica da remoto.
(31) Sistema di allerta preventivo in grado di supportare la gestione dell'integrità di oleodotti e gasdotti e di prevedere possibili rischi idrogeologici legati ad eventi naturali
(allagamenti e dissesto dei versanti).
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
181
cato non solo al controllo continuo di perdite delle condotte,
ma anche ai rischi idrogeologici, alla gestione dei deussi
idrici ed al monitoraggio delle coltivazioni agricole. In Nige-
ria, dove il sistema e-vpms® è già operativo sugli oleodotti di
Kwale-Akri e Ogboinbiri-Tebidaba, è stato avviato il program-
ma di aggiornamento tecnologico del sistema e-vpms®,
mentre sulla trunkline da Clough Creek a Tebidaba (52 km), i
lavori per l'installazione continueranno nel 2022. Nel frattem-
po, è stato avviato un piano per estendere il monitoraggio al
network di produzione. Per il recupero sostenibile dei luoghi
che sono stati oggetto di effrazioni, sono proseguiti gli inter-
venti di bonica anche attraverso una tecnologia che utilizza
specie vegetali (phytoremediation) e l’utilizzo di tali piante è
in fase di valutazione anche per la produzione di idrogeno da
biomasse e per il trattamento sia dei reui industriali che del-
le acque sotterranee contaminate. Inne, sul fronte R&D sono
proseguite le sperimentazioni di varie tecnologie, tra cui quelle
per il monitoraggio dell'integrità di pipeline e di serbatoi di stoc-
caggio uidi e piping di interconnessione depositi. Inoltre, è
stato avviato lo sviluppo di una metodologia di valutazione dei
rischi derivanti da eventi naturali, quali frane, alluvioni ed eventi
sismici, che possono coinvolgere le pipeline. Sono proseguite
le collaborazioni con IPIECA e IOGP
32
al ne di rafforzare la ca-
pacità di risposta all'inquinamento marino, sia attraverso l’ag-
giornamento che la diffusione delle Good Practice sull’Oil Spill
Preparedness & Response e nell’ambito dell’iniziativa regiona-
le Global Initiative for West, Central and Southern Africa
33
, nel
2021 sono stati svolti alcuni eventi informativi per incrementa-
re e sensibilizzare gli stakeholder sulla preparazione e risposta
alle emergenze, a cui ha partecipato anche il personale delle
sedi estere dell’area di interesse. Inne, è proseguito il moni-
toraggio delle attività, nell'ambito dell’iniziativa OSPRI - Oil Spill
Preparedness Regional Initiative
34
, nelle regioni Caspian Sea,
Black Sea e Central Eurasia.
L’impegno di Eni su Biodiversità e Servizi Ecosistemici
(BES) è parte integrante del Sistema di Gestione Integrato
HSE, a conferma della consapevolezza dei rischi per l’am-
biente naturale derivanti dalla presenza dei propri siti e at-
tività. Operando su scala globale in contesti ambientali con
diverse sensibilità ecologiche e differenti regimi normativi,
Eni ha adottato un modello di gestione specico sul tema
BES che è evoluto nel tempo anche grazie a collaborazioni di
lungo periodo con riconosciute organizzazioni internazionali
leader nella conservazione della biodiversità. Il modello di ge-
stione BES si allinea agli obiettivi strategici della Convenzione
sulla Diversità Biologica (CDB) e assicura che le interrelazioni
fra gli aspetti ambientali (come BES, cambiamento climati-
co, gestione delle risorse idriche) e sociali (come lo sviluppo
sostenibile delle comunità locali) siano identicate e gesti-
te correttamente sin dalle prime fasi progettuali. Attraverso
l’applicazione della Gerarchia di Mitigazione, Eni dà priorità
alle misure preventive rispetto alle correttive con l’obiettivo
primario di evitare perdita netta (no net loss) di biodiversità.
Il coinvolgimento attivo degli stakeholder è fondamentale per
l’attuazione e il miglioramento continuo nella gestione della
tematica BES e garantisce l'effettiva applicazione della Ge-
rarchia di Mitigazione. La consultazione e la collaborazione
con le comunità locali, le popolazioni indigene e gli altri sta-
keholder locali aiutano a comprendere le loro aspettative e
preoccupazioni, a determinare come i servizi ecosistemici
e biodiversità vengono utilizzati e a identicare opzioni ge-
stionali che includano anche le loro esigenze. Il coinvolgi-
mento dei principali stakeholder è un processo inclusivo e
trasparente che avviene sin dalle fasi iniziali di un progetto e
continua per tutto il ciclo di vita. L’esposizione al rischio bio-
diversità di Eni viene periodicamente valutata mappando la
vicinanza geograca ad aree protette ed aree importanti per
la conservazione della biodiversità. Tale mappatura consente
l’identicazione dei siti prioritari dove intervenire con indagini
a più alta risoluzione per caratterizzare il contesto operativo
e ambientale e valutare i potenziali impatti da mitigare attra-
verso Piani d’Azione, garantendo così un’ecace gestione
dell’esposizione al rischio. Inoltre, dal 2019, Eni si è impegna-
ta a non svolgere attività di esplorazione e sviluppo nei Siti
Naturali presenti nella Lista del Patrimonio Mondiale dell’U-
manità dell’UNESCO. Tale impegno conferma la Policy sulla
biodiversità e servizi ecosistemici che Eni segue da tempo
nelle proprie operazioni, in linea con la mission aziendale, e
ribadisce sia il proprio approccio alla conservazione dell’am-
biente naturale in ogni area ad elevato valore di biodiversità sia
la promozione di buone pratiche gestionali nelle joint venture
dove Eni non è operatore. Nel 2020 Eni ha aderito ai principi
del “Together with Nature”, impegnandosi, oltre a riconoscere
lo stretto legame tra cambiamento climatico e perdita di bio-
diversità, a ridurre al minimo i rischi e massimizzare gli sforzi
per la protezione e la conservazione degli ecosistemi esistenti,
attraverso l’applicazione di soluzioni basate sulla natura (Natu-
re-based Solutions), fondate su rigorosi principi ecologici.
METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE
Nel 2021 i prelievi di acqua di mare sono risultati comples-
sivamente in riduzione del 4%, per il sensibile calo registrato
(32) IPIECA - Associazione di sostenibilità su temi ambientali e sociali del settore Oil&Gas; IOGP – Associazione dei produttori Oil&Gas Upstream per la condivisione di
best practice su tematiche di sostenibilità.
(33) Collaborazione tra l'Organizzazione marittima internazionale (IMO) e IPIECA per migliorare la capacità dei Paesi partner di prepararsi e rispondere alle fuoriuscite di
petrolio marino.
(34) Fondata da un gruppo di aziende Oil&Gas, tra cui Eni, ha lo scopo di incoraggiare e supportare l'industria e i governi nell'adozione di capacità di risposta alle fuoriuscite
di petrolio comprovate, credibili, integrate e sostenibili a livello nazionale, regionale e internazionale.
182
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(35) Aree a stress idrico: aree caratterizzate da un valore del Baseline Water Stress superiore al 40%. L’indicatore, denito dal World Resources Institute (WRI - www.wri.
org) misura lo sfruttamento delle fonti di acqua dolce e indica una situazione di stress se i prelievi da un dato bacino idrograco sono superiori al 40% della capacità di
ricarica dello stesso.
(36) Nel dettaglio, nel 2021 il 9% dei riuti pericolosi da attività produttiva smaltiti da Eni è stato recuperato/riciclato, il 2% ha subito un trattamento chimico/sico/bio-
logico, il 38% è stato incenerito, l’1% è stato smaltito in discarica, mentre il rimanente 50% è stato inviato ad altro tipo di smaltimento (incluso il conferimento a impianti
di stoccaggio temporaneo prima dello smaltimento denitivo). Per quanto riguarda i riuti non pericolosi da attività produttiva, il 12% è stato recuperato/riciclato, il 4% è
stato smaltito in discarica, mentre il rimanente 84% è stato inviato ad altro tipo di smaltimento (incluso il conferimento a impianti di stoccaggio temporaneo prima dello
smaltimento denitivo e, per una piccola quota, l’incenerimento).
presso il settore R&MeC (-188 Mm
3
) per la fermata per manu-
tenzione del petrolchimico di Brindisi e per la ne delle prove
di funzionalità sulla rete acqua mare che nel 2020 avevano
determinato l’incremento dei relativi prelievi. I prelievi di ac-
que dolci, pari a circa il 7% dei prelievi idrici totali e imputabili
per oltre il 73% al settore R&MeC, hanno registrato un aumen-
to del 10%. Il trend è prevalentemente riconducibile al petrol-
chimico di Mantova (+7 Mm
3
) dove i prelievi sono tornati a
regime dopo il minimo del 2020 legato agli stress test effet-
tuati in sito per vericare quali potessero essere, in condizioni
favorevoli, i consumi minimi di stabilimento. La percentuale
di riutilizzo delle acque dolci di Eni nel 2021 è rimasta stabile
al 91%. La percentuale di reiniezione dell’acqua di produzione
del settore E&P è aumentata al 58% (53% nel 2020), grazie
alla completa ripresa delle attività di reiniezione in Congo (Lo-
ango e Zatchi) e Libia (Abu-Attifel e El Feel). Dall’analisi del
livello di stress dei bacini idrograci
35
e da approfondimenti
effettuati a livello locale, risulta che i prelievi di acqua dolce
da aree a stress rappresentino nel 2021 l’1,5% dei prelievi idri-
ci totali di Eni (dato invariato rispetto al 2020). Nel 2021, in
particolare, Eni ha prelevato 125 Mm
3
di acqua dolce, di cui
25,9 Mm
3
da aree a stress idrico (11,9 Mm
3
da acque super-
ciali, 6,1 Mm
3
da acque sotterranee, 2,6 Mm
3
da terze parti,
3,5 Mm
3
da acquedotto e 1,8 Mm
3
da TAF). L’acqua di produ-
zione onshore in aree a stress idrico è stata pari a 22,7 Mm
3
.
Nel 2021 Eni ha scaricato 94 Mm
3
di acqua dolce di cui 19
Mm
3
in aree a stress idrico, pari al 20% come nel 2020. Nel
2021 i consumi di acque dolci di Eni sono stati pari a 40 Mm
3
(di cui 12 Mm
3
in aree a stress idrico).
I barili sversati a seguito di oil spill operativi sono aumen-
tati del 41% rispetto al 2020 a causa di uno sversamento di
quasi 900 barili presso la Raffineria di Gela, dovuto ad un
errore durante le operazioni di trasferimento olio da serba-
toi a nave (oltre la metà dei barili sono già stati recuperati).
Il 73% dei barili sversati è riconducibile alle attività in Italia,
il 15% alla Nigeria. Complessivamente è stato recuperato il
51% dei volumi di oil spill operativi. Per quanto riguarda gli
oil spill da sabotaggio, nel 2021 si è registrato un aumento
degli eventi (+13% rispetto al 2020), ma quasi un dimezza-
mento dei barili sversati (-48% rispetto all’anno preceden-
te). Tutti gli eventi da sabotaggio sono avvenuti in Nigeria,
dove le quantità sversate si sono ridotte del 31% rispetto
all’anno precedente ed è stato recuperato l’83% dei volumi.
I volumi sversati a seguito di chemical spill (68 barili totali)
sono principalmente riconducibili alle attività di Versalis, in
particolare per un evento occorso presso lo stabilimento
di Grangemouth con una perdita di 55 barili di prodotto.
Nel 2021 i volumi sversati da spill operativo hanno impat-
tato per il 97% suolo e per il 3% corpo idrico, mentre quelli
da sabotaggio hanno impattato per il 99,8% suolo e per lo
0,2% corpo idrico.
I rifiuti da attività produttive generati da Eni nel 2021 sono
aumentati del 19% rispetto al 2020, per il contributo in cre-
scita sia dei rifiuti non pericolosi (pari al 78% del totale)
che dei pericolosi. L’incremento è legato principalmente
al settore E&P (cui è riconducibile oltre l’88% dei rifiuti
Eni), dove sono state generate complessivamente oltre
334.000 tonnellate in più rispetto al 2020, coerentemente
con la progressiva ripresa delle attività dopo l’emergenza
COVID-19. Nel settore E&P hanno inoltre influito le attività
di drilling svolte in Egitto, USA, Vietnam, Messico e Nor-
vegia. Al trend in crescita dei rifiuti non pericolosi hanno
contribuito anche i settori Plenitude e Power e R&MeC, in
particolare lo stabilimento EniPower di Ravenna (realizza-
zione di nuovo deposito temporaneo rifiuti e avvio della pa-
lificazione-fondazioni della nuova caldaia) e la raffineria di
Taranto (avanzamento progetto Tempa Rossa). Nel 2021 i
rifiuti recuperati e riciclati sono aumentati del 15% rispet-
to al 2020, rappresentando l’11% dei rifiuti totali smaltiti
36
,
per i contributi in crescita sia dei pericolosi che dei non
pericolosi nei settori E&P ed R&MeC. Nel 2021 sono state
generate complessivamente 4,2 milioni di tonnellate di ri-
fiuti da attività di bonifica (di cui 3,9 milioni da Eni Rewind),
costituite per oltre l’89% da acque trattate da impianti TAF,
in parte riutilizzate ed in parte restituite all'ambiente; i re-
stanti volumi sono movimentati e conferiti presso impianti
di terzi. Sono stati spesi €452 milioni in attività di bonifica.
Le emissioni di inquinanti in atmosfera sono aumentate,
ad eccezione delle emissioni di ossidi di azoto (NOx) che
sono diminuite del 6% rispetto all’anno precedente, grazie
al calo dei consumi dei motori a combustione interna regi-
strato in alcune realtà operative del settore E&P. L’aumento
delle emissioni di ossidi di zolfo (SOx) e di composti orga-
nici volatili (NMVOC) sono anch’esse imputabili principal-
mente al settore E&P: in particolare l’aumento degli SOx è
dovuto all’incremento del tenore di H2S nel gas inviato in
torcia in KPO, mentre l’aumento di NMVOC è legato all’in-
cremento del non-routine flaring registrato in NAOC a cau-
sa di problematiche ai compressori.
Nel 2021, Eni ha aggiornato la valutazione dell’esposizione
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
183
al rischio biodiversità delle concessioni in sviluppo o sfrut-
tamento del settore Upstream e dei siti operativi delle altre
Linee di Business, al ne di identicare dove le attività di Eni
ricadono, anche solo parzialmente, all’interno di aree protet-
te
37
o di siti prioritari per la conservazione della biodiversità
(KBA
38
). Rispetto allo scorso anno, l’analisi è stata estesa an-
che agli impianti eolici e solari in Italia e all’estero, e alle re-
centi acquisizioni di impianti di produzione biometano in Ita-
lia. L’analisi della mappatura dei siti operativi ha evidenziato
che la sovrapposizione anche solo parziale con aree protette
o con KBA riguarda 22 siti, tutti ubicati in Italia fatta eccezioni
di due siti in Spagna e uno in Francia; ulteriori 45 siti in 10 Pa-
esi (Italia, Australia, Austria, Francia, Germania, Regno Unito,
Spagna, Svizzera, Tunisia, Ungheria) sono invece adiacenti ad
aree protette o KBA, ovvero si trovano ad una distanza inferio-
re a 1 km. Per quanto riguarda il settore Upstream, 73 conces-
sioni risultano in sovrapposizione parziale con aree protette o
KBA, di cui 30, localizzate in 6 Paesi (Italia, Nigeria, Pakistan,
Stati Uniti/Alaska, Egitto e Regno Unito), hanno attività ope-
rative nell’area di sovrapposizione. In generale, per tutte le Li-
nee di Business, la maggiore esposizione in Italia e in Europa
risulta essere verso le aree protette della Rete Natura 2000
39
che ha un’estesa dislocazione sui territori europei; tale espo-
sizione risulta maggiormente accentuata rispetto allo scorso
anno a seguito delle nuove acquisizioni della società Eni New
Energy nel settore delle rinnovabili e degli impianti di produzio-
ne di biometano. Al contrario, per il settore Upstream assistia-
mo ad una diminuzione dell’esposizione verso aree protette e
KBA principalmente dovuta a riperimetrazioni (riduzione dell’e-
stensione areale) delle concessioni in Italia. In nessun caso, in
Italia o all’estero, c’è sovrapposizione di attività operativa con
siti naturali appartenenti al patrimonio mondiale dall’UNESCO
(WHS
40
); un solo sito Upstream
41
è localizzato nelle vicinanze
di un sito naturale WHS (il Monte Etna) ma non ci sono attività
operative all’interno dell’area protetta.
(37) World Database of Protected Areas.
(38) World Database of Key Biodiversity Areas. Le KBA (Key Biodiversity Areas) sono siti che contribuiscono in modo signicativo alla persistenza globale della biodiver-
sità, a terra, nelle acque dolci o nei mari. Sono identicati attraverso i processi nazionali dalle parti interessate locali utilizzando una serie di criteri scientici concordati a
livello globale. Le KBA considerate nell’analisi sono costituite da due sottoinsiemi: 1) Important Bird and Biodiversity Areas; 2) Alliance for Zero Extinction Sites.
(39) Natura 2000 è il principale strumento della politica dell'Unione Europea per la conservazione della biodiversità. Si tratta di una rete ecologica diffusa su tutto il territorio
dell'Unione, istituita ai sensi della direttiva 79/409/CEE del 2 aprile 1979 sulla conservazione degli uccelli selvatici e della Direttiva 92/43/CEE "Habitat".
(40) WHS, World Heritage Site.
(41)Inoltre, nonostante non rientri nel perimetro di consolidamento, si segnala che il campo di Zubair (Iraq) si trova nelle vicinanze del sito Ahwar classicato sito WHS
misto (naturale e culturale). Anche in questo caso nessuna infrastruttura o attività operativa ricade all’interno di tale area protetta.
184
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2021 2020 2019
Totale
di cui società
consolidate
integralmente
Totale Totale
Prelievi idrici totali
(a)
(milioni di metri cubi) 1.673 1.627 1.723 1.597
di cui: acqua di mare 1.533 1.515 1.599 1.451
di cui: acqua dolce 125 110 113 128
di cui: prelevata da acque superciali 82 72 71 90
di cui: prelevata da sottosuolo 23 20 21 20
di cui: prelevata da acquedotto o cisterna 7 6 7 8
di cui: acqua da TAF
(b)
utilizzata nel ciclo produttivo 6 5 4 3
di cui: risorse idriche di terze parti
(c)
7 7 10 6
di cui: prelevata da altri stream
(d)
0 0 0 1
di cui: acqua salmastra proveniente da sottosuolo o supercie 15 2 11 18
Prelievi di acqua dolce da aree a stress idrico
25,9 21,5 26,5 -
Riutilizzo di acqua dolce
(%) 91 92 91 89
Acqua di produzione reiniettata
58 37 53 58
Scarico idrico totale
(e)
(milioni di metri cubi) 1.436 1.434 1.583 1.432
di cui: in mare 1.354 1.354 1.501 1.334
di cui: in acque superciali 69 69 67 79
di cui: in rete fognaria 11 9 11 14
di cui: ceduto a terzi
(f)
3 3 4 5
Scarico di acqua dolce in aree a stress idrico
19 18,7 18,3 -
Oil spill operativi
(g)
Numero totale di oil spill (>1 barile) (numero) 36 31 46 67
Volumi di oil spill (>1 barile) (barili) 1.355 1.308 958 1.033
Oil spill da sabotaggi (compresi furti)
(g)
Numero totale di oil spill (>1 barile) (numero) 124 124 110 140
Volumi di oil spill (>1 barile) (barili) 3.051 3.051 5.866 6.232
Chemical spill
Numero totale di chemical spill (numero) 20 20 24 21
Volumi di chemical spill (barili) 68 68 3 4
Riuti da attività produttive
(milioni di tonnellate) 2,1 1,8 1,8 2,2
di cui: pericolosi 0,5 0,4 0,4 0,5
di cui: non pericolosi 1,6 1,4 1,4 1,7
Emissioni di NOx (ossidi di azoto)
(migliaia di tonnellate di NO
2
eq.) 48,8 30,1 51,7 52,0
Emissioni di SOx (ossidi di zolfo)
(migliaia di tonnellate di SO
2
eq.) 18,5 5,3 15,3 15,2
Emissioni di NMVOC (Non Methan Volatile Organic Compounds)
(migliaia di tonnellate) 24 12,7 21,4 24,1
Emissioni di PST (Particolato Sospeso Totale)
1,4 0,7 1,3 1,4
(a) Inoltre, si segnala che le acque di produzione nel 2021 sono state pari a 58,2 Mm
3
.
(b) TAF: Trattamento acque di falda.
(c) I prelievi di risorse idriche di terze parti sono relativi esclusivamente ad acqua dolce.
(d) Anche ai ni di una maggiore aderenza alle richieste dello standard "GRI 303: Water and euents 2018" adottato da Eni a partire da quest'anno, il dato relativo alle risorse idriche di terze parti viene
riportato separatamente, a differenza di quanto avveniva nelle edizioni precedenti dove al contrario conuiva nel "di cui: prelevata da altri stream".
(e) Si segnala che nel 2021 le acque di produzione reiniettate e iniettate a scopo disposal sono state pari a 33,5 Mm
3
. Inoltre, le acque di produzione scaricate in corpo idrico superciale e di mare o
inviate a bacini di evaporazione sono state pari 21,7 Mm
3
. Del totale degli scarichi idrici il 7% è acqua dolce.
(f) Si tratta di acqua ceduta per uso industriale.
(g) l dati presenti nella DNF 2020 sono stati aggiornati a seguito della chiusura di alcune investigazioni in data successiva alla pubblicazione. Tale circostanza potrebbe vericarsi anche per il dato
2021.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
185
SITI OPERATIVI (non Upstream) Concessioni Upstream
In sovrapposizione a siti
operativi
Adiacente a siti operativi
(<1km)
(b)
Con attività operativa
nell’area di sovrapposizione
2021 2020 2019 2021 2020 2019 2021 2020 2019
Siti operativi/Concessioni Eni
(c)
(numero) 22 11 11 45 18 15 30 30 31
Siti Naturali Patrimonio Mondiale UNESCO (WHS) (numero) 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Natura 2000 14 5 5 42 19 21 15 16 15
IUCN
(d)
4 4 4 21 13 11 2 2 3
Ramsar
(e)
0 0 0 3 3 3 2 3 2
Altre Aree Protette 5 2 2 8 8 3 10 11 12
KBA 9 5 6 15 8 11 9 12 13
(a) Il perimetro di rendicontazione, oltre alle società consolidate integralmente, include anche 4 concessioni Upstream appartenenti a società operate in Egitto e un deposito costiero di R&M,
anch’esso appartenente a società operata concessioni e siti appartenenti a società operate. Ai ni dell’analisi sono state valutate le concessioni Upstream al 30 giugno di ogni anno di riferimento.
(b) Le aree importanti per la biodiversità e i siti operativi non si sovrappongono ma sono ad una distanza inferiore a 1 km.
(c) Un sito operativo/ concessione di Eni può risultare in sovrapposizione/ adiacenza a più aree protette o KBA.
(d) Aree protette con assegnata una categoria di gestione IUCN, International Union for Conservation of Nature.
(e) Lista di zone umide di importanza internazionale individuate dai Paesi che hanno sottoscritto la Convenzione di Ramsar rmata in Iran nel 1971 e che ha l’obiettivo di garantire lo sviluppo
sostenibile e la conservazione della biodiversità di tali aree.
NUMERO DI AREE PROTETTE E KBA IN SOVRAPPOSIZIONE CON SITI OPERATIVI R&M, VERSALIS,
ENIPOWER, PLENITUDE, GLOBAL GAS & LNG E CONCESSIONI UPSTREAM
(a)
Diritti umani
Eni si impegna a svolgere le proprie attività nel rispetto dei
diritti umani e si attende che i propri Business Partner fac-
ciano altrettanto nello svolgimento delle attività assegnate
o svolte in collaborazione con e/o nell’interesse di Eni. Tale
impegno, fondato sulla dignità di ciascun essere umano e
sulla responsabilità dell’impresa di contribuire al benesse-
re delle persone e delle Comunità nei Paesi di presenza, è
espresso nella Dichiarazione di Eni sul rispetto dei diritti
umani approvata nel 2018 dal CdA di Eni. Il documento evi-
denzia le aree prioritarie su cui Eni esercita un’approfondita
due diligence, secondo un approccio sviluppato in coerenza
con i Principi Guida delle Nazioni Unite su Imprese e Diritti
Umani (UNGP)
42
e perseguendo un’ottica di miglioramento
continuo. Questi aspetti sono descritti all’interno di un re-
port dedicato, Eni for Human Rights
43
, pubblicato annual-
mente dal 2019, in cui si fornisce una rappresentazione
integrale del modello gestionale adottato sul tema e delle
attività degli ultimi anni, avvalendosi dell’UNGP Reporting
Framework per rendicontare impegni e risultati. I diritti uma-
ni rientrano tra le materie su cui il Comitato Sostenibilità e
Scenari (CSS) svolge funzioni propositive e consultive nei
confronti del CdA. Anche nel 2021 il CSS ha approfondito
le attività svolte nel corso dell’anno, tra cui il modello di ge-
stione risk-based adottato da Eni e lo Slavery and Human
Trafficking Statement approvato dal CdA ad aprile 2021. Nel
2021 Eni ha ulteriormente rafforzato il processo di attribu-
zione al management di incentivi collegati alle performance
sui diritti umani, assegnando obiettivi specifici a tutti i primi
riporti dell’AD e agli altri livelli manageriali. Con riferimento
alla formazione, in continuità con il percorso di sensibilizza-
zione interno sui diritti umani avviato nel 2016, con un wor-
kshop di engagement tenuto dall’AD, anche nel 2021 sono
stati erogati specifici corsi e-learning dedicati principal-
mente alle funzioni maggiormente coinvolte, allo scopo di
creare internamente un linguaggio e una cultura comune e
condivisa sul tema e di migliorare la comprensione dei pos-
sibili impatti del business in materia. In particolare, è stato
elaborato un modulo formativo per tutto il personale e sono
stati costruiti dei corsi di approfondimento su tematiche di
interesse di singole attività/famiglie professionali.
L’impegno di Eni, il modello di gestione e le attività condotte
sui diritti umani si concentrano sui temi considerati più si-
gnificativi per l’azienda – come richiesto anche dagli UNGP
– alla luce delle attività di business condotte e dei contesti
in cui la società opera. I “salient human rights issue” identifi-
cati da Eni sono 13, raggruppati in 4 categorie: diritti umani
(i) nel posto di lavoro; (ii) nelle comunità che ospitano le atti-
vità di Eni; (iii) nelle relazioni commerciali (con fornitori, con-
trattisti e altri business partner) e (iv) nei servizi di security.
Nel 2020 è stato realizzato un modello di valutazione del
presidio dei diritti umani sul posto di lavoro. Si tratta di un
modello “risk-based” finalizzato a segmentare le società Eni
(42) UN Guiding Principles on Business and Human Rights (UNGPs).
(43) Si veda: https://www.eni.com/assets/documents/enifor-human-rights.pdf.
186
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
in base a specifici parametri quantitativi e qualitativi che col-
gono le caratteristiche e i rischi specifici del Paese/contesto
operativo e legati al processo di gestione delle risorse uma-
ne, tra cui il contrasto a ogni forma di discriminazione, la
parità di genere, le condizioni di lavoro, la libertà di associa-
zione e contrattazione collettiva. Questo approccio identifi-
ca le eventuali aree di rischio, o di miglioramento, per le quali
definire delle azioni specifiche da monitorare nel tempo. Nel
corso del 2021 il modello è stato esteso a tutte le società
controllate del business upstream ampliando la valutazione
del presidio diritti umani sul posto di lavoro.
Eni è impegnata nel prevenire possibili impatti negativi sui
diritti umani di individui e comunità ospitanti, derivan-
ti dalla realizzazione di progetti industriali. A tal fine, nel
2018 Eni si è dotata di un modello risk-based – aggiornato
nel 2021 – che si avvale di elementi legati al contesto di ri-
ferimento, quali ad esempio gli indici di rischio del data pro-
vider Verisk Maplecroft, e alle caratteristiche progettuali, al
fine di classificare i progetti di business delle attività Upstre-
am in base al potenziale rischio diritti umani e individuare le
opportune misure di gestione. I progetti a rischio più elevato
sono oggetto di specifico approfondimento mediante “Hu-
man Rights Impact Assessment” (HRIA) o "Human Rights
Risk Analysis" (HRRA) – quest’ultimo svolto secondo una
metodologia di analisi desk-based elaborata nel 2021 – per
identificare le misure atte a prevenire gli impatti potenziali
sui diritti umani e a gestire quelli esistenti. Nel 2021 tali ap-
profondimenti sono stati condotti per i progetti esplorativi
programmati a Cabinda Centro in Angola; nel Blocco 47 in
Oman; nel blocco di Dumre in Albania; nell’Area C dell’Emira-
to di Sharjah (UAE). Per ogni progetto sono state identificate
una serie di raccomandazioni volte a mitigare i potenziali
impatti negativi, declinate in Piani d’azione da implementare
nel 2022. Sempre con riferimento ai progetti industriali, nel
2021 è stato condotto un approfondimento sulle attività di
decommissioning, per sviluppare una metodologia di analisi
dei potenziali impatti sui diritti umani in tale fase e che sarà
oggetto di consolidamento nel corso del prossimo biennio.
In alcuni Paesi, quali la Norvegia, l’Australia e l’Alaska, Eni
opera in aree in cui sono presenti popolazioni indigene, nei
confronti delle quali ha adottato delle politiche specifiche a
tutela dei loro diritti, cultura e tradizioni e per promuovere
la loro consultazione preventiva, libera e informata. La più
recente di queste Policy, riferita alle popolazioni indigene in
Alaska
44
interessate dalle attività di business svolte dalla so-
cietà Eni US Operating nell’area, è stata adottata nel 2020 e
rinnovata nel 2021.
(44) Si veda: https://www.eni.com/assets/documents/indigenous-peoples-policy-1dec2020-nal.pdf.
(45) Nel 2021 è stata emessa una Operating Instruction per la famiglia professionale Procurement al ne di rafforzare il presidio sul tema.
(46) Basato su vulnerabilità e probabilità correlate a speciche condizioni quali, il livello di formazione e competenze necessarie, il livello di intensità del lavoro, il ricorso
ad agenzie di manpower, i rischi di natura HSE.
Il rispetto dei diritti umani nella catena di fornitura è per Eni
un requisito imprescindibile, garantito attraverso l’adozione
di comportamenti trasparenti, imparziali, coerenti e non di-
scriminatori nella selezione dei fornitori, nella valutazione
delle offerte e nella verifica delle attività previste a contrat-
to (si veda capitolo "Fornitori"). Le imprese che collaborano
con Eni devono condividere, sottoscrivendo il Codice di Con-
dotta, principi di responsabilità sociale che, inter alia, pre-
vedono la tutela dei diritti umani. I fornitori, candidati alla
qualifica e/o a procedimenti di procurement, sono respon-
sabili dell’adempimento a puntuali requisiti, coerenti con gli
standard internazionali SA8000. Nel processo di approvvi-
gionamento il modello di valutazione e presidio del rispet-
to dei diritti umani
45
, basato su una valutazione risk-based,
classifica i fornitori qualificati secondo il rischio potenziale
di violazione diritti umani, con analisi della rischiosità sia del
contesto Paese sia delle attività specifiche
46
. Le attività ad
alto rischio sono sia attività industriali, come manutenzio-
ne, costruzione, assemblaggio, logistica, sia beni e servizi
generali, come servizi di pulizia, catering, servizi di security
e gestione degli immobili. I Paesi con il maggior numero di
fornitori a rischio sono la Nigeria, il Congo e il Mozambico,
per un complessivo di fornitori a rischio alto di 1.266 e me-
dio-alto di 1.214. In base al modello, con cadenza periodica,
tutti i fornitori sono oggetto di due diligence, valutazione di
gara, di feedback d’esecuzione e periodici aggiornamenti con
questionari dedicati, verso i fornitori diretti e i sub-fornitori. In
coerenza con l’approccio risk-based, oltre alle veriche di re-
sponsabilità sociale effettuate su tutti i fornitori (oltre 6.000)
sottoposti al processo di qualica, inclusi gli aggiornamenti,
nonché le valutazioni effettuate in sede di gara, di feedback
contrattuale, nel 2021 sono stati effettuati degli approfondi-
menti su 24 fornitori rilevanti in termini di valore contrattua-
le in essere, anche mediante survey in fase di esecuzione
contrattuale, più ulteriori 11 audit ispirati ai principi SA8000
su appaltatori diretti e subappaltatori, pianificati a seguito
di red flag relativi alla puntuale erogazione delle retribuzioni
e riconoscimento degli straordinari, senza rilevare criticità.
Per promuovere la conoscenza dei presidi sui diritti umani,
sono stati organizzati dei programmi di formazione, via we-
binar, che hanno interessato tutte le risorse della famiglia
professionale procurement, in Italia e all’estero. Sono state
inoltre rafforzate le clausole sui diritti umani negli standard
contrattuali. Ulteriori misure volte a contrastare le forme di
moderna schiavitù e la tratta di esseri umani ed impedire
lo sfruttamento di minerali associati a violazioni dei diritti
umani nella catena di fornitura sono approfondite, rispetti-
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
187
vamente, nel “Slavery and Human Trafficking Statement”
47
e nella Posizione sui “Conflict minerals”
48
. Quest’ultima de-
scrive le politiche ed i sistemi per l’approvvigionamento di
“conflict minerals” (tantalio, stagno, tungsteno e oro) da
parte di Eni, aventi l’obiettivo di minimizzare il rischio che
l’approvvigionamento di tali minerali possa contribuire a fi-
nanziare, direttamente o indirettamente, violazioni dei diritti
umani nei Paesi interessati.
Eni gestisce le proprie operazioni di security nel rispetto
dei principi internazionali previsti anche dai Voluntary Prin-
ciples on Security & Human Rights promossi dalla Voluntary
Principles Initiative (VPI), alla cui partecipazione Eni è stata
ammessa nel 2020 come “Engaged Corporate Participant”.
La VPI è un‘iniziativa multistakeholder dedicata al rispetto
dei diritti umani nella gestione delle operazioni di Security
che coinvolge governi, imprese e ONG. Eni a febbraio 2021
ha redatto il suo primo Annual Report e a maggio ha effet-
tuato una Verification Presentation di fronte al Secretariat
della Voluntary Principles cui hanno preso parte aziende,
ONG e Governi. In tale occasione Eni ha avuto modo di illu-
strare le attività compiute in termini di Voluntary Principles
on Security & Human Rigths nel primo anno dall’ingresso
nella VPI. In conseguenza di ciò, Eni ha avviato l’Implemen-
tation Plan, elaborato dallo Steering Committee e ricevuto
dal Secretariat della VPI, contenente una serie di requested
actions volte a implementare le attività di Eni nella tutela dei
Diritti Umani. Inoltre, nel 2021 Eni ha aggiornato il modello
di “Human Rights due diligence”, avviato nel 2020 e volto
a identificare il rischio di impatto negativo sui diritti umani
delle attività di security e a valutare il ricorso ad eventua-
li misure preventive e/o di mitigazione. Al riguardo, è stato
introdotto un nuovo indicatore, relativo al rischio di coinvol-
gimento del Business nella violazione dei Diritti Umani da
parte delle Forze di Sicurezza pubbliche e/o private. Sulla
base delle risultanze emerse dall’applicazione del modello
è stato redatto l’Action Plan “Security & Human Rights” che,
con riferimento ai primi 10 Paesi risultanti dal risk-based
model, ha previsto: (i) il campionamento dei contratti di vi-
gilanza in essere, al fine di verificare la presenza o meno
al loro interno delle clausole sui diritti umani; (ii) la verifica
dell’allocazione/utilizzo di beni e servizi di security messi
a disposizione delle forze di sicurezza, pubblica e privata.
Nell’ambito dell’impegno di Eni alla diffusione dei principi di
tutela dei diritti umani si colloca la realizzazione del work-
shop di formazione e informazione in materia di “Security &
Human Rights” svolto in Messico nel novembre 2021.
Inne, dal 2006 Eni si è dotata di una procedura interna, aggior-
nata nel corso del tempo e da ultimo nel 2020, inserita anche tra
gli Strumenti Normativi Anti-Corruzione, che regola il processo
di ricezione, analisi e trattamento delle segnalazioni, anche rela-
tive ai diritti umani, inviate o trasmesse da stakeholder, persone
di Eni e altri soggetti terzi, anche in forma condenziale o anoni-
ma. Ad aprile 2021, anche su input dell’Organismo di Vigilanza
di Eni SpA, è stato istituito un Gruppo di Lavoro multidisciplinare,
per rispondere anticipatamente alle previsioni della Convenzio-
ne n. 190 dell’Organizzazione Internazionale del lavoro sull'elimi-
nazione della violenza e delle molestie sul luogo di lavoro (rati-
cata dall’Italia il 4 gennaio 2021). Eni ha voluto portarsi avanti
su un tema di centrale importanza, utilizzando la Convenzione
n. 190 come punto di partenza, la quale prevede una serie di
obblighi in capo alle aziende per prevenire le violenze e molestie
sul lavoro. A tal ne, in data 21 dicembre 2021, è stato emesso
l’Allegato E “Eni contro la violenza e le molestie sul lavoro” alla
MSG “Sistema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi”. Da ul-
timo, in linea con i principi del “responsible contracting” suggeriti
dalle best practices e linee guida internazionali in materia di Bu-
siness & Human Rights, Eni ha predisposto una serie di clausole
standard in materia di compliance diritti umani da inserire sulla
base di un approccio risk-based nelle principali fattispecie con-
trattuali di Eni e fornisce supporto al business per la denizione
e negoziazione delle stesse.
METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE
Nel 2021 è proseguita la formazione obbligatoria per i dirigenti
e i quadri (Italia ed estero) dei 4 moduli specici: “Security and
Human Rights”, “Human Rights and relations with Communi-
ties”, “Human Rights in the Workplace” e “Human rights in the
Supply Chain”. Inoltre, è continuata l’erogazione rivolta a tutta
la popolazione Eni dei percorsi di sostenibilità e diritti umani: la
diminuzione delle ore di formazione sui diritti umani è legata alla
calendarizzazione su più anni dell'attività formativa. È, tuttavia,
aumentata la percentuale complessiva di fruizione al corso che
si è attestata al 94,2% degli iscritti (vs. 92% nel 2020).
Per quanto riguarda la famiglia professionale Security, nel
2021 la percentuale di personale formato in tema di diritti
umani si è attestata al 90%. La percentuale del Personale di
Security che ha ricevuto formazione sui diritti umani riflette
il ricambio quali/quantitativo delle risorse in ingresso ed in
uscita dalla Famiglia professionale anno su anno.
Inoltre, Eni dal 2009 conduce un programma di formazione
a forze di sicurezza pubbliche e private presso le controllate,
riconosciuto come best practice nella pubblicazione congiun-
ta Global Compact e Principles for Responsible Investment
(PRI) delle Nazioni Unite del 2013. Nel 2021, la sessione for-
mativa è stata realizzata in Messico e ha visto la partecipa-
zione in presenza di 88 rappresentanti delle forze di sicurez-
za. All’evento hanno preso parte, in presenza o da remoto,
altre 116 persone, tra cui il management e dipendenti di Eni,
appartenenti ad altre oil companies e ONG.
(47) In conformità alla normativa inglese Modern Slavery Act 2015 e, a partire da quest’anno, alla normativa australiana Commonwealth Modern Slavery Act 2018.
(48) In adempimento alla normativa della US SEC.
188
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(49) https://www.eni.com/it-IT/trasformazione/rispetto-diritti-umani.html.
(50) Fascicolo di segnalazione: è un documento di sintesi degli accertamenti condotti sulla/e segnalazione/i (che può contenere una o più asserzioni circostanziate e veri-
cabili) 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.
(51) Di cui 2 riferiti a società non consolidate integralmente.
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2021 2020 2019
Ore dedicate a formazione sui diritti umani
(numero) 23.893 33.112 25.845
In classe 0 260 108
A distanza 23.893 32.852 25.737
Dipendenti che hanno ricevuto formazione sui diritti umani
(a)
(%) 94 92 97
Forze di sicurezza che hanno ricevuto formazione sui diritti umani
(b)
(numero) 88 32 696
Personale di security (famiglia professionale) che ha ricevuto formazione sui diritti umani
(c)
(%) 90 91 92
Contratti di security contenenti clausole sui diritti umani
98 97 97
Fascicoli di segnalazioni (asserzioni)
(d)
afferenti al rispetto dei diritti umani - chiusi nell’anno: (numero) 30 (40) 25 (28) 20 (26)
Asserzioni fondate
2 11 7
Asserzioni parzialmente fondate
3
Asserzioni non fondate con adozione di azioni di miglioramento
7 9 8
Asserzioni non fondate
(e)
/ non accertabili
(f)
/ not applicable
(g)
28 8 11
(a) Tale percentuale è calcolata come rapporto tra il numero di dipendenti iscritti che hanno completato un corso di formazione sul numero totale dei dipendenti iscritti.
(b) Le variazioni nei numeri del personale delle forze di sicurezza formato sui diritti umani, in alcuni casi anche signicative tra un anno e l'altro, sono legate alle diverse caratteristiche dei
progetti formativi ed alle contingenze operative.
(c) Si tratta di un valore percentuale cumulato. A partire dal 2020 il dato viene calcolato considerando solo i dipendenti Eni, a differenza del dato 2019 che include anche i contrattisti. Nelle
Forze di Sicurezza è incluso sia il personale della vigilanza privata che opera contrattualmente per Eni, sia il personale delle Forze di Sicurezza pubbliche, siano esse militari o civili, che svol-
gono, anche indirettamente, attività e/o operazioni di security a tutela delle persone e degli asset di Eni.
(d) A partire dal 1° ottobre 2021 è stata denita una diversa classicazione degli esiti dei Fascicoli che passano da 4 (“Fondato”, “Non Fondato con Azioni”, “Non Fondato” e “Not Applicable”)
a 5 categorie (“Fondato”, “Parzialmente Fondato”, “Non Fondato”, “Non Accertabile” e “Not Applicable”).
(e) Di cui 1 relativa a società non consolidate con il metodo integrale.
(f) Asserzioni che non contengono elementi circostanziati, precisi e/o sucientemente dettagliati e/o, per le quali sulla base degli strumenti di indagine a disposizione, non è possibile con-
fermare o escludere la fondatezza dei fatti in esse segnalati.
(g) Di cui 1 relativa a società non consolidata con il metodo integrale. Vengono così classicate le asserzioni in cui i fatti segnalati coincidono con l’oggetto di pre-contenziosi, contenziosi e
indagini in corso da parte di pubbliche autorità (ad esempio, autorità giudiziarie, ordinarie e speciali, organi amministrativi ed authority indipendenti investiti di funzioni di vigilanza e controllo).
La valutazione è effettuata previo parere da parte della funzione affari legali o delle altre funzioni competenti.
Nel 2021 sono stati condotti due “Human Rights Impact As-
sessment” (HRIA) in Angola e Albania e due “Human Rights
Risk Analysis” (HRRA) in Oman e nell’Emirato di Sharjah
(UAE). È proseguita, inoltre, la realizzazione delle azioni pre-
viste dai Piani di Azione relativi alle analisi di impatto sui
diritti umani, svolte nel corso del 2019 e del 2018 sullo svi-
luppo dell’Area 1 in Messico e sullo sviluppo dell’Area 4 in
Mozambico. Tutti i report degli HRIA condotti fino al 2020
ed i relativi Piani di Azione adottati, inclusi i report periodici
sull’avanzamento dei Piani, sono disponibili pubblicamente
sul sito Eni
49
.
Per quanto concerne le segnalazioni, nel 2021 è stata com-
pletata l’istruttoria su 74 fascicoli
50
, di cui 30
51
includevano
tematiche afferenti ai diritti umani, principalmente relative a
potenziali impatti sui diritti dei lavoratori e sulla salute e si-
curezza occupazionale. Tra queste sono state verificate 40
asserzioni
51
, per 5 delle quali sono stati confermati, almeno
in parte, i fatti segnalati ed intraprese azioni correttive per
mitigarne e/o minimizzarne gli impatti. In particolare, sono
state intraprese: i) azioni sul Sistema di Controllo Interno
e Gestione dei Rischi, relative all’implementazione e al raf-
forzamento di controlli in essere; ii) azioni verso fornitori e
iii) azioni verso dipendenti, con provvedimenti disciplinari,
secondo il contratto collettivo di lavoro e le altre norme na-
zionali applicabili. A fine anno risultano ancora aperti 15
fascicoli, in 5 dei quali sono richiamate tematiche relative
ai diritti umani, riguardanti principalmente potenziali impatti
sui diritti dei lavoratori.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
189
Fornitori
Eni ha sviluppato un modello di procurement, dalla selezione e
qualica dei fornitori ai procedimenti di gara, che combina la so-
stenibilità economico-nanziaria con quella sociale e ambientale,
con l'obiettivo di promuovere presso la supply chain la genera-
zione di valore condiviso e duraturo, grazie ad una attiva parte-
cipazione alla transizione energetica. Eni realizza tale impegno
promuovendo presso i fornitori i propri valori, coinvolgendoli in
iniziative di sviluppo e includendoli nelle attività di prevenzione
dei rischi. A tal ne, nell’ambito del processo di sustainable pro-
curement, Eni: i) sottopone, con cadenza periodica, tutti i fornitori
a processi di qualica e due diligence per vericarne adabilità
etica, economica, tecnico-operativa e presidio in materia di salu-
te, sicurezza, ambiente, cyber security e dei diritti umani, per mi-
nimizzare i rischi lungo la catena di fornitura; ii) richiede a tutti i
fornitori la sottoscrizione del Codice di Condotta Fornitori come
impegno reciproco nel riconoscere e tutelare il valore di tutte le
proprie persone, impegnarsi a contrastare i cambiamenti climati-
ci e i loro effetti, operare con integrità, tutelare le risorse aziendali,
promuovendo l'adozione di tali principi presso le proprie persone
e la propria catena di fornitura; iii) monitora con veriche periodi-
che il rispetto di tali impegni, per assicurare il mantenimento nel
tempo, da parte dei fornitori, dei requisiti di qualica e di gara. A
tal ne, lungo il processo di procurement vengono valutati temi
sia ambientali
52
che sociali
53
, in coerenza con un approccio alla
transizione energetica equa e sostenibile e in linea con i tempi e gli
investimenti necessari all’ideazione e implementazione di nuove
tecnologie e soluzioni; iv) qualora emergano criticità richiede l’im-
plementazione di azioni di miglioramento o, qualora non risultino
soddisfatti gli standard minimi di accettabilità ove previsti, limita
o inibisce l’invito a gare dei fornitori.
Per promuovere lo sviluppo sostenibile delle liere, nel 2021 Eni
ha rafforzato ulteriormente le iniziative nalizzate a coinvolgere
i fornitori nel percorso di transizione energetica equa e sosteni-
bile, valorizzando gli aspetti di tutela ambientale, sviluppo eco-
nomico e crescita sociale grazie a strumenti e iniziative per lo
sviluppo di una supply chain sostenibile. Il Programma (JUST
– join us in sustainable transition) ha permesso di: i) denire un
percorso sistemico attraverso il lancio della piattaforma Open-
es che conta già più di 3.000 aziende, di cui quasi 2.500 appar-
tenenti alla liera di Eni. Tale piattaforma mette a disposizione
delle liere industriali strumenti concreti per migliorare le proprie
performance ESG, basandosi sulle Stakeholder Capitalism Me-
trics, le metriche denite dal World Economic Forum (WEF). La
partecipazione all’iniziativa è requisito essenziale per valutare e
valorizzare l’impegno profuso da ciascun fornitore Eni nel perse-
guire un percorso equo di sviluppo sostenibile, con l’obiettivo di
coinvolgere l’intera liera; ii) approfondire le conoscenze grazie a
workshop su tematiche ESG, che hanno coinvolto 350 fornitori
qualicati appartenenti ad una decina di diversi settori merceo-
logici, per condividere obiettivi di sostenibilità. Individuate le s-
de che caratterizzano il settore specico vengono deniti target
e piani d'azione da monitorare nel tempo. Sono stati organizzati
anche momenti di formazione ed engagement su tematiche
digitali, con particolare focus sulla cyber security, rivolti a circa
1.000 fornitori e sulle metodologie di misurazione della CO
2
e
redazione del bilancio di sostenibilità; iii) rafforzare il quadro
procedurale tramite l’inserimento di presidi di cyber security, in
qualica e nei procedimenti di gara, e di sostenibilità nella docu-
mentazione standard di gara e contrattuale; iv) supportare dal
punto di vista nanziario la liera per premiare l’impegno nella
transizione energetica e promuovere la realizzazione di modelli
di business sostenibili con l’avvio del Programma “Basket Bond
- Energia Sostenibile”, uno strumento di nanza innovativa dedi-
cato ai fornitori diretti e indiretti di Eni e a tutta la liera dell’ener-
gia. Inoltre, è stato previsto l’inserimento di speciche clausole
che prevedono la possibilità di utilizzo di servizi di factoring a
condizioni vantaggiose negli standard di Richiesta di Offerta; v)
valorizzare l’impegno e favorire l’adozione di best practice da
parte dei fornitori attraverso l’adozione di criteri di sostenibilità e
meccanismi premianti nella valutazione delle offerte di oltre 280
procedimenti per circa €2,5 Mld di valore. Inoltre, sono state in-
trodotte speciche clausole contrattuali che permettono di mo-
nitorare nel tempo il progresso rispetto ai piani di miglioramento
emersi in fase di qualica o di partecipazione alla gara.
METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE
Nel corso del 2021, 6.318 fornitori
54
sono stati oggetto di ve-
rifica e valutazione con riferimento a tematiche di sostenibi-
lità ambientale e sociale (tra cui salute, sicurezza, ambiente,
diritti umani, anti-corruzione, compliance). I fornitori inte-
ressati da potenziali criticità, soggette ad azioni di miglio-
ramento, sono circa l’8% (pari a 487) di quelli analizzati. Le
criticità sono prevalentemente riferite a carenze nel rispetto
delle norme sulla salute e sicurezza e dei principi sanciti dal
Codice di Condotta e dal Codice Etico. Il numero comples-
sivo dei fornitori interessati è in riduzione rispetto al 2020,
anno in cui le criticità rilevate hanno riguardato le numerose
branch estere di fornitori di dimensione internazionale. Per
analoga ragione si registra una riduzione dei fornitori con i
quali sono stati interrotti i rapporti (pari a 34), per valutazio-
ne negativa in fase di qualifica oppure per provvedimento di
sospensione o revoca della qualifica.
(52) In procedimenti di gara sono stati introdotti dei requisiti premianti quali ad esempio l’ecientamento energetico, l’utilizzo di energia prodotta da fonti rinnovabili,
certicazioni di sostenibilità, parco automezzi, utilizzo di materiale di riciclo, modalità di smaltimento dei riuti, etc.
(53) Al ne di incentivare il fornitore, ad esempio, a garantire la parità di genere nei team, il mantenimento del livello occupazionale, etc.
(54) Include anche tutti i nuovi fornitori.
190
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2021 2020 2019
Fornitori oggetto di assessment con riferimento ad aspetti nell’ambito della responsabilità sociale
(numero)
6.318
5.655 5.906
di cui: fornitori con criticità/aree di miglioramento
487
828 898
di cui: fornitori con cui Eni ha interrotto i rapporti
34
124 96
Nuovi fornitori valutati secondo criteri sociali
(%)
100
100 100
Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia fiscale
A dimostrazione dell’impegno a favore dei 10 Principi delle Na-
zioni Unite per il business responsabile, nel 2021 Eni è stata con-
fermata nel Global Compact LEAD. Tali principi, tra cui il ripudio
della corruzione, sono riessi nel Codice Etico di Eni, diffuso a
tutti i dipendenti in fase di assunzione, e nel Modello 231 di Eni
SpA. A partire dal 2009, Eni ha progettato e sviluppato il Com-
pliance Program Anti-Corruzione, nel rispetto delle vigenti di-
sposizioni applicabili, delle convenzioni internazionali e tenendo
conto di guidance e best practice, oltre che delle policy adottate
da primarie organizzazioni internazionali. Si tratta di un sistema
organico di regole e controlli e presidi organizzativi volti alla pre-
venzione dei reati di corruzione e strumentali anche alla preven-
zione del fenomeno del riciclaggio nel contesto delle attività non
nanziarie di Eni SpA e delle sue Società Controllate. A livello
normativo il Compliance Program Anti-Corruzione è rappresen-
tato dalla MSG Anti-Corruzione
55
e da strumenti normativi di det-
taglio che costituiscono il quadro di riferimento nell’individuazio-
ne delle attività a rischio e degli strumenti di controllo che Eni
mette a disposizione delle sue persone per prevenire e contra-
stare il rischio di corruzione e di riciclaggio. Le società controlla-
te di Eni, in Italia e all’estero, devono adottare, con delibera del
proprio CdA
56
, gli strumenti normativi anti-corruzione emessi da
Eni SpA. Inoltre, le società e gli enti in cui detiene una partecipa-
zione non di controllo sono incoraggiati a rispettare gli standard
deniti nella normativa interna anti-corruzione, adottando e
mantenendo un sistema di controllo interno in coerenza con i
requisiti stabiliti dalle leggi in materia. Il Compliance Program
Anti-Corruzione di Eni si è evoluto negli anni in un’ottica di miglio-
ramento continuo, tanto che nel gennaio 2017 Eni SpA è stata la
prima società italiana ad aver ricevuto la Certicazione ISO
37001:2016 “Anti-bribery Management Systems”. Per il manteni-
mento di detta certicazione Eni è sottoposta ciclicamente ad
audit di sorveglianza e ricerticazione che si sono sempre con-
clusi con esito positivo. In aggiunta, per garantire l’effettività del
Compliance Program Anti-Corruzione, Eni, attraverso l’unità an-
ti-corruzione e anti-riciclaggio, supporta le sue società controlla-
te in Italia e all’estero, fornendo assistenza specialistica nell’atti-
vità relativa alla valutazione di adabilità delle potenziali
controparti a rischio (c.d. “due diligence”), alla gestione delle
eventuali criticità/red ag emerse e all’elaborazione dei relativi
presidi contrattuali. In particolare, vengono proposte, nell’ambito
dei contratti con le controparti, speciche clausole anti-corruzio-
ne che prevedono anche l’impegno a prendere visione e rispetta-
re i principi contenuti nel corpo normativo anti-corruzione di Eni.
Le attività rilevanti nell’ambito del Compliance Program An-
ti-Corruzione e la pianicazione di tali attività per i periodi suc-
cessivi sono oggetto di una relazione annuale che costituisce
parte integrante della Relazione della funzione di Compliance
Integrata e ne segue i relativi ussi informativi rivolti agli organi
di controllo di Eni. Con cadenza semestrale, salvo eventi straor-
dinari che ne suggeriscano una diversa periodicità, inoltre viene
predisposto un aggiornamento della relazione in ragione delle
attività svolte nel semestre di riferimento e di eventuali fatti rile-
vanti occorsi nel periodo. Eni inoltre ha denito e attuato uno
strutturato processo di Compliance risk assessment e monito-
ring volto rispettivamente a: (i) identicare, valutare e tracciare i
rischi di corruzione nell’ambito delle proprie attività di business e
ad orientare la denizione e l’aggiornamento dei presidi di con-
trollo previsti negli strumenti Normativi Anti-Corruzione; (ii) ana-
lizzare periodicamente l’andamento dei rischi di corruzione iden-
ticati, attraverso lo svolgimento di specici controlli e l’analisi di
indicatori di rischio volti ad assicurare l'aderenza ai requisiti nor-
mativi e l'ecacia dei modelli posti a loro presidio. Tra le attività
a rischio individuate da Eni attraverso il Compliance risk asses-
sment, in ragione del proprio contesto operativo e organizzativo
di riferimento, rientrano a titolo esemplicativo: (i) contratti con
Terze Parti a Rischio corruzione e riciclaggio (quali, a titolo
esemplicativo, business associate, partner di joint venture,
(55) L’ultima versione della MSG Anti-Corruzione (che aggiorna e sostituisce la precedente versione del 2014) è stata i) illustrata e sottoposta a parere preventivo del
Comitato di Controllo e Rischi di Eni SpA e per informativa al Collegio Sindacale e all’Organismo di Vigilanza di Eni SpA; ii) approvata dal Consiglio di Amministrazione di
Eni SpA in data 24 giugno 2021. La MSG Anti-Corruzione è stata pubblicata in data 19 luglio 2021 ed è disponibile sul sito www.eni.com.
(56) O in alternativa dell’organo equivalente a seconda della governance della società controllata.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
191
broker, controparti nelle operazioni di gestione di beni immobili,
operatori della rete commerciale, fornitori, acquirenti/cessionari
di crediti ecc.); (ii) operazioni di compravendita di partecipazioni
societarie, aziende e rami d’azienda, diritti e titoli minerari ecc. e
contratti di joint venture; (iii) iniziative non prot, progetti sociali e
sponsorizzazioni; (iv) vendita di beni e servizi (quali a titolo esem-
plicativo, contratti con clienti del processo commerciale), opera-
zioni di trading e/o shipping; (v) selezione, assunzione e gestione
delle risorse umane; (vi) omaggi e ospitalità; (vii) rapporti con
Soggetti Rilevanti. Annualmente vengono pianicate attività di
Compliance risk assessment e interventi di Compliance Monito-
ring anti-corruzione secondo un approccio risk-based. Nel corso
del 2021 gli interventi di Compliance Risk Assessment anti-corru-
zione effettuati hanno riguardato l’ambito Anti-Corruzione nel
suo complesso e l’attività a rischio “Operazioni di compravendita
di partecipazioni societarie, aziende e rami d’azienda, diritti e tito-
li minerari ecc. e contratti di joint venture”. Alla luce degli esiti di
questi interventi sono stati confermati il livello di rischio dell’am-
bito corruzione e l’adeguatezza delle misure di mitigazione poste
in essere, identicati nelle precedenti attività svolte, e sono stati
deniti, inoltre, specici adempimenti riguardanti l’attività a ri-
schio valutata. Nel corso del 2021, gli interventi di Compliance
Monitoring effettuati in ambito Anti-Corruzione hanno riguardato
le attività a rischio: “Joint Venture” e “Business Associates” (“Ca-
nali di vendita”, “Consulenti” e “Altri business Associates”). Gli esi-
ti delle veriche hanno evidenziato un trend del livello di rischio
delle attività in linea con quello rilevato in sede di Compliance
Risk Assessment e hanno confermato l’ecacia del modello di
compliance adottato. Eni realizza altresì un programma di forma-
zione anti-corruzione rivolto ai propri dipendenti, sia attraverso
e-learning sia con eventi in aula come workshop generali e job
specic training. I workshop offrono una panoramica sulle leggi
anti-corruzione applicabili a Eni, sui rischi che potrebbero deriva-
re dalla loro violazione per persone siche e giuridiche e sul Com-
pliance Program Anti-Corruzione adottato per far fronte a tali ri-
schi. Generalmente insieme ai workshop vengono realizzati job
specic training, ossia eventi formativi destinati ad aree profes-
sionali a specico rischio di corruzione. Al ne di ottimizzare l’in-
dividuazione dei destinatari delle diverse iniziative formative, è
stata denita una metodologia per la segmentazione sistemati-
ca delle persone Eni in funzione di specici driver di rischiosità di
corruzione come ad esempio Paese, qualica, famiglia profes-
sionale. Vengono svolte, inoltre, attività di informazione e aggior-
namento periodico attraverso l’elaborazione di brevi pillole infor-
mative di compliance, ivi compresi eventuali temi anti-corruzione.
Inoltre, si ricorda, che nel 2020 in occasione del loro insediamen-
to, ai membri del Consiglio di Amministrazione di Eni SpA sono
stati illustrati a ni formativi gli elementi chiave del Compliance
Program Anti-Corruzione anche in termini di coerenza di quest’ul-
timo rispetto alle best practice internazionali. Nel corso del 2021
sono state portate all’attenzione del Consiglio: i) alcune revisioni
della normativa anti-corruzione, nalizzate a recepire alcune mo-
diche intervenute alla struttura organizzativa e di processo, non-
ché miglioramenti via via apportati agli Strumenti Normativi An-
ti-Corruzione; ii) alcune proposte di aggiornamento del Modello
231 e delle relative attività sensibili e standard di controllo, ai ni
di allineamento normativo e di razionalizzazione e valorizzazione
nel documento, in ottica di compliance integrata, del sistema di
controllo interno Eni e dei vari compliance program che lo com-
pongono. Nell’ambito della formazione anti-corruzione per le pro-
prie terze parti, Eni ha avviato un programma di formazione onli-
ne, per i dipendenti di GreenStream BV (società detenuta al 50%
da Eni North Africa BV e al 50% dalla National Oil Corporation Li-
bica) e per i business associate di Eni G&P France SA. L’esperien-
za di Eni in materia anti-corruzione matura anche attraverso la
partecipazione a convegni eventi e gruppi di lavoro internazionali
che rappresentano per Eni strumento di crescita e di promozione
e diffusione dei propri valori. Al riguardo, si segnala, nel 2021, la
partecipazione attiva di Eni nell’ambito del Partnering Against Cor-
ruption Initiative (PACI) del World Economic Forum, dell’O&G ABC
Compliance Attorney Group (gruppo di discussione sulle temati-
che anticorruzione nel settore dell’Oil & Gas) e nell’ambito della
Task Force Integrity & Compliance del B20 Italy. Nell’ambito del
piano integrato di audit approvato annualmente dal CdA, Eni svol-
ge speciche veriche sul rispetto delle previsioni del Compliance
Program attraverso interventi dedicati e analisi su processi e so-
cietà, individuati sulla base della rischiosità del Paese in cui opera-
no e della relativa materialità, nonché su terze parti considerate a
maggior rischio, ove previsto contrattualmente. Eni, inoltre, sin dal
2006, si è dotata di una normativa interna, aggiornata nel corso
del tempo e da ultimo nel 2020, allineata alle best practice nazio-
nali e internazionali nonché alla normativa italiana in materia
(L.179/2017), che disciplina il processo di ricezione, analisi e trat-
tamento delle segnalazioni (cd. di whistleblowing) ricevute, anche
in forma condenziale o anonima, da Eni e dalle società controlla-
te in Italia e all’estero. Tale normativa consente a dipendenti e sog-
getti terzi, di segnalare fatti afferenti al Sistema di Controllo Inter-
no e Gestione dei Rischi ed aventi ad oggetto comportamenti in
violazione del Codice Etico, di leggi, regolamenti, provvedimenti
delle Autorità, normative interne, Modello 231 o Modelli di Com-
pliance per le controllate estere, idonei ad arrecare danno o pre-
giudizio, anche solo d’immagine, ad Eni. Al riguardo sono stati
istituiti canali informativi dedicati e facilmente accessibili, disponi-
bili sul sito eni.com.
La strategia scale di Eni, approvata dal CdA e disponibile sul
sito internet della società
57
, si fonda sui principi di trasparenza,
onestà, correttezza e buona fede previsti dal proprio Codice Eti-
co e dalle “Linee Guida OCSE per le Imprese Multinazionali”
58
ed
ha come primo obiettivo l’assolvimento puntuale e corretto delle
obbligazioni di imposta nei diversi Paesi di attività nella consa-
(57) Si veda: https://www.eni.com/assets/documents/Tax-strategy_ITA.pdf.
(58) Si veda: https://www.oecd.org/daf/inv/mne/MNEguidelinesITALIANO.pdf.
192
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(59) Per maggiori dettagli si veda l’ultimo Country by Country Report pubblicato nel 2021 relativo all’anno 2010: https://www.eni.com/assets/documents/eng/repor-
ts/2020/Country-by-Country-2020_ENG.pdf.
(60) EITI ha individuato Eni e Shell come aziende pioniere tra le major Oil&Gas nella reportistica country by country (per maggiori informazioni si veda: https://eiti.org/
news/extractives-companies-champion-tax-transparency).
(61) Sentenze di condanna passate in giudicato relative a procedimenti penali per corruzione domestica e/o internazionale.
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2021 2020 2019
Totale
di cui società
consolidate
integralmente
Totale Totale
Interventi di audit con veriche anti-corruzione
(numero)
20
17 31 27
E-learning per risorse in contesto a medio/alto rischio corruzione
(numero di partecipanti)
7.800
7.672 3.388 13.886
E-learning per risorse in contesto a basso rischio corruzione
3.088
3.079 3.769 9.461
Workshop generale
1.284
1.265 904 1.237
Job specic training
702
686 568 1.108
Paesi in cui Eni supporta il Multi Stakeholder Group locali di EITI
(numero)
9
9 9 9
pevolezza di contribuire in modo signicativo al gettito scale
degli Stati, sostenendo lo sviluppo economico e sociale locale.
Eni ha disegnato e implementato un Tax Control Framework
di cui è responsabile il CFO di Eni, strutturato in un processo
aziendale a tre fasi: (i) valutazione del rischio scale (Risk As-
sessment); (ii) individuazione e istituzione dei controlli a presidio
dei rischi; (iii) verica di ecacia dei controlli e relativi ussi infor-
mativi (Reporting). Nell’ambito delle attività di gestione del rischio
scale e di contenzioso, Eni adotta la preventiva interlocuzione
con le Autorità scali e il mantenimento di rapporti improntati alla
trasparenza, al dialogo ed alla collaborazione partecipando, lad-
dove opportuno, a progetti di cooperazione rafforzata (Co-opera-
tive Compliance). A testimonianza dell’impegno verso una miglio-
re governance e trasparenza del settore estrattivo, fondamentale
per favorire un uso responsabile delle risorse e prevenire fenome-
ni corruttivi, Eni aderisce all’Extractive Industries Transparency Ini-
tiative (EITI) dal 2005. In tale contesto, Eni partecipa attivamente
sia a livello locale, attraverso i Multi Stakeholder Group nei Paesi
aderenti, che nell’ambito delle iniziative del Board a livello interna-
zionale. In conformità alla legge italiana n. 208/2015, Eni redige il
“Country-by-Country Report” previsto dalla Action 13 del progetto
“Base erosion and prot shifting – BEPS”, promosso dall’OCSE
con la sponsorship del G-20, il cui obiettivo è fare dichiarare i pro-
tti delle aziende multinazionali nelle giurisdizioni dove le attività
economiche che li generano sono svolte, in misura proporzionale
al valore generato. Nell’ottica di favorire la trasparenza scale a
benecio di tutti gli stakeholder interessati, tale report è oggetto
di pubblicazione volontaria da parte di Eni, pur non essendoci ob-
blighi normativi al riguardo
59
. La pubblicazione di questo report è
stata riconosciuta come best practice dalla stessa EITI
60
. Sempre
in linea con il supporto ad EITI, Eni ha pubblicato una posizione
pubblica sulla trasparenza contrattuale in cui incoraggia i Governi
a conformarsi al nuovo standard sulla pubblicazione dei contratti
ed esprime il proprio sostegno ai meccanismi e alle iniziative che
saranno avviate dai Paesi per promuovere la trasparenza in que-
sto ambito. Inne, anticipando di due anni gli obblighi di rendicon-
tazione in materia di trasparenza dei pagamenti agli stati nell’e-
sercizio dell’attività estrattiva introdotti dalla Direttiva Europea
2013/34 UE (Accounting Directive), Eni aveva iniziato nel 2015 a
fornire disclosure su base volontaria di una serie di dati di sintesi
dei ussi nanziari pagati agli Stati nei quali conduce attività di
ricerca e produzione d’idrocarburi.
METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE
Nel corso del 2021 sono stati svolti 20 interventi di audit, in 9
Paesi, nell’ambito dei quali sono state eseguite veriche anticor-
ruzione applicabili sul rispetto delle previsioni del Compliance
Program Anti-Corruzione e 22 interventi di vigilanza sui Modelli
231/di Compliance delle società controllate italiane/estere. Come
nel 2020, anche quest’anno i casi di corruzione accertati
61
relati-
vi ad Eni Spa sono pari a 0. Per i procedimenti in corso si veda
la sezione “Contenziosi” a pagina 298. Nell’anno 2021, a causa
dell’emergenza legata al COVID-19, gli eventi formativi pianica-
ti in aula sono stati effettuati in modalità a distanza. Inoltre, nel
2021 è proseguita la formazione online sui temi anti-corruzione
secondo la metodologia risk based iniziata nel 2019 rivolta a tutta
la popolazione aziendale. Nell’ambito dell’impegno con EITI, Eni
segue le attività svolte a livello internazionale e nei Paesi aderenti
contribuisce annualmente alla preparazione dei Report; inoltre,
in qualità di membro, partecipa alle attività dei Multi Stakeholder
Group in Congo, Ghana, Timor Leste e Regno Unito. In Kazaki-
stan, Indonesia, Mozambico, Nigeria e Messico, le controllate di
Eni si interfacciano con i Multi Stakeholder Group locali di EITI
mediante le associazioni di categoria presenti nei Paesi.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
193
ALLEANZE PER LO SVILUPPO
Una leva del modello di business di Eni è rappresentata dalla pro-
mozione dello sviluppo locale attraverso interazioni continue con
le istituzioni e gli stakeholder locali per destinare la produzione
di gas al mercato locale favorire l’accesso all’energia, insieme ad
un’ampia serie di interventi necessari per rispondere alle esigen-
ze delle comunità. Le strategie di sviluppo che ne derivano sono
rafforzate dall’avvio di partnership pubblico-private e alleanze
con attori impegnati sul territorio, dalle Organizzazioni Interna-
zionali alle banche di sviluppo, dalle istituzioni nazionali al settore
privato, dalle università ai centri di ricerca, dagli enti di coopera-
zione alle organizzazioni della società civile. Il valore aggiunto di
queste collaborazioni consente di mettere a fattor comune risor-
se non solo economiche ma anche in termini di know-how ed
esperienza, contribuisce al miglioramento della qualità della vita
delle persone e al raggiungimento dei Sustainable Development
Goals (SDG). A partire dall’analisi del contesto socio-economico
locale, che accompagna le varie fasi progettuali di business al
ne di assicurare una maggiore ecienza e sistematicità nell’ap-
proccio decisionale, dal momento dell’acquisizione delle licenze
no al decommissioning, Eni adotta strumenti e metodologie co-
erenti con i principali standard internazionali per rispondere alle
esigenze delle popolazioni locali. Queste attività, denite in spe-
cici Programmi per lo Sviluppo Locale (Local Development Pro-
gramme – LDP) in linea con l’Agenda 2030 delle Nazioni Unite, i
Piani Nazionali di Sviluppo, i Principi Guida delle Nazioni Unite su
Imprese e Diritti Umani (UNGP) e gli impegni previsti dall’Accordo
di Parigi (Nationally Determined Contributions - NDC), prevedono
cinque linee di azione: (i) progetti di sviluppo locale: contributo
allo sviluppo socio-economico delle comunità locali, in coerenza
con le legislazioni e i piani di sviluppo nazionali, anche in base
alla conoscenza acquisita. Queste iniziative sono volte al miglio-
ramento dell’accesso all’energia off-grid e al clean cooking, alla
diversicazione economica (es. progetti agricoli, micro-credito,
interventi infrastrutturali) e alla protezione e conservazione del-
le foreste e tutela del territorio, all’educazione e alla formazione
professionale, all’accesso all’acqua ed ai servizi igienici, ad una
corretta nutrizione e al supporto dei servizi e dei sistemi sanitari,
oltre al miglioramento dello stato di salute dei gruppi vulnerabili;
(ii) Local Content: generazione di valore aggiunto attraverso il tra-
sferimento di skill e know-how, l’attivazione di manodopera lun-
go la catena di fornitura locale e l’implementazione di progetti di
sviluppo; (iii) Land management: gestione ottimale del territorio
a partire dalla valutazione degli impatti derivanti dall'acquisizione
di terreni su cui insistono le attività di Eni per denire eventuali
alternative e misure di mitigazione degli impatti; Eni si impegna
a valutare possibili alternative di progetto con l’obiettivo di perse-
guire il benessere delle comunità locali; (iv) Stakeholder engage-
ment: la capacità della Società di relazionarsi con gli stakeholder
e di rafforzare la reciproca comprensione e ducia è elemento
fondamentale per la denizione e conduzione delle attività di dia-
logo e coinvolgimento degli stakeholder, oltre che delle migliori
azioni da mettere in campo per conseguire uno sviluppo sosteni-
bile in sinergia con le comunità locali; (v) Human Rights: valuta-
zione degli impatti potenziali o effettivi sui diritti umani ricondu-
cibili – direttamente o indirettamente – alle attività di Eni tramite
HRIA o HRRA (si veda sezione Diritti Umani sopra), denizione
delle relative misure di prevenzione o mitigazione, in linea con i
Principi Guida delle Nazioni Unite (UNGP) e promozione dei diritti
umani mediante i Progetti di Sviluppo Locale sopra richiamati.
La denizione di Local Development Programme implica l’impe-
gno di Eni in prima linea sul campo e al anco degli altri attori lo-
cali per contribuire allo sviluppo sostenibile dei Paesi. In questa
direzione si muovono molte delle partnership sviluppate da Eni
con Organizzazioni Internazionali e – più in generale – della co-
operazione allo sviluppo, come ad esempio gli accordi rmati nel
2021: in Angola con VIS per il progetto integrato a Cabinda, con
CUAMM (Collegio Universitario Aspiranti Medici Missionari) per
un progetto volto a migliorare la salute per le comunità a Cunene; è
stato inoltre rinnovato l’accordo con IIA (Instituto de Investigaçao
Agronomica) e con ADPP è stato rmato un accordo per l’installa-
zione di pannelli solari in 4 centri di salute; in Mozambico con AVSI
e CUAMM in risposta all’emergenza umanitaria e con UNILURIO
per l’implementazione di un progetto di resilienza al cambiamento
climatico per le comunità nel distretto di Mecu; in Kenya un co-
operation agreement per l’avvio della Scuola di Tecnologia Appli-
cata Zohr a Port Said con AVSI per l’installazione pilota di pannelli
fotovoltaici organici (OPV) in una scuola della Contea di Kwale; in
Egitto è stato rmato un cooperation agreement per l’avvio della
Scuola di Tecnologia Applicata Zohr a Port Said con Fondazione El
Sawedy, il Ministero dell'Educazione e della Formazione Tecnica, il
Ministero del Petrolio e delle Risorse Minerarie, il governatorato di
Port Said e la Egyptian Natural Gas Holding Company; con AICS
(Agenzia Italiana per la Cooperazione e lo Sviluppo) in Mozambico
per collaborare nei settori dell’educazione e formazione tecnica,
sicurezza alimentare e nutrizione, salute, accesso all’energia e
diversicazione economica con particolare riferimento all’agricol-
tura e in Kenya in settori chiave per lo sviluppo del Paese quali
agricoltura e catene del valore dell'ambiente, della salute, della
formazione e dell'istruzione professionale, nonché dell'accesso
all'energia/energia verde e all'innovazione; in Kazakistan un coo-
peration agreement con UNDP (United Nations Development Pro-
gramme) per l’implementazione di un progetto di ecientamento
energetico e l’installazione di un impianto solare termico in una
scuola nella regione del Turkistan. Nelle diverse fasi progettuali di
194
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(62) Il Modello ELCE (Eni Local Content Evaluation) è un modello sviluppato da Eni e validato dal Politecnico di Milano per la valutazione degli effetti diretti, indiretti e indotti
generati dalle attività di Eni a livello locale nei contesti in cui opera. Eni Impact Tool è una metodologia sviluppata da Eni e validata dal Politecnico di Milano che permette
di valutare gli impatti sociali, economici e ambientali delle proprie attività sul territorio, di quanticare i beneci generati e indirizzare le scelte future di investimento.
(63) Il dato include le spese per attività di resettlement che nel 2021 sono pari a €5,9 mln, di cui: €5,8 mln in Mozambico, €0,02 mln in Ghana e €0,04 mln in Kazakistan.
(64) Reclamo o lamentela sollevato da un individuo – o da un gruppo di individui – relativo a incidenti o danni o altri impatti ambientali o sociali, reali o percepiti, avvenuti, in
corso o potenziali e determinati dalle attività della società o da un suo contrattista o fornitore. Un grievance viene denito come “risolto” quando le parti hanno concordato
una proposta di risoluzione.
business, in linea con i principi standard/metodologie riconosciuti
a livello internazionale, Eni ha sviluppato: (i) strumenti di analisi per
meglio comprendere il contesto di riferimento e indirizzare oppor-
tunamente i progetti di sviluppo locale, come ad esempio la Social
Context analysis – anche in base alla global Multidimensional Po-
verty Index (MPI) sviluppato da UNDP e Oxford University – e gli
Human Rights Impact Assessment (HRIA); (ii) strumenti gestio-
nali per “mappare” la relazione con gli stakeholder e monitorare
lo stato di avanzamento dei progetti e i risultati conseguiti, tra cui
Stakeholder Management System (SMS), Logical Framework Ap-
proach (LFA) e Monitoring, Evaluation and Learning (MEL); (iii)
strumenti di valutazione di impatto, utili a valorizzare i beneci di-
retti, indiretti e indotti generati da Eni nel contesto di operatività del
business e attraverso il modello di cooperazione, come ad esem-
pio Eni Local Content Evaluation (ELCE) e Eni Impact Tool
62
; (iv)
analisi atte a misurare la percentuale di spesa verso fornitori locali
presso alcune rilevanti controllate estero Upstream, che nel 2021,
è risultata pari a circa il 35% dello speso totale.
METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE
Nel 2021, gli investimenti per lo sviluppo locale ammontano
a circa €105,3
63
milioni (quota Eni), di cui circa il 95% nell’am-
bito delle attività Upstream. In Africa sono stati spesi un tota-
le di €37,1 milioni, di cui €28,8 milioni nell’area Sub-Sahariana
principalmente nell’ambito dello sviluppo e manutenzione di
infrastrutture in particolare edici scolastici. In Asia sono stati
spesi ca. €28 milioni, principalmente investiti nell'ambito della
diversicazione economica, in particolare per lo sviluppo e la
manutenzione di infrastrutture. In Italia sono stati spesi €32,6
milioni. Complessivamente in attività di sviluppo infrastrutturale,
sono stati investiti circa €39,8 milioni, di cui €20,5 milioni in Asia,
€14,3 milioni in Africa, €5,0 milioni in America Centro-Meridiona-
le. Tra i principali progetti realizzati nel 2021 si segnalano inizia-
tive per favorire: i) l’accesso all’acqua attraverso la costruzione
di un impianto di trattamento delle acque in Iraq; manutenzione
di 10 pozzi alimentati da sistemi fotovoltaici nel nord-est della
Nigeria, l’installazione di sette punti d’acqua in Ghana, manuten-
zione dei punti d’acqua preesistenti e attività di sensibilizzazione
circa l’utilizzo dell’acqua pulita e potabile in Angola; ii) l’accesso
all’elettricità in Libia attraverso il supporto a General Electricity
Company Libica (GECOL) in termini di ricambi e training; in An-
gola attraverso la manutenzione dei sistemi di energia solare
installati presso scuole e centri medici; sono state inoltre svolte
attività per favorire l’accesso al clean cooking in Mozambico,
Ghana e Angola attraverso campagne di sensibilizzazione e di-
stribuzione di sistemi di cottura migliorati; iii) la diversicazione
economica sia nel settore agricolo in Angola, Congo e Nigeria
sia per supportare l’imprenditoria locale e giovanile in Ghana ed
Egitto; iv) l’accesso all’educazione con attività sia per gli studenti
che per i formatori in Angola, Egitto, Mozambico, Ghana, Iraq e
Messico. Nell’ambito degli interventi attuati in risposta alle esi-
genze sanitarie nel 2021, Eni ha sostenuto 11 iniziative contro
la pandemia COVID-19, in 8 Paesi esteri, rivolte in particolare ai
gruppi vulnerabili locali, ospedali, istituzioni sanitarie e ministeri
della salute, fornendo: ventilatori e respiratori; apparecchiature
per terapia intensiva e altre apparecchiature mediche; dispositivi
di protezione individuale. Inoltre, il piano di risposta all’emergen-
za ha previsto: i) l’implementazione di campagne di sensibiliz-
zazione comunitaria e azioni di “community engagement” volte
a prevenire la diffusione del virus; ii) distribuzione di informa-
zioni igienico-sanitarie e strumenti per il lavaggio delle mani; iii)
misure di protezione sociale e assistenza alimentare come la
distribuzione di pasti per famiglie e gruppi vulnerabili. Oltre al
supporto per combattere la pandemia, Eni ha realizzato 37 ini-
ziative in 14 Paesi per il miglioramento dello stato di salute delle
popolazioni attraverso il rinforzamento delle competenze del
personale sanitario, la costruzione e la riabilitazione di strutture
sanitarie e il loro equipaggiamento, l’accesso all’acqua potabile,
l’informazione, l’educazione e la sensibilizzazione su temi sani-
tari delle popolazioni coinvolte. Il totale della spesa per le iniziati-
ve di salute delle comunità nel 2021 corrisponde a €11,6 milioni,
di cui €3,1 milioni per il supporto alle comunità locali nell’ambito
dell’emergenza COVID-19.
Nel corso del 2021 sono stati ricevuti 245 grievance
64
, di cui il 53%
sono stati già risolti. I reclami hanno riguardato principalmente:
gestione delle relazioni con le comunità, gestione degli aspetti
ambientali, land management, sviluppo dell’occupazione.
Inne, nel 2021, Eni, con l’obiettivo di valutare i potenziali impatti
dei progetti sulla salute delle comunità coinvolte, ha concluso
10 studi di HIA (Health Impact Assessment), di cui 7 come stu-
di preliminari integrati ESHIA (Environmental, Social and Health
Impact Assessment) e 3 come integrati ESHIA.
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2021 2020 2019
Totale
di cui società
consolidate
integralmente
Totale Totale
Investimenti per lo sviluppo locale
(milioni di euro)
105,3
95,6 96,1 95,3
di cui: infrastrutture
39,8
36,6 41,8 43,4
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
195
TASSONOMIA
Il Regolamento 852 del giugno 2020 del Parlamento Europeo
e del Consiglio “Taxonomy Regulation" istituisce un sistema di
classicazione unitario (tassonomia) delle attività economiche
sostenibili al ne di individuare il grado di ecosostenibilità degli
investimenti produttivi.
In base al regolamento della tassonomia un’attività economica
è considerata sostenibile se:
i) contribuisce in modo sostanziale a uno o più dei sei obiettivi
ambientali dell’UE (di cui all’art. 9 del regolamento);
ii) rispetta il principio del “do no signicant harm” (DNSH), cioè
di non ledere alcuno degli altri obiettivi;
iii) presenta requisiti minimi di salvaguardia che sono proce-
dure adottate dalle imprese per garantire nello svolgimento
dell’attività il rispetto delle linee guida OCSE per le imprese
multinazionali e dei Principi guida delle Nazioni Unite su im-
prese e diritti umani, inclusi i principi e i diritti stabiliti dalle
otto convenzioni fondamentali individuate nella dichiarazio-
ne dell’ILO sui principi e i diritti fondamentali nel lavoro e
dalla Carta internazionale dei diritti dell’uomo;
iv) sia conforme ai criteri di vaglio tecnico “Technical Scree-
ning Criteria – TSC” stabiliti dalla Commissione, che deni-
scono le condizioni di performance anché contribuisca in
modo sostanziale a uno dei sei obiettivi ambientali e rispetti
il principio DNSH.
Gli obiettivi ambientali previsti dalla Tassonomia sono:
la mitigazione dei cambiamenti climatici;
l’adattamento ai cambiamenti climatici;
l’uso sostenibile e la protezione delle acque e delle risorse
marine;
la transizione verso un’economia circolare;
la prevenzione e la riduzione dell’inquinamento;
la protezione e il ripristino della biodiversità e degli ecosistemi.
Per ciascuno di questi obiettivi ambientali, la Commissione in
forza della delega conferita dalla Taxonomy Regulation emana
un allegato tecnico (Annex) che identica le attività economiche
in grado di contribuire a ciascun obiettivo e i relativi criteri di va-
glio tecnico “TSC”, che stabiliscono le condizioni di performan-
ce che devono essere valutate per ciascuna attività ai ni della
verica del principio del contributo sostanziale all’obiettivo e del
rispetto del principio di DNSH nei confronti degli altri obiettivi.
A oggi, la Commissione ha emanato gli annex I e II relativi agli
obiettivi ambientali: mitigazione dei cambiamenti climatici e
adattamento ai cambiamenti climatici.
In base all’art. 8 della Tassonomia, le società quotate nei mer-
cati regolamentati dell’UE tenute a redigere la Dichiarazione di
carattere Non Finanziario “DNF” (di cui agli art. 19 bis e 29 bis
della Direttiva 2013/34/UE) sono soggette a delle disposizioni di
trasparenza in materia di attività sostenibili attraverso la pubbli-
cazione in DNF di tre indicatori di performance (“KPI”) relativi alla
quota di ricavi, costi operativi (“opex”) e investimenti (“capex”)
associati alle attività economiche ecosostenibili sul totale del-
le tre voci a livello di impresa. Con Regolamento Delegato (UE)
2021/2178 la Commissione ha denito il contenuto e le moda-
lità di presentazione delle informazioni richieste per rispettare
l’obbligo di reporting previsto dall’art. 8, nonché la metodologia
per conformarsi a tale obbligo informativo.
In base al Regolamento Delegato, il nuovo obbligo di reporting
è in vigore dalla DNF relativa all’esercizio 2021 pubblicata nel
calendar year 2022. Nel primo anno di reporting, è prevista
l’indicazione dell’incidenza di ricavi, opex e capex relativi alle
attività di Eni considerate ammissibili dalla Tassonomia (Ta-
xonomy-eligible) sui corrispondenti valori del bilancio consoli-
dato in relazione ai primi due obiettivi ambientali – mitigazione
dei cambiamenti climatici e adattamento ai cambiamenti cli-
matici – per i quali sono stati emanati i relativi atti delegati di
normazione, senza applicazione dei TSC che saranno applicati
dall’esercizio 2022.
Dal secondo anno di reporting, relativo all’esercizio/DNF 2022, le
attività Eni ammissibili saranno oggetto di assessment in base
ai TSC deniti per ciascuna attività al ne di stabilire nell’ambito
dei ricavi/opex/capex ammissibili associati a ciascuna attività,
le quote allineate ai requisiti tecnici di performance deniti negli
Atti delegati relativi a ciascun obiettivo ambientale, cioè in quale
percentuale le attività sono Taxonomy-aligned.
Per attuare gli obblighi di reporting del primo anno di applicazio-
ne del Regolamento Tassonomia, Eni ha eseguito una mappa-
tura delle attività economiche di presenza per valutare le attività
economiche operate ammissibili ai sensi della Tassonomia per
il conseguimento dei primi due obiettivi ambientali (mitigazione
e adattamento).
PRINCIPALI ATTIVITÀ AMMISSIBILI DI ENI AI FINI
DELL’OBIETTIVO DI MITIGAZIONE DEI CAMBIAMENTI
CLIMATICI
3.10 Produzione d’idrogeno
3.14 Produzione di prodotti chimici organici di base
3.17 Produzione di plastiche in forma primaria
4.1 Generazione di e.e. solare
4.3 Generazione di e.e. eolica
4.4 Generazione di e.e. dalla tecnologia dell’energia del mare
4.8 Generazione di e.e. da bioenergia
4.13 Produzione di biocarburanti per l’utilizzo nei trasporti
4.20 Cogenerazione di caldo/freddo ed e.e. da bioenergia
5.1 -5.4 Costruzione, estensione ed esercizio di reti di raccolta e
Trattamento di acqua e acqua di risulta
5.7 Digestione anaerobica di riuti organici
5.12 Stoccaggio geologico permanente sotterraneo della CO
2
6.10 Trasporto di merci via mare
6.15 Infrastrutture per il trasporto low carbon su strada e
trasporto pubblico
196
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
7.6 Installazione/manutenzione di tecnologie per le ener-
gie rinnovabili
Tali attività sono ammissibili anche ai ni del conseguimento
dell’obiettivo di adattamento al cambiamento climatico. Nella
DNF 2022 che sarà pubblicata nel calendar year 2023 saran-
no fornite le percentuali in base alle quali ciascuna delle atti-
vità Eni ammissibili per la mitigazione è adattata ai rischi del
cambiamento climatico attraverso l’applicazione del relativo
criterio DNSH.
I dati economici e patrimoniali delle attività ammissibili di Eni
per il calcolo delle incidenze sui valori del bilancio consolidato
sono stati estratti a cura delle società del Gruppo dai sistemi
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 retti-
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,
eliminazione utili interni, etc.).
Pertanto, i dati utilizzati per il calcolo delle percentuali di incidenza
delle attività ammissibili previste dalla normativa sono desunti dai
ussi amministrativi per il bilancio consolidato di Eni. Le voci di
ricavi, costi operativi, incrementi delle immobilizzazioni materiali
e immateriali, compresi gli incrementi derivanti da acquisizioni
e per accensione/rinnovo/revisione di contratti di leasing, sono
stati determinati estraendo le corrispondenti voci dei conti di con-
tabilità generale per le società del Gruppo che svolgono in modo
esclusivo una delle attività ammissibili (mono-business), mentre
per le società pluri-business si è reso necessario segmentare le
voci di contabilità generale rilevanti utilizzando la contabilità ana-
litica che disaggrega i dati della contabilità generale attribuendo-
li a più oggetti di reporting (linee di prodotto, stabilimenti, unità
produttive, commesse di costo/investimento) in funzione delle
esigenze del management di comprensione delle modalità di for-
mazione dei risultati e di controllo dei costi.
Attribuendo alle attività ammissibili di Eni ai ni degli obiettivi di
adattamento di mitigazione del cambiamento climatico le voci di
ricavi, costi operativi e incrementi delle immobilizzazioni materia-
li/immateriali e dei diritti di utilizzo beni in leasing relative all’eser-
cizio 2021, si ottengono le seguenti incidenze sui corrispondenti
valori del bilancio consolidato:
TASSONOMIA EUROPEA - INCIDENZA ATTIVITÀ AMMISSIBILI
Ricavi Capex Opex
Ammissibili
(milioni di euro)
5.530
1.653
535
Non-ammissibili
(milioni di euro) 71.045 6.128 3.157
Totale
(milioni di euro) 76.575 7.781 3.692
% Ammissibile
7% 21% 14%
% Non-Ammissibile
93%
79%
86%
I ricavi delle attività ammissibili comprendono principalmente i
ricavi generati da:
le vendite wholesale di energia elettrica prodotta da fonti rin-
novabili, fotovoltaico ed eolico onshore, fatte dal segmento di
business Plenitude & Power tramite la società Eni New Energy
SpA e le controllate operative in Italia, Francia, Spagna e USA;
le vendite di biocarburanti non miscelati, nello specico di
Hydrogenated Vegetable Oil prodotto dalle bioranerie Eni e
venduto sul mercato FOB;
le vendite di energia elettrica prodotta da bioenergia (fer-
mentazione di materia prima agricola) fatte dalle società del
gruppo Fri-El (ora EniBioCh4in) acquisite in corso d’anno;
le vendite di energia elettrica e calore cogenerativo prodotti
da biomassa forestale fatte dallo stabilimento di Crescentino
della Versalis;
le vendite delle attività di transizione relative alla produzione
di chimica organica e di prodotti di plastica in forma primaria
di Versalis.
In caso di applicazione dei TSC con particolare riferimento alle
attività di transizione della chimica organica/produzione di ma-
teria plastiche, la percentuale di incidenza dei ricavi registrereb-
be un signicativo ridimensionamento.
TASSONOMIA EUROPEA - OPEX
(milioni di euro) 2021
Costi operativi
3.515
Costi spesati di ricerca e sviluppo
177
Totale denominatore opex
3.692
I costi operativi delle società del Gruppo Eni presi come riferi-
mento per la denizione sia del numeratore sia del denomina-
tore del rapporto di incidenza sul bilancio consolidato di quelli
relativi alle attività ammissibili i sono stati determinati sulla base
del modello di controllo dei costi ssi adottato dal management
che, a partire dai dati di contabilità generale relativi ad acquisti,
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
197
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 ssi industriali che comprendono il costo lavoro del
personale addetto alla manutenzione, funzionamento e
servizio degli impianti industriali, le prestazioni esterne (es-
senzialmente le manutenzioni appaltate a fornitori terzi), i
costi generali di stabilimento, i materiali di consumo (parti
di ricambio e beni per l’ammodernamento degli impianti) e
comprendono gli interventi per l’ecienza energetica de-
gli edici e altri beni immobili, nonché l’acquisto di output
da attività ammissibili abilitanti per conseguire riduzioni di
emissioni di CO
2
;
i costi diretti della ricerca e sviluppo non capitalizzati all’attivo;
i costi ssi della fase commerciale;
i costi ssi del personale di sede e delle attività amministrati-
ve e generali (essenzialmente costo lavoro e prestazioni nelle
aree legali, gestione del personale, informatica, di ammini-
strazione).
Ai ni dell’obbligo di reporting il management ha individuato i co-
sti ssi industriali e i costi di R&D non capitalizzati quale l’aggre-
TASSONOMIA EUROPEA - CAPEX
(milioni di euro) 2021
Incrementi di impianti e macchinari
4.950
Incrementi di attività intangibili
284
Incrementi dei diritti di utilizzo beni in leasing
1.104
Incrementi per acquisizioni & goodwill
3.017
a dedurre: goodwill
(1.574)
Totale denominatore capex
7.781
gato di spese operative “opex” che corrisponde alla denizione di
denominatore adottato dal Regolamento Delegato sul reporting.
In linea con le disposizioni, gli opex sostenuti per l'acquisto di
prodotti abilitanti o in relazione a processi produttivi abilitanti
sono stati riconosciuti dalle attività economiche svolte da Eni
nel rispetto della limitante prevista dall'art. 16 del Reg. Tassono-
mia di non comportare una dipendenza da attività che compro-
mettano gli obiettivi ambientali a lungo termine, in considerazio-
ne della loro vita economica. In tale ambito, gli opex sostenuti
dal settore E&P per incrementare l'ecienza energetica/ridurre
le emissioni di CO
2
degli impianti Oil & Gas sono stati esclusi.
Tale principio è stato applicato anche ai capex.
Nel 2021, Eni ha sostenuto costi operativi di €14 milioni per
l’acquisto di carbon credits nell’ambito della partecipazione
nanziaria a progetti di conservazione delle foreste certicati
REDD+ dalla FAO; tali progetti sono parte dei driver individuati
dal management per eseguire la strategia di net zero emission
dei prodotti/processi Eni al 2050. Ai ni della rendicontazione
prevista dal Regolamento Tassonomia, tali oneri non sono
considerati ammissibili poiché tali crediti sono utilizzati per
l’offset delle emissioni di E&P.
In caso di applicazione dei TSC. La percentuale degli opex regi-
strerebbe un signicativo ridimensionamento.
Per quanto riguarda l’incidenza dei capex pari al 21%, le at-
tività ammissibili Eni che nel 2021 hanno registrato incre-
menti della voce immobili, impianti e macchinario per effet-
to di investimenti o dell’allocazione del costo di acquisizione
di società e rami d’azienda o assunzione di beni in leasing
sono state principalmente:
le attività di produzione di e.e. da fonti rinnovabili (attività
4.1 e 4.3);
le attività di transizione della chimica;
l’attività di produzione di e.e. da bioenergia;
la realizzazione di infrastrutture per il trasporto low carbon;
la sequestrazione e connamento della CO
2
;
la produzione di biocarburanti.
Il denominatore del rapporto di incidenza dei capex corrisponde
alla somma delle voci “incrementi per investimenti” e “variazioni
dell’area di consolidamento” relative agli immobili, impianti e mac-
chinari oggetto di disclosure nella nota 12 al bilancio consolidato
2021 e alle analoghe voci dei diritti di utilizzo beni in leasing di cui
alla nota 13 e delle attività immateriali di cui alla nota 14.
In particolare, gli incrementi registrati nell’attività 4.1 e 4.3
di produzione di e.e. da rinnovabili sono relativi in parte
all’avanzamento/completamento di progetti sanzionati di
espansione della capacità di generazione e, in maggiore mi-
sura, all’allocazione a PP&E del costo delle acquisizioni fatte
nell’anno (descritte nelle note al bilancio consolidato).
Applicando i TSC ai capex del 2021, l’incidenza sul totale del bi-
lancio consolidato registrerebbe una riduzione di modesta entità.
L’effort di R&D, prevalentemente spesato a conto economico, ha
riguardato principalmente:
le tecnologie per la produzione d’idrogeno e lo stoccaggio;
le tecnologie per la produzione di e.e. da pannelli solari e lo
stoccaggio;
la sperimentazione della tecnologia di produzione di e.e.
sfruttando il moto ondoso del mare;
la realizzazione di tecnologie per produzioni industriali low
carbon;
la tecnologia di sequestrazione e connamento geologico
della CO
2
.
198
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
TEMI MATERIALI DI SOSTENIBILITÀ
Ogni anno, al fine di identificare le tematiche rilevanti e prio-
ritarie, per Eni e per i propri stakeholder, Eni aggiorna l’analisi
di materialità funzionale per il Piano Strategico e per la ren-
dicontazione di sostenibilità. Tale analisi è articolata nelle
seguenti fasi:
1. Identicazione degli aspetti rilevanti: attraverso un’analisi
che, in linea con il concetto di doppia materialità, ha conside-
rato una doppia prospettiva: INSIDE-OUT: temi che riettono
gli impatti signicativi reali o potenziali, negativi o positivi,
connessi alle attività di Eni nonché alla sua catena del valo-
re, quali ad esempio: i) principali temi emersi sia dalla piat-
taforma Stakeholder Management System, (si veda pagg.
20-21), sia mediante interviste con le funzioni interne che
gestiscono i rapporti con speciche categorie di stakehol-
der, ii) temi rilevanti a seguito di analisi di benchmark rispetto
ai principali peers ecc. OUTSIDE-IN: rischi e opportunità di
sostenibilità che possono inuenzare lo sviluppo, la perfor-
mance e la posizione dell’organizzazione, quali: i) risultanze
dei risk assessment sui rischi ESG emerse dal processo di
Risk Management Integrato considerando anche le evidenze
fornite da provider esterni e ii) macro-trend anche emergenti
rilevanti per il settore di Eni.
2. Coinvolgimento del Top Management e dei principali sta-
keholder: una volta identicati gli aspetti rilevanti, gli stessi
sono stati prioritizzati attraverso il coinvolgimento diretto
del Top Management e di un campione rappresentativo dei
principali stakeholder di Eni, ai quali è stato sottoposto un
questionario online.
3. Prioritizzazione dei temi rilevanti: i risultati dei questionari,
insieme ai risultati dell’attività risk assessment 2021 (si veda
Principali Rischi ESG e le relative azioni di mitigazione pagg.
164-165) relativa ai rischi ESG hanno permesso di attribuire
un ordine di priorità alle tematiche materiali per il reporting
di sostenibilità 2021, permettendo la rappresentazione degli
stessi in 3 TIER di rilevanza.
4. Condivisione e validazione con gli Organi di Governo: il ma-
nagement coinvolto nel processo di reporting non nanziario
ha validato gli aspetti materiali, che, a loro volta, sono stati
presentati al Comitato Sostenibilità e Scenari e al Consiglio
di Amministrazione. La Dichiarazione non Finanziaria viene
presentata al Comitato Sostenibilità e Scenari, al Comitato
Controllo e Rischi, al Collegio Sindacale e approvata dal Con-
siglio di Amministrazione.
TEMI MATERIALI PRIORITARI
TIER 1 TIER 2 TIER 3
Relazioni con i clienti
Sviluppo del capitale umano
Diversità, inclusione e Work-life balance
Salute e sicurezza dei lavoratori
Asset integrity
Biodiversità
Riduzione degli impatti ambientali
Economia circolare
Tutela dei diritti umani
Gestione responsabile della catena di fornitura
Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia fiscale
NEUTRALITÀ
CARBONICA AL 2050
ECCELLENZA
OPERATIVA
ALLEANZE PER
LO SVILUPPO
TEMI TRASVERSALI
Contrasto al cambiamento climatico/ Riduzione delle emissioni GHG
Tecnologie low carbon
Digitalizzazione e Cyber Security
Innovazione
Accesso all'energia
Local content
Sviluppo locale
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
199
Standard, linee guida e raccomandazioni. La Dichiarazione
consolidata di carattere non nanziario è stata predisposta in
conformità al D.Lgs. 254/2016 che recepisce la Direttiva Euro-
pea sulle Non-Financial Information, e ai “Sustainability Repor-
ting Standards”, pubblicati dal Global Reporting Initiative (GRI
Standards), secondo un livello di aderenza “in accordance Core”
ed è stata sottoposta ad esame limitato dalla società indipen-
dente, revisore anche del bilancio consolidato al 31 dicembre
2021. Tutti gli indicatori GRI, riportati nel Content Index, fanno ri-
ferimento alla versione dei GRI Standard pubblicata nel 2016, ad
eccezione di quelli degli: i) “Standard 403: Occupational Health
and Safety”, ii) “Standard 303: Water and Euents” – che fanno
riferimento all’edizione 2018 –, iii) “Standard 207: Tax” del 2019
e iv) “Standard 306: Waste” del 2020. Inoltre, le raccomandazioni
segnalate dall'ESMA (Autorità europea degli strumenti nanzia-
ri e dei mercati) in materia di rendicontazione non nanziaria
sono state recepite sia all'interno della DNF sia nella Relazione
sulla gestione, nonché il set di metriche core denite dal WEF
nel White Paper “Measuring Stakeholder Capitalism - Towards
Common Metrics and Consistent Reporting of Sustainable Va-
lue Creation” di settembre 2020. La Dichiarazione include le in-
formazioni richieste dall’art. 8 del Regolamento (UE) 2020/852
del 18 giugno 2020 (c.d. “Regolamento Tassonomia”) e dei Re-
golamenti delegati (UE) 2021/2178 e (UE) 2021/2139 ad esso
collegati. L’esame limitato svolto dalla società di revisione (PwC
SpA) sulla DNF non si estende alle informazioni, fornite ai sensi
del Regolamento Tassonomia, contenute nel paragrafo dedica-
to (pagg. 196-198).
Indicatori di performance. I KPI sono selezionati in base
ai temi individuati come più significativi a valle di un’anali-
si di materialità e sono raccolti su base annuale secondo
il perimetro di consolidamento dell’anno di riferimento e si
riferiscono al periodo 2019-2021. In generale, i trend relativi
ai dati e agli indicatori di performance sono calcolati utiliz-
zando anche cifre decimali non riportate nel documento. I
dati relativi all’anno 2021 costituiscono la migliore stima
possibile con i dati disponibili al momento della redazione
del presente prospetto. Inoltre, è possibile che alcuni dati
pubblicati negli anni precedenti siano oggetto di riesposi-
zione nella presente edizione per una delle seguenti cause:
affinamento/cambio delle metodologie di stima o calcolo,
modifiche significative del perimetro di consolidamento o
qualora si rendessero disponibili informazioni significative
aggiornate, eventuali errori di calcolo e perimetro. Nel caso
in cui una riesposizione dovesse essere effettuata, le rela-
tive motivazioni sono oggetto di appropriata disclosure nel
testo. La maggior parte dei KPI presentati sono raccolti ed
aggregati automaticamente attraverso l’utilizzo di specifici
software aziendali.
Perimetro. Il perimetro degli indicatori di performance è alli-
neato con gli obiettivi pressati dalla società e rappresenta i
potenziali impatti delle attività di cui Eni ha la gestione. In par-
ticolare:
(i) Per i KPI relativi a sicurezza, ambiente e clima, il perimetro
è costituito, oltre che dalle società controllate da Eni SpA,
anche dalle società in joint operation, a controllo congiunto
o collegate riportate in nota
65
;
(ii) Il perimetro relativo ai KPI afferenti alla salute, è esteso an-
che alle società in joint operation, a controllo congiunto o
collegate in cui Eni ha il controllo delle operazioni (con la
sola eccezione dei dati relativi alle denunce di malattia pro-
fessionale, che si riferiscono alle sole società consolidate
integralmente);
(iii) Relativamente ai dati riferiti alla formazione anti-corruzione
il perimetro include Eni SpA e le società controllate;
(iv) Relativamente ai dati riferiti agli investimenti per lo sviluppo
locale il perimetro include Eni Spa, società controllate e a
controllo congiunto;
(v) Il perimetro riferito ai dati afferenti ai fascicoli di segnala-
zione comprende Eni SpA e le società controllate;
(vi) Inne, il perimetro dei dati relativi agli interventi di audit con
veriche anti-corruzione include le società controllate, le
società partecipate in virtù di specici accordi e le terze
parti considerate a maggior rischio, ove previsto nei relativi
contratti stipulati con Eni.
I commenti alle performance si riferiscono a tali perimetri. Inol-
tre, a questi indicatori di performance è aancata una vista
addizionale solamente relativa al 2021 in cui si presentano i
dati delle società consolidate integralmente.
Per quanto concerne tutti gli altri KPI/dati il perimetro, coeren-
temente con la normativa di riferimento, coincide con le so-
cietà consolidate integralmente ai ni della predisposizione del
bilancio consolidato dal Gruppo Eni.
(65) Oltre alle società consolidate integralmente, il perimetro include le seguenti società: AGIBA PETROLEUM CO, CARDÓN IV, SA, Costiero Gas Livorno SpA, Eni Gas
Transport Services Srl, Eni Iran BV, Eni Ukraine LLC - IN LIQUIDATION, EniProgetti Egypt Ltd, ESACONTROL SA, Groupment Sonatrach-Eni, INDUSTRIA SICILIANA ACIDO
FOSFORICO - ISAF - SPA - in liquidazione, Karachaganak Petroleum Operating BV, LLC ''Eni Energhia'', LLC ''Eni-Nefto'', Mellitah Oil & Gas BV, Mozambique Rovuma Venture
SpA, OLEODOTTO DEL RENO SA, Olèoduc du Rhone SA, Petrobel Belayim Petroleum Co, SeaPad SpA, SEGAS Services SAE, Servizi Fondo Bombole Metano SpA, Société
Energies Renouvelables Eni-ETAP SA, Società EniPower Ferrara Srl, TECNOESA SA, Vår Energi AS, VERSALIS PACIFIC (INDIA) PRIVATE LIMITED.
PRINCIPI E CRITERI DI REPORTING
200
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
KPI METODOLOGIA
CAMBIAMENTO CLIMATICO
EMISSIONI GHG Scope 1: le emissioni di GHG dirette sono quelle derivanti dalle sorgenti riconducibili agli asset della compagnia (es. combustione,
aring, fuggitive e venting), e comprendono i CO
2
, CH
4
e N
2
O; il Global Warming Potential utilizzato per la conversione in CO
2
equivalente è 25 per il CH
4
e 298 per l’N
2
O. I. Non comprende i contributi di emissioni di CO
2
di origine biogenica.
Scope 2: sono le emissioni di GHG indirette relative alla generazione di energia elettrica, vapore e calore acquistati da terzi e
destinati al consumo interno.
Scope 3: emissioni di GHG indirette associate alla catena del valore dei prodotti Eni che prevedono un’analisi per categoria
di attività. Nell’ambito del settore Oil & Gas, la categoria più rilevante è quella legata all’utilizzo dei prodotti energetici (cd. end-
use) che Eni rendiconta utilizzando metodologie consolidate a livello internazionale (GHG Protocol e IPIECA) sulla base della
produzione upstream.
INTENSITÀ
DI EMISSIONI
Gli indicatori includono le emissioni di GHG dirette (Scope 1) che sono derivanti dagli asset operati da Eni, comprendono CO
2
,
CH
4
e N
2
O e sono contabilizzate al 100%.
Upstream: indicatore focalizzato sulle emissioni derivanti da attività di sviluppo e produzione di idrocarburi. Il denominatore
fa riferimento alla produzione lorda di idrocarburi operata.
R&M: indicatore focalizzato sulle emissioni derivanti dalle ranerie tradizionali e bioranerie. Il denominatore fa riferimento
alle quantità lavorate in ingresso (materie prime e semilavorati).
EniPower: indicatore focalizzato sulle emissioni derivanti dalla produzione di elettricità e vapore delle centrali termoelettriche. Il
denominatore fa riferimento all'energia elettrica equivalente prodotta (ad esclusione dell'impianto di cogenerazione di Bolgiano).
EFFICIENZA
OPERATIVA
L’ecienza operativa esprime l’intensità delle emissioni GHG (Scope 1 e Scope 2 espresse in tonCO
2
eq.) dei principali asset
industriali operati da Eni rispetto alla produzione (convertita per omogeneità in barili di olio equivalente utilizzando i fattori di
conversione medi Eni) nei singoli business di riferimento, misurandone quindi il grado di ecienza operativa in un contesto di
decarbonizzazione. In particolare si specica che:
Upstream: inclusi gli impianti di produzione di idrocaruburi e di energia elettrica;
R&M: incluse solo le ranerie;
Chimica: inclusi tutti gli stabilimenti;
EniPower: incluse le centrali ad esclusione dell'impianto di cogenerazione di Bolgiano.
A differenza degli altri indici di intensità emissiva che si riferiscono alle singole aree di business e che considerano le sole
emissioni di GHG Scope 1, l’indice di ecienza operativa misura sinteticamente l’impegno di Eni per la riduzione dell’intensità
emissiva GHG, includendo anche le emissioni Scope 2.
INTENSITÀ
ENERGETICA
L’indice di intensità energetica della ranazione rappresenta il valore complessivo dell’energia effettivamente utilizzata in
un determinato anno nei vari impianti di processo delle ranerie, rapportato al corrispondente valore determinato in base
a consumi standard predeniti per ciascun impianto di processo. Per confrontare negli anni i dati è stato considerato come
riferimento (100%) il dato relativo al 2009. Per gli altri settori l'indice rappresenta il rapporto tra i consumi energetici signicativi
associati agli impianti operati e le relative produzioni.
NET CARBON
FOOTPRINT
Net carbon footprint Eni: l’indicatore considera le emissioni GHG Scope 1 e Scope 2 delle attività operate da Eni o da terzi,
contabilizzate in quota equity e al netto degli offset, principalmente da Natural Climate Solutions, intervenuti nell’anno di riferimento.
Net carbon footprint upstream: l'indicatore considera le emissioni GHG Scope 1+2 delle attività di sviluppo e produzione di
idrocarburi operate e non operate da Eni contabilizzate su base equity (revenue interest) e al netto degli offset, principalmente
da Natural Climate Solutions, intervenuti nell’anno di riferimento.
NET GHG
LIFECYCLE
EMISSIONS
L'indicatore fa riferimento alle emissioni GHG Scope 1+2+3 associate alla liera dei prodotti energetici venduti da Eni,
includendo sia quelli derivanti da produzioni proprie, che quelli acquistati da terzi, contabilizzate su base equity al netto
degli offset principalmente da Natural Climate Solutions. A differenza delle emissioni Scope 3 (end use), che Eni rendiconta
in base alla produzione Upstream, l’indicatore Net GHG Lifecycle Emissions ha un dominio di riferimento molto più ampio,
rappresentando le emissioni Scope 1, 2 e Scope 3 riferite alle intere liere dei prodotti energetici venduti da Eni, includendo
anche le emissioni scope 3 end-use associate al gas acquistato da terzi e ai prodotti petroliferi venduti da Eni.
NET CARBON
INTENSITY
L'indicatore, contabilizzato su base equity, è espresso come rapporto tra le emissioni GHG assolute nette a ciclo di vita, (si veda
Net GHG Lifecycle Emissions), e il contenuto energetico dei prodotti venduti da Eni.
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 denisce installata quando gli impianti sono in esercizio o quando è raggiunta la “mechanical completion”
che rappresenta la fase nale di realizzazione dell’impianto ad eccezione della connessione alla rete.
PERSONE, SALUTE E SICUREZZA
RELAZIONI
INDUSTRIALI
In merito alle relazioni industriali, il periodo minimo di preavviso per modiche operative è in linea con quanto previsto dalle leggi
vigenti e dagli accordi sindacali sottoscritti nei singoli Paesi in cui Eni opera.
Dipendenti Coperti da Contrattazione collettiva: si intendono quei dipendenti il cui rapporto di lavoro è regolato da contratti o
accordi di tipo collettivo, siano essi nazionali, di categoria, aziendali o di sito. Questo è l'unico KPI dedicato alle persone che
considera i dipendenti a ruolo (società con cui il dipendente stipula il contratto di assunzione). Tutti gli altri, compresi gli indicatori
sulla formazione, sono calcolati secondo il metodo dell'utilizzo (società dove è prestata effettivamente l'attività lavorativa). Si
segnala che, utilizzando questo secondo metodo, le due dimensioni (società di ruolo e servizio) potrebbero coincidere.
GENDER PAY
GAP RAW
Il pay ratio raw è calcolato come rapporto tra la remunerazione media della popolazione femminile e la remunerazione media
di quella maschile per la singola qualica e per la popolazione complessiva.
ANZIANITÀ
LAVORATIVA
Numero medio degli anni lavorati dal personale dipendente presso Eni e controllate.
ORE DI
FORMAZIONE
Ore erogate ai dipendenti di Eni SpA e società controllate tramite percorsi formativi gestiti e realizzati da Eni Corporate University
(aula e a distanza) e attraverso attività realizzata dalle unità organizzative delle aree di Business/Società di Eni in autonomia
anche in modalità training on the job. Le ore medie di formazione sono calcolate come ore di formazione totali diviso il numero
medio di dipendenti nell’anno.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
201
KPI METODOLOGIA
DIRIGENTI E QUADRI
LOCALI ALL’ESTERO
Rapporto tra numero di dirigenti + quadri locali (dipendenti originari del Paese nel quale ha sede la loro principale attività
lavorativa) su totale occupazione estero.
TASSO
DI TURNOVER
Rapporto tra il numero delle assunzioni + risoluzioni dei contratti a tempo indeterminato e l'occupazione a ruolo a tempo
indeterminato dell'anno precedente.
SICUREZZA Eni si avvale di un numero elevato di contrattisti per lo svolgimento delle attività all'interno dei propri siti.
TRIR: indice di frequenza di infortuni totali registrabili (infortuni con giorni di assenza, trattamenti medici e casi di
limitazione al lavoro). Numeratore: numero di infortuni totali registrabili; denominatore: ore lavorate nello stesso periodo.
Risultato del rapporto moltiplicato per 1.000.000.
Indice di infortuni sul lavoro con gravi conseguenze: infortuni sul lavoro con giorni di assenza superiori a 180 giorni o
che comportano una inabilità totale o permanente. Numeratore: numero di infortuni sul lavoro con gravi conseguenze;
denominatore: ore lavorate nello stesso periodo. Risultato del rapporto moltiplicato per 1.000.000.
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’intervento mitigativo di sistemi tecnici e/o organizzativi di protezione. Vanno pertanto considerati near miss quegli
eventi incidentali che non si siano trasformati in danni o infortuni.
I pericoli principali rischi rilevati nel 2021 in Eni riguardano:
caduta in piano;
colpo, urto, schiacciamento durante l’utilizzo di attrezzature;
sollevamenti.
Per la valutazione dei KPI infortunistici, oltre allo standard GRI, Eni recepisce ed integra, attraverso le proprie procedure
interne, le linee guida IOGP in materia di work-relatedness event tenendo in considerazione anche il rischio Paese.
SALUTE Numero di denunce di malattia professionale presentate da eredi: indicatore utilizzato come proxy del numero di
decessi dovuti a malattie professionali.
Casi registrabili di malattie professionali: numero di denunce di malattia professionale.
Tipologie principali di malattie: le denunce di sospetta malattia professionale rese note al datore di lavoro riguardano
patologie che possono avere un nesso causale con il rischio lavorativo, in quanto possono essere state contratte
nell’esercizio e a causa delle attività lavorative con un’esposizione prolungata ad agenti di rischio presenti negli ambienti
di lavoro. Il rischio può essere provocato dalla lavorazione svolta, oppure dall’ambiente in cui la lavorazione stessa si
svolge. I principali agenti di rischio dalla cui esposizione prolungata può derivare una malattia professionale sono: (i)
agenti chimici (es. di malattia: neoplasie, malattie del sistema respiratorio, malattie del sangue); (ii) agenti biologici (es. di
malattia: malaria); (iii) agenti sici (es. di malattia: ipoacusia).
AMBIENTE
RISORSA IDRICA Prelievi idrici: somma dell’acqua di mare prelevata, dell’acqua dolce prelevata e dell’acqua salmastra proveniente da
sottosuolo o supercie. L’acqua da TAF rappresenta la quota di acqua di falda inquinata trattata e riutilizzata nel ciclo
produttivo. Il limite per acqua dolce, più conservativo rispetto a quello indicato dallo standard GRI di riferimento (pari a
1.000 ppm), è pari a 2000 ppm di TDS, così come previsto nella guida IPIECA/API/IOGP 2020.
Scarichi idrici: Le procedure interne relative alla gestione operativa degli scarichi idrici 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.
BIODIVERSITÀ 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 (o parzialmente dentro) i conni di una o più aree protette o KBA (a dicembre di ogni anno di riferimento).
Numero di siti “adiacenti” ad aree protette e a Key Biodiversity Areas (KBA): siti operativi in Italia e all’estero che, pur
trovandosi fuori dai conni di aree protette o KBA, sono ad una distanza inferiore a 1 km (a dicembre di ogni anno di
riferimento).
Numero di concessioni Upstream in sovrapposizione ad aree protette e a Key Biodiversity Areas (KBA), con attività
nell’area di sovrapposizione: concessioni attive nazionali e internazionali, operate, in fase di sviluppo o di produzione,
presenti nei database aziendali a giugno di ogni anno di riferimento che si sovrappongono ad una o più aree protette o
KBA, in cui operazioni in sviluppo/produzione (pozzi, sealine, pipeline e impianti onshore e offshore come documentati
nel geodatabase GIS aziendale) si trovano all’interno della zona di intersezione.
Numero di concessioni Upstream in sovrapposizione ad aree protette o Key Biodiversity Areas (KBA), senza attività
nell’area di sovrapposizione: concessioni attive nazionali e internazionali, operate, in fase di sviluppo o di produzione,
presenti nei database aziendali a giugno di ogni anno di riferimento che si sovrappongono ad una o più aree protette o
KBA, in cui operazioni in sviluppo/produzione (pozzi, sealine, pipeline e impianti onshore e offshore come documentati
nel geodatabase GIS aziendale) si trovano al di fuori della zona di intersezione.
Le fonti utilizzate per il censimento delle aree protette e delle KBA sono rispettivamente il “World Database on Protected
Areas” e il “World Database of Key Biodiversity Areas”, dati messi a disposizione di Eni nel quadro dell’adesione alla
Proteus Partnership di UNEP-WCMC (UN Environment Programme – World Conservation Monitoring Center). Ci sono
alcune limitazioni da considerare quando si interpretano i risultati di questa analisi:
è riconosciuto a livello globale che esiste una sovrapposizione tra i diversi database delle aree protette e delle KBA, che
può aver portato ad un certo grado di duplicazione nell’analisi (alcune aree protette/KBA potrebbero essere contate
più volte);
i database delle aree protette o prioritarie per la biodiversità utilizzati per l’analisi, pur rappresentando le informazioni
più aggiornate disponibili a livello globale, potrebbero non essere completi per ogni Paese.
SPILL Sversamento da contenimento primario o secondario nell’ambiente di petrolio o derivato petrolifero da ranazione o di
riuto petrolifero occorso durante l’attività operativa o a seguito di atti di sabotaggio, furto e vandalismo.
202
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
KPI METODOLOGIA
RIFIUTI Riuti da attività produttiva: riuti derivanti da attività produttive, compresi i riuti provenienti da attività di perforazione
e dai cantieri di costruzione.
Riuti da attività di bonica: comprendono i riuti derivanti da attività di messa in sicurezza e bonica del suolo,
demolizioni e acque di falda classicate come riuto.
Il metodo di smaltimento dei riuti è comunicato ad Eni dal soggetto autorizzato allo smaltimento.
TUTELA DELL’ARIA NOx: emissioni dirette totali di ossidi di azoto dovute ai processi di combustione con aria. Incluse emissioni di NOx
da attività di aring, da processi di recupero dello zolfo, da rigenerazione FCC, ecc. Comprese emissioni di NO ed NO
2
,
escluso 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.
PST: emissioni dirette di Particolato Sospeso Totale, materiale solido o liquido nemente suddiviso sospeso in ussi
gassosi. Fattori di emissione standard.
DIRITTI UMANI
CONTRATTI
DI SECURITY
CON CLAUSOLE
SUI DIRITTI UMANI
L’indicatore relativo alla “percentuale di contratti di security con clausole sui diritti umani” si ottiene calcolando il rapporto
tra il “Numero dei contratti di vigilanza e portierato di security con clausole sui diritti umani” e il “Numero totale dei
contratti di vigilanza e portierato di security”.
SEGNALAZIONI L’indicatore si riferisce ai fascicoli di segnalazione relativi ad Eni SpA e società controllate, chiusi nell’anno ed afferenti i
diritti umani; dei fascicoli così individuati, viene riportato il numero di asserzioni distinte per esito dell’istruttoria condotta
sui fatti segnalati (fondate, parzialmente fondate, non fondate con adozione di azioni di miglioramento e non fondate/non
accertabili/not applicable).
FORNITORI
FORNITORI
OGGETTO
DI ASSESSMENT
L’indicatore rappresenta tutti i fornitori oggetto di Due Diligence o sottoposti ad un processo di qualica o oggetto di un
feedback di valutazione delle performance sulle aree HSE o Compliance o oggetto di un processo di retroazione oppure
sottoposti ad un assessment su tematiche di diritti umani (ispirato allo standard SA 8000 o certicazione similare), per i
quali le attività di Vendor Management sono accentrate in Eni SpA (es. tutti i fornitori italiani, mega supplier ed internazionali)
o sono svolte localmente dalle società estere controllate con una funzione di vendor management ed operanti su VMS
almeno sul modulo qualica da più di un anno (Eni Ghana, Eni Pakistan, Eni US e Eni Angola, Eni México S. de RL de CV, IEOC,
Eni Australia ed Eni Nigeria (NAOC)). Il perimetro viene progressivamente esteso ogni anno in funzione della diffusione del
sistema VMS.
NUOVI FORNITORI
VALUTATI SECONDO
CRITERI SOCIALI
L’indicatore è ricompreso in quello dedicato ai “fornitori oggetto di assessment” e rappresenta tutti i nuovi fornitori
sottoposti ad un processo di nuova qualica.
TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE
COUNTRY-
BY-COUNTRY
REPORT
La disclosure relativa al country by country report è coperta attraverso un rimando all’ultimo documento pubblicato
(generalmente l’esercizio precedente a quello di rendicontazione della DNF) riportante le principali informazioni richieste
dallo standard GRI di riferimento (207-4).
FORMAZIONE
ANTI-CORRUZIONE
E-learning rivolto a risorse in contesto di a medio/alto rischio di corruzione.
E-learning rivolto a risorse in contesto a basso rischio corruzione.
Workshop generale: eventi formativi in aula rivolti al personale in contesto ad alto rischio corruzione.
Job specic training: eventi formativi in aula rivolti a speciche famiglie professionali operanti in contesti ad alto rischio
di corruzione.
SVILUPPO LOCALE
INVESTIMENTI
PER LO SVILUPPO
LOCALE
L’indicatore si riferisce alla quota Eni della spesa per le iniziative di sviluppo locale realizzati da Eni a favore del territorio
per promuovere il miglioramento della qualità della vita e uno sviluppo socio-economico sostenibile delle comunità nei
contesti operativi.
SPESA VERSO
FORNITORI LOCALI
L’indicatore si riferisce alla quota di spesa 2021 verso fornitori locali. La denizione di “spesa verso fornitore locale”
è stata declinata secondo le seguenti modalità alternative sulla base delle peculiarità dei Paesi analizzati: 1)“Metodo
Equity” (Ghana): la quota di spesa verso fornitori locali è determinata in base alla percentuale di proprietà della struttura
societaria (es. per una Joint Venture con 60% di componente locale, viene considerata come spesa verso fornitore locale
il 60% dello speso complessivo verso la Joint Venture); 2)“Metodo Valuta locale” (Angola, Vietnam e UK): viene individuata
come spesa verso fornitori locali la quota parte pagata in valuta locale; 3)“Metodo della registrazione nel Paese” (Iraq,
Indonesia, Emirati Arabi Uniti, Nigeria, Mozambico e USA): viene individuata come locale la spesa verso fornitori registrati
nel Paese e non appartenenti a gruppi internazionali/megasupplier (es. fornitori di servizi di perforazione/servizi ausiliari
alla perforazione); 4)“Metodo della registrazione nel Paese + Valuta Locale” (Congo e Messico): viene individuata come
locale la spesa verso fornitori registrati nel Paese e non appartenenti a gruppi internazionali/megasupplier (es. fornitori di
servizi di perforazione). Per questi ultimi, si considera come locale la spesa effettuata in valuta locale. I Paesi selezionati
sono Ghana, Angola, UK, Iraq, Nigeria, Congo, Messico, Mozambico, USA, Indonesia, Emirati Arabi Uniti e Vietnam. I Paesi
selezionati sono quelli più rappresentativi per il business di Eni da un punto di vista strategico e nei quali si è registrato un
piano degli approvvigionamenti relativo al quadriennio 21-24 rilevante rispetto al totale del Gruppo Eni.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
203
Aspetto
Materiale/
Disclosure GRI Descrizione/Disclosure GRI
Sezione e/o
numero di pagina Omission
WEF - Tematiche
e metriche Core
PROFILO DELL'ORGANIZZAZIONE
102-1 Nome dell’organizzazione Relazione Finanziaria Annuale 2021, pag. 2
102-2 Principali attività, marchi, prodotti
e/o servizi
Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 2-3
102-3 Sede principale Relazione Finanziaria Annuale 2021, retro cover
102-4 Paesi di operatività Relazione Finanziaria Annuale 2021, pag. 2
102-5 Assetto proprietario e forma legale
Relazione Finanziaria Annuale 2021, retro cover
https://www.eni.com/it-IT/chi-siamo/governance.html
102-6 Mercati serviti Relazione Finanziaria Annuale 2021, pag. 3
102-7 Dimensione dell’organizzazione Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 16-19
102-8 Numero di dipendenti per tipo di
contratto, regione e genere
DNF, pagg.175-178
102-9 Descrizione della catena di fornitura DNF, pagg. 190-191
102-10 Modiche signicative del Gruppo o
della catena di fornitura
Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 223-227;
477-479
102-11 Modalità di applicazione del principio
o approccio prudenziale
Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 28-33
102-12 Adozione di codici e principi esterni Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 20-21
102-13 Adesione ad associazioni e
organizzazioni nazionali e
internazionali
Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 20-21
STRATEGIA
102-14 Dichiarazione del Presidente e
dell’Amministratore Delegato
Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 8-15
102-15 Principali impatti, rischi e opportunità Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 28-33;
130-154
Risk and opportunity oversight -
Integrating risk and opportunity into
business process
ETICA E INTEGRITÀ
102-16 Valori, principi, standard, codici di
condotta e codici etici
Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 4-5; 39-43
DNF, pagg. 158; 160-161
Governing purpose - Setting purpose
Ethical behavior - Protected ethics
advice and reporting mechanisms
GOVERNANCE
102-18 Struttura di governo
dell'organizzazione
Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 34-43
COINVOLGIMENTO DEGLI STAKEHOLDER
102-40 Elenco degli stakeholder coinvolti Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 20-21
102-41 Contratti collettivi di lavoro DNF, pagg. 178; 201
102-42 Identicazione e selezione degli
stakeholder
Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 20-21
102-43 Coinvolgimento degli stakeholder Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 20-21 Stakeholder engagement - Material
issues impacting stakeholders
102-44 Aspetti chiave e critiche emerse dal
coinvolgimento degli stakeholder
Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 20-21
PRATICHE DI REPORTING
102-45 Società consolidate Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 438-479
DNF, pag. 200
102-46 Denizione dei contenuti DNF, pagg. 200; 204-207
102-47 Aspetti materiali identicati DNF, pagg. 199; 200 Stakeholder engagement - Material
issues impacting stakeholders
102-48 Ridenizione delle informazioni DNF, pagg. 172; 178; 185
CONTENT INDEX
204
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Aspetto
Materiale/
Disclosure GRI Descrizione/Disclosure GRI
Sezione e/o
numero di pagina Omission
WEF - Tematiche
e metriche Core
102-49 Cambiamenti signicativi di
rendicontazione
DNF, pagg. 200; 204-207
102-50 Periodo di rendicontazione DNF, pag. 200
102-51 Data di pubblicazione
del precedente report
https://www.eni.com/it-IT/investitori/risultati-nanziari-e-
rapporti.html
102-52 Periodicità di rendicontazione DNF, pag. 200
102-53 Contatti per DNF https://www.eni.com/it-IT/trasformazione.html
102-54/102-55 Scelta dell’opzione in accordance e
Content index
DNF, pagg. 200; 204-207
102-56 Attestazione esterna Relazione Finanziaria Annuale 2021
CONTRASTO AL CAMBIAMENTO CLIMATICO E TECNOLOGIE LOW CARBON
Riduzione delle emissioni GHG; Rinnovabili; Biocarburanti e Chimica verde; Idrogeno; Soluzioni per lo stoccaggio della CO
2
; Relazioni con i clienti
Performance economica - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3)
Perimetro: interno ed esterno
(fornitori - RNEF
1
; clienti - RNEC
2
)
DNF, pagg. 160-161; 162-163; 199; 205
201-2 Implicazioni nanziarie connesse
al cambiamento climatico
Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 30; 136-
141
DNF, pagg. 166-172
Emissioni - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3)
Perimetro: interno ed esterno
(fornitori - RNEF
1
; clienti - RNEC
2
)
DNF, pagg. 160-161; 162-163; 166-172; 199; 201; 205
Climate change - TCFD implementation
305-1 Emissioni di gas serra dirette
(Scope 1)
DNF, pagg. 170-172; 201
Climate change - Greenhouse gas
(GHG) emissions
305-2 Emissioni di gas serra generate da
consumi energetici (Scope 2)
DNF, pagg. 170-172; 201
305-3 Altre emissioni di gas serra indirette
(Scope 3)
DNF, pagg. 170-172; 201
305-4 Intensità emissiva DNF, pagg. 170-172; 201
305-5 Riduzione delle emissioni di GHG DNF, pagg. 170-172; 201
305-7 NOx, SOx, e altre emissioni
signicative
DNF, pagg. 182-185; 203
Energia - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3)
Perimetro: interno
DNF, pagg. 160-161; 166-172; 199; 201; 205
302-3 Intensità energetica DNF, pagg. 170-172; 201
PERSONE
Occupazione; Diversità, inclusione e work-life balance; Formazione; Tutela della salute dei lavoratori e delle comunità
Presenza sul mercato - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3)
Perimetro: interno
DNF, pagg. 160-161; 173-178; 199; 201-202
202-2 Manager e senior manager locali
all’estero
DNF, pagg. 175-178; 201-202
Occupazione - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3)
Perimetro: interno
DNF, pagg. 160-161; 173-178; 199; 201-202
401-1 Assunzioni e risoluzioni DNF, pagg. 175-178; 201-202 Employment and wealth generation
- Absolute number and rate of
employment
Salute e sicurezza sul lavoro - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3; 403-1; 403-2; 403-4; 403-5;
403-7)
Perimetro: interno
DNF, pagg. 160-161; 173-178; 199; 201-202
403-10 Malattie professionali DNF, pagg. 175-178; 201-202
Formazione e istruzione - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3)
Perimetro: interno
DNF, pagg. 160-161; 173-178; 199; 201-202
404-1 Formazione dei dipendenti DNF, pagg. 175-178; 201-202 Skills for the future - Training provided
404-3 Percentuale di dipendenti che
ricevono una valutazione periodica
delle performance e dello sviluppo
professionale
DNF, pag. 174
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
205
Aspetto
Materiale/
Disclosure GRI Descrizione/Disclosure GRI
Sezione e/o
numero di pagina Omission
WEF - Tematiche
e metriche Core
Diversità e pari opportunità - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3)
Perimetro: interno Dignity and equality - Pay equality
Relazione sulla Politica in materia
di Remunerazione e sui compensi
corrisposti
DNF, pagg. 160-161; 173-178; 199; 201-202 Dignity and equality - Wage level
Relazione sulla Politica in materia
di Remunerazione e sui compensi
corrisposti
405-1 Diversità degli organi di governo e dei
dipendenti
DNF, pagg. 175-178 Quality of governing body -
Governance body composition
Relazione sul Governo Societario e gli assetti
proprietari, Consiglio di Amministrazione
Dignity and equality - Diversity and
inclusion
SICUREZZA
Sicurezza delle persone e Asset integrity
Salute e sicurezza sul lavoro - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3; 403-1; 403-2; 403-4; 403-5;
403-6; 403-7)
Perimetro: interno ed esterno (fornitori)
DNF, pagg. 160-161; 179-180; 199; 201; 206 Health and well being - Health and
safety
403-9 Infortuni sul luogo di lavoro DNF, pagg. 180; 201-202 Health and well being - Health and
safety
RIDUZIONE DEGLI IMPATTI AMBIENTALI
Risorsa idrica; Biodiversità Oil spill; Qualità dell’aria; Boniche e riuti; Economia Circolare
Acqua - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3 ; 303-1; 303-2)
Perimetro: interno
DNF, pagg. 160-161; 180-186; 199; 202; 206
303-3 Prelievi idrici DNF, pagg. 182-186; 202 Freshwater availability - Water
consumption and withdrawal in water-
stressed areas
303-4 Scarichi idirici DNF, pagg. 182-186; 202
Biodiversità - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3)
Perimetro: interno
DNF, pagg. 160-161; 180-186; 199; 202; 206
304-1 Operazioni in aree protette
o ad alto valore di biodiversità
DNF, pagg. 182-186; 202 Nature loss - Land use and ecological
sensitivity
Riuti - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3; 306-1; 306-2)
Perimetro: interno
DNF, pagg. 160-161; 180-186; 199; 203; 206
306-3 Riuti prodotti DNF, pagg. 182-186; 203
306-4 Riuti non destinati a smaltimento DNF, pagg. 182-186; 203
306-5 Riuti destinati allo smaltimento DNF, pagg. 182-186; 203
Compliance ambientale - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3)
Perimetro: interno
DNF, pagg. 160-161; 180-186; 199; 202; 206
307-1 Compliance ambientale Relazione Finanziaria Annuale 2021, pagg. 298-314
DIRITTI UMANI
Diritti dei lavoratori e delle comunità locali, Catena di fornitura e Security
Non discriminazione - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3)
Perimetro: interno ed esterno (Forze
di sicurezza locali e Fornitori - RNEF
1
)
DNF, pagg. 160-161; 186-189; 199; 203; 206
Dignity and equality - Risk for incidents
of child, forced or compulsory labour
406-1 Incidenti di discriminazione e azioni
intraprese
DNF, pagg. 188-189; 203
Pratiche di sicurezza - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3)
Perimetro: interno ed esterno (Forze
di sicurezza locali e Fornitori - RNEF
1
)
DNF, pagg. 160-161; 186-189; 199; 203; 206
410-1 Formazione al personale di security DNF, pagg. 188-189; 203
Valutazione dei diritti umani - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3)
Perimetro: interno ed esterno (Forze
di sicurezza locali e Fornitori - RNEF
1
)
DNF, pagg. 160-161; 186-189; 199; 203; 206
412-2 Formazione sul tema Diritti Umani DNF, pagg. 188-189; 203
Fornitori e valutazioni sociali - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3)
Perimetro: interno ed esterno (Forze
di sicurezza locali e Fornitori - RNEF
1
)
DNF, pagg. 160-161; 190-191; 199; 203; 206-207
206
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Aspetto
Materiale/
Disclosure GRI Descrizione/Disclosure GRI
Sezione e/o
numero di pagina Omission
WEF - Tematiche
e metriche Core
414-1 Qualica sociale di nuovi fornitori DNF, pagg. 190-191; 203
INTEGRITÀ NELLA GESTIONE DEL BUSINESS
Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia scale
Anti corruzione - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3)
Perimetro: interno ed esterno (Fornitori - RPEF
3
)
DNF, pagg. 160-161; 191-193; 199; 203; 207
205-2 Comunicazione e formazione su
politiche anti corruzione
DNF, pagg. 193; 203
Ethical behaviour - Anti-corruption
205-3 Episodi di corruzione accertati e
azioni intraprese
DNF, pagg. 193; 203
Tax - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3; 207-1; 207-2; 207-3)
Perimetro: interno
DNF, pagg. 160-161; 191-193; 199; 203; 207
207-4 Imposte: Rendicontazione Paese
per Paese
DNF, pagg. 191-193; 203. Per maggiori informazioni
si veda la nota 32 del Bilancio consolidato
ACCESSO ALL’ENERGIA, SVILUPPO LOCALE ATTRAVERSO PARTNERSHIP PUBBLICO-PRIVATE
Diversicazione economica; Educazione e formazione; Accesso all’acqua, all’energia e all’igiene; Salute; Protezione e conservazione delle foreste e tutela del territorio;
Partnership Pubblico-Private
Impatti economici indiretti - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3)
Perimetro: interno
DNF, pagg. 160-161; 194-195; 199; 203; 207
203-1 Investimenti infrastrutturali e per lo
sviluppo
DNF, pagg. 194-195; 203
Performance economica - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3)
Perimetro: interno Employment and wealth generation -
Financial investment contribution
Nel 2021 si sono registrati investimenti
al netto delle svalutazioni pari a €5.067
milioni e Share buybacks plus dividend
payments pari a €2.763 milioni.
Community and social vitality - Total
tax paid
Eni nel 2021 ha pagato €3.726 milioni
di imposte.
DNF, pagg. 160-161; 199; 207
201-1
Valore economico direttamente
generato e distribuito
DNF, pag. 207
Employment and wealth generation -
Economic contribution
1) Nel 2021, Eni ha generato un valore
economico pari a €78 miliardi di cui
sono stati distribuiti €66 miliardi,
in particolare: 84% sono costi
operativi, 4% salari e stipendi per i
dipendenti, 6% pagamenti ai fornitori
di capitale, 6% pagamenti alla Pubblica
Amministrazione.
2) Eni nel 2021 ha ricevuto circa
€84 milioni di assistenza nanziaria
dalla Pubblica Amministrazione,
principalmente all’estero.
Comunità locali - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3)
Perimetro: interno
DNF, pagg. 160-161; 194-195; 199; 203; 207
413-1 Attività di coinvolgimento delle
comunità locali
DNF, pagg. 194-195; 203
LOCAL CONTENT
Gestione responsabile della catena di fornitura; Business e valore aggiunto creato nei Paesi di presenza
Pratiche degli acquisti - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3)
Perimetro: interno ed esterno
(Fornitori - RNEF
1
)
DNF, pagg. 160-161; 194-195; 199; 203; 207
204-1 Spesa verso fornitori locali DNF, pagg. 194-195; 203
DIGITALIZZAZIONE, INNOVAZIONE E CYBER SECURITY
Innovazione tecnologica - Approccio di gestione
(103-1; 103-2; 103-3)
Perimetro: interno pagg. 160-161; 166-172; 199; 207 Innovation of better products and
services - Total R&D expenses
DNF, pag. 172
(1) RNEF = Rendicontazione non estesa ai fornitori.
(2) RNEC = Rendicontazione non estesa ai clienti.
(3) RPEF = Rendicontazione parzialmente estesa ai fornitori.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
207
Altre informazioni
Adesione al Codice italiano pagamenti responsabili
In linea con la policy di trasparenza e correttezza nella gestio-
ne dei propri fornitori, Eni SpA ha aderito al Codice Italiano
Pagamenti Responsabili che Assolombarda ha istituito nel
2014. Nel 2021 i tempi medi di pagamenti dei fornitori, se-
condo le previsioni contrattuali, si sono attestati mediamente
a 53 giorni.
Art. 15 (già art. 36) del Regolamento Mercati Consob (aggior-
nato con Delibera Consob n. 20249 del 28 dicembre 2017):
condizioni per la quotazione di azioni di società controllanti so-
cietà costituite e regolate dalla legge di Stati non appartenenti
all’Unione Europea. In relazione alle prescrizioni regolamentari
in tema di condizioni per la quotazione di società controllanti
società costituite e regolate secondo leggi di Stati non appar-
tenenti all’Unione Europea e di signicativa rilevanza ai ni del
bilancio consolidato, si segnala che:
} alla data del 31 dicembre 2021 le prescrizioni regolamen-
tari dell’art. 15 del Regolamento Mercati si applicano alle 12
società controllate: NAOC - Nigerian Agip Oil Co. Ltd, Eni Pe-
troleum Co. Inc., Eni Congo SA, Nigerian Agip Exploration Ltd,
Eni Canada Holding Ltd, Eni Ghana Exploration and Production
Ltd, Eni Trading & Shipping Inc., Eni UK Ltd, Eni Investments
Plc, Eni Lasmo Plc, Eni ULX Ltd, Eni UK Holding Plc;
} sono state adottate le procedure adeguate che assicurano
la completa compliance alla predetta normativa.
Regole per la trasparenza e la correttezza sostanziale e pro-
cedurale delle operazioni con parti correlate
Le regole per la trasparenza e la correttezza sostanziale e pro-
cedurale delle operazioni con parti correlate adottate dalla So-
cietà in linea con i listing standard Consob sono disponibili sul
sito internet della Società e nella Relazione sul Governo Socie-
tario e gli Assetti Proprietari 2021.
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
Successivamente alla chiusura del bilancio, si evidenzia il
provvedimento dell’amministrazione finanziaria italiana
nell’ambito del pacchetto di misure adottate dal Governo
per contrastare gli effetti economici e umanitari della crisi
ucraina, di introdurre per il 2022 un contributo straordinario
a carico delle imprese del settore energetico sull’incremen-
to del saldo tra le operazioni attive e le operazioni passive
realizzato nel semestre ottobre 2021-marzo 2022 rispetto
al corrispondente periodo 2020-2021. In considerazione
dell’iter di conversione legislativa ancora in corso, della ne-
cessità di provvedimenti attuativi e necessari chiarimenti
interpretativi, nonché della indisponibilità di dati completi di
comparazione, ad oggi non risulta possibile effettuare una
stima attendibile degli impatti a livello consolidato.
Altri fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio
sono indicati nel commento all’andamento operativo dei set-
tori di attività.
208
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
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
greggio corrisponde a circa 0,137 tonnellate.
Boe (Barrel of Oil Equivalent) Viene usato come unità di mi-
sura unicata di petrolio e gas naturale, quest’ultimo viene
convertito da metro cubo in barile di olio equivalente utiliz-
zando il coeciente moltiplicatore di 0,00665.
Capacità installata da rinnovabili Misura la capacità mas-
sima 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 denisce in
-
stallata quando gli impianti sono in esercizio o quando è
raggiunta la “mechanical completion” che rappresenta la
fase nale di realizzazione dell’impianto ad eccezione della
connessione alla rete.
Compounding Attività specializzata nella produzione di se-
milavorati in forma granulare derivanti dalla combinazione di
due o più prodotti chimici.
Conversione Processi di raneria che permettono la trasfor-
mazione di frazioni pesanti in frazioni più leggere. Appartengo-
no a tali processi il cracking, il visbreaking, il coking, la gassi-
cazione dei residui di raneria, 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 con-
versione della raneria”; più esso è elevato, più la raneria è
essibile ed offre maggiori prospettive di redditività.
Elastomeri (o Gomme) Polimeri, naturali o sintetici, che, a dif-
ferenza 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 impor-
tanti sono il polibutadiene (BR), le gomme stirene-butadiene
(SBR), le gomme etilene-propilene (EPR), le gomme termopla-
stiche (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 aring, da pro-
cessi 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
aring (se il gas contiene 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 pro-
prietà o controllate 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 nalizzate alla
vendita a grossisti/rivenditori (soprattutto gasolio), a pub
-
bliche amministrazioni e a consumatori, quali industrie,
centrali termoelettriche (olio combustibile), compagnie
aeree (jet fuel), trasportatori, condomini e privati. Sono
escluse le vendite effettuate tramite la rete di distribuzione
dei carburanti, i bunkeraggi marittimi, le vendite a società
petrolifere e petrolchimiche, agli importatori e agli organi
-
smi internazionali.
Greenhouse Gases (GHG) Gas presenti nell’atmosfera, tra-
sparenti alla radiazione solare, che assorbono le radiazioni in-
frarosse emesse dalla supercie terrestre. I GHG che interes-
sano le attività di Eni sono: anidride carbonica (CO
2
), metano
(CH
4
) e protossido di azoto (N
2
O). Le emissioni di GHG sono
convenzionalmente riportate in CO
2
equivalente (CO
2
eq.) in
conformità con i valori del Global Warming Potential, in linea
con il quarto Assessment Report dell’IPCC AR4.
GNL Gas naturale liquefatto, ottenuto a pressione atmosfe-
rica con il raffreddamento del gas naturale a -160 °C. Il gas
viene liquefatto per facilitarne il trasporto dai luoghi di estra-
zione a quelli di trasformazione 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 temperatura ambiente attraverso una limitata
compressione.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
209
Indice di ecienza operativa Eni Rapporto tra le emissioni
GHG Scope 1 e Scope 2 delle principali attività operate di Eni
e le rispettive produzioni, convertite per omogeneità in boe.
Intensità emissiva GHG upstream Rapporto tra il 100% del-
le emissioni GHG Scope 1 degli asset operati upstream e il
100% della produzione 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 prima generazione (oli vegetali). La seconda genera-
zione è costituita principalmente da riuti agricoli non alimen-
tari e riuti agro-urbani (grassi animali, oli da cucina usati e ri-
uti agricoli), quelle di terza generazione sono quelle materie
non agricole ad alta innovazione (derivanti da alghe o riuti).
Moulding Attività di stampaggio di poliolene espanse per la
produzione di manufatti ultraleggeri.
NGL Idrocarburi liquidi o liquefatti recuperati dal gas naturale
in apparecchiature di separazione o impianti di trattamento
del gas. Fanno parte dei gas liquidi naturali, propano, normal
butano e isobutano, isopentano e pentani plus, talvolta deni
-
ti come “gasolina naturale” (natural gasoline) o condensati di
impianto.
Net GHG Lifecycle Emissions Emissioni GHG Scope 1+2+3
associate alla liera dei prodotti energetici venduti da Eni, in-
cluse produzioni proprie e acquisti da terzi, contabilizzate su
base equity e al netto degli offset principalmente da Natural
Climate Solutions.
Net Carbon Footprint Emissioni GHG Scope 1 e Scope 2 as-
sociate alle operazioni di Eni, contabilizzate su base equity,
al netto degli offset principalmente da Natural Climate Solu-
tions.
Net Carbon Intensity Rapporto tra Net absolute GHG lifecycle
emissions e il contenuto energetico dei prodotti venduti.
Oil spill Sversamento di petrolio o derivato petrolifero da raf-
nazione o di riuto petrolifero occorso durante la normale
attività operativa (da incidente) o dovuto ad azioni che osta-
colano l’attività operativa della business unit o ad atti eversivi
di gruppi organizzati (da atti di sabotaggio e terrorismo).
Oileld chemicals Offerta di soluzioni innovative per la forni-
tura di prodotti chimici e relativi servizi ausiliari per il settore
Oil & Gas.
Olene (o Alcheni) Serie di idrocarburi con particolare reat-
tività chimica utilizzati per questo come materie prime nella
sintesi di intermedi e polimeri.
Over/under lifting Gli accordi stipulati tra i partner che re-
golano i diritti di ciascuno a ritirare pro-quota la produzione
disponibile nel periodo. Il ritiro di una quantità superiore o in-
feriore rispetto alla quota di diritto determina una situazione
momentanea di over/under lifting.
Plasmix Nome collettivo delle diverse materie plastiche che
attualmente non hanno utilizzo nel mercato del riciclo e pos-
sono essere utilizzate come materia prima nei nuovi business
Eni relativi all’economia circolare.
Potenziale minerario (volumi di idrocarburi potenzialmente
recuperabili) Stima di volumi di idrocarburi recuperabili ma
non denibili come riserve per assenza di requisiti di com-
merciabilità, o perché economicamente subordinati a svilup-
po di nuove tecnologie, o perché riferiti ad accumuli non an-
cora perforati, o dove la valutazione degli accumuli scoperti è
ancora a uno stadio iniziale.
Pozzi di inlling (Inttimento) Pozzi realizzati su di un’area
in produzione per migliorare il recupero degli idrocarburi del
giacimento e per mantenere/aumentare i livelli di produzione.
Production Sharing Agreement (PSA) Tipologia contrattuale
vigente nei Paesi produttori dell’area non OCSE caratterizza-
ta dall’intestazione del titolo minerario in capo alla società
nazionale dello Stato concedente, alla quale viene di norma
conferita l’esclusiva dell’attività di ricerca e produzione idro-
carburi, con facoltà di istituire rapporti contrattuali con altre
società (estere o locali). Con il contratto, il Committente (la
società nazionale) ada al Contrattista (la società terza) il
compito di eseguire i lavori di esplorazione e produzione con
l’apporto di tecnologie e mezzi nanziari. Sotto il prolo eco-
nomico 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 (Prot Oil) suddivisa a titolo di protto tra il
Committente e il Contrattista secondo schemi di ripartizione
variabili. Sulla base di questa congurazione di principio, la
contrattualistica specica può assumere caratteristiche di-
verse a seconda dei Paesi.
Recupero assistito Tecniche utilizzate per aumentare o pro-
lungare la produttività dei giacimenti.
Riserve Sono le quantità di olio e di gas stimate economi-
camente producibili, ad una certa data, attraverso l’applica-
zione di progetti di sviluppo in accumuli noti. In aggiunta le
licenze, i permessi, gli impianti, le strutture di trasporto degli
idrocarburi ed il nanziamento del progetto, devono esistere,
oppure ci deve essere la ragionevole aspettativa che saranno
disponibili in un tempo ragionevole. Le riserve si distinguono
in: (i) riserve sviluppate: quantità di idrocarburi che si stima di
210
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Abbreviazioni
/a
anno
mgl
migliaia
bbl
barili
mld
miliardi
bbl/g
barili/giorno
mln
milioni
boe
barili di petrolio equivalente
n.
numero
boe/g
barili di petrolio equivalente/giorno
NGL
Natural Gas Liquids
/g
giorno
PCA
Production Concession Agreement
GNL
Gas Naturale Liquefatto
ppm
parti per milione
GPL
Gas di Petrolio Liquefatto
PSA
Production Sharing Agreement
GWh
Gigawattora
tep
tonnellate di petrolio equivalente
km
chilometri
ton
tonnellate
mc
metri cubi
TWh
Terawattora
poter recuperare tramite pozzi, facility e metodi operativi esi-
stenti; (ii) riserve non sviluppate: quantità di idrocarburi che si
prevede di recuperare a seguito di nuove perforazioni, facility
e metodi operativi.
Riserve certe Rappresentano le quantità stimate di olio e gas
che, sulla base dei dati geologici e di ingegneria di giacimento
disponibili, sono stimate con ragionevole certezza, economi-
camente producibili da giacimenti noti alle condizioni tecni-
che, contrattuali, economiche e operative esistenti al momen-
to della stima. Ragionevole certezza signica che esiste un
“alto grado di condenza che le quantità verranno recuperate”
cioè che è molto più probabile che lo siano piuttosto che non
lo siano. Il progetto di sviluppo deve essere iniziato oppure
l’operatore deve essere ragionevolmente certo (chiara volontà
manageriale) che inizierà entro un tempo ragionevole.
Ship-or-pay Clausola dei contratti di trasporto del gas natu-
rale, 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 natura-
le, in base alla quale l’acquirente è obbligato a pagare al prez-
zo contrattuale, o a una frazione di questo, la quantità minima
di gas prevista dal contratto, anche se non ritirata, avendo la
facoltà di prelevare, negli anni contrattuali successivi, il gas
pagato ma non ritirato per un prezzo che tiene conto della
frazione di prezzo contrattuale già corrisposto.
UN SDG Gli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) sono il pia-
no per realizzare un futuro migliore e più sostenibile per tutti
entro il 2030. Adottati da tutti gli Stati membri delle Nazioni
Unite nel 2015, affrontano le sde globali che il mondo sta
combattendo, comprese quelle legate alla povertà, alla disu-
guaglianza, al cambiamento climatico, al degrado ambienta-
le, alla pace e alla giustizia. Per ulteriori dettagli consultare il
sito https://unsdg.un.org
Upstream/downstream Il termine upstream riguarda le at-
tività di esplorazione e produzione di idrocarburi. Il termine
downstream riguarda le attività inerenti il settore petrolifero
che si collocano a valle della esplorazione e produzione.
Vita media residua delle riserve Rapporto tra le riserve certe
di ne anno e la produzione dell’anno.
Work-over Operazione di intervento su un pozzo per eseguire
consistenti manutenzioni e sostituzioni delle attrezzature di
fondo che convogliano i uidi di giacimento in supercie.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
211
Bilancio
consolidato
2021
1 RELAZIONE SULLA GESTIONE 1
2 BILANCIO CONSOLIDATO 212
Schemi di bilancio 214
Note al bilancio consolidato 222
Informazioni supplementari sull'attività Oil & Gas previste dalla SEC 338
Attestazione del management 357
3 BILANCIO DI ESERCIZIO 358
4 ALLEGATI 436
31.12.2021
31.12.2020
(€ milioni) Note Totale
di cui
verso parti
correlate
Totale
di cui
verso parti
correlate
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti (6) 8.254 9.413
Attività nanziarie destinate al trading
(7)
Altre attività nanziarie
(17)
Crediti commerciali e altri crediti
(8)
Rimanenze
(9)
Attività per imposte sul reddito
(10)
Altre attività (11) (24) 13.634 492 2.686 145
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari (12) 56.299 53.943
Diritto di utilizzo beni in leasing (13) 4.821 4.643
Attività immateriali (14) 4.799 2.936
Rimanenze immobilizzate-scorte d'obbligo (9) 1.053 995
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (16) (37) 5.887 6.749
Altre partecipazioni (16) 1.294 957
Altre attività nanziarie
(17)
Attività per imposte anticipate
(23)
Attività per imposte sul reddito
(10)
Altre attività
(11) (24)
Attività destinate alla vendita
(25)
TOTALE ATTIVITÀ
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività nanziarie a breve termine
(19)
Quote a breve di passività nanziarie a lungo termine
(19)
Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine (13) 948 17 849 54
Debiti commerciali e altri debiti (18) 21.720 2.298 12.936 2.100
Passività per imposte sul reddito (10) 648 243
Altre passività (11) (24) 15.756 339 4.872 452
Passività non correnti
Passività nanziarie a lungo termine (19) 23.714 5 21.895
Passività per beni in leasing a lungo termine (13) 4.389 1 4.169 112
Fondi per rischi e oneri (21) 13.593 13.438
Fondi per beneci ai dipendenti
(22)
Passività per imposte differite
(23)
Passività per imposte sul reddito
(10)
Altre passività
(11) (24)
Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita
(25)
TOTALE PASSIVITÀ
Capitale sociale
Utili relativi a esercizi precedenti
Riserve per differenze cambio da conversione 6.530 3.895
Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale 6.289 4.688
Azioni proprie (958 ) (581 )
Utile (perdita) dell'esercizio 5.821 (8.635 )
Totale patrimonio netto di Eni 44.437 37.415
Interessenze di terzi 82 78
TOTALE PATRIMONIO NETTO
(26)
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO 137.765 109.648
Stato patrimoniale
214
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
2021
2020 2019
(€ milioni)
Note
Totale
di cui verso
parti correlate
Totale
di cui verso
parti correlate
Totale
di cui verso
parti correlate
Ricavi della gestione caratteristica
Altri ricavi e proventi
TOTALE RICAVI
(29)
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
(30) (55.549 ) (8.644 ) (33.551 ) (6.595 ) (50.874 ) (9.173 )
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali
e altri crediti
(8) (279 ) (6 ) (226 ) (6 ) (432 ) 28
Costo lavoro
(30) (2.888 ) (21 ) (2.863 ) (36 ) (2.996 ) (28 )
Altri proventi (oneri) operativi
(24) 903 735 (766 ) 13 287 19
Ammortamenti
(12) (13) (14)
(7.063 )
(7.304 )
(8.106 )
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali,
immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing
(15) (167 ) (3.183 ) (2.188 )
Radiazioni
(12) (14) (387 ) (329 ) (300 )
UTILE (PERDITA) OPERATIVO
Proventi nanziari
(31) 3.723 79 3.531 114 3.087 96
Oneri nanziari
(31) (4.216 ) (46 ) (4.958 ) (26 ) (4.079 ) (36 )
Proventi (oneri) netti su attività nanziarie
destinate al trading
(31) 11 31 127
Strumenti nanziari derivati
(24) (31) (306 ) 351 (14 )
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
(788 )
(1.045 )
(879 )
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
(1.091 ) (1.733 ) (88 )
Altri proventi (oneri) su partecipazioni
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
(16) (32)
(868 ) (1.658 ) 193
UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE
(5.978 )
Imposte sul reddito
(33) (4.845 ) (2.650 ) (5.591 )
UTILE (PERDITA) DELL'ESERCIZIO
Utile (perdita) dell'esercizio di competenza Eni
Interessenze di terzi
Utile (perdita) per azione (ammontari in € per azione)
(34)
- semplice
- diluito
Conto economico
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
215
(€ milioni)
Note 2021 2020 2019
Utile (perdita) dell'esercizio
(8.628 )
Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo:
Componenti non riclassicabili a conto economico
Rivalutazione di piani a beneci deniti per i dipendenti
(26) 119 (16 ) (42 )
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo"
delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
(26) 2 (7 )
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI
(26) 105 24 (3 )
Effetto scale
(26) (77 ) 25 5
Componenti riclassicabili a conto economico
Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro
(26) 2.828 (3.314 ) 604
Variazione fair value strumenti nanziari derivati di copertura cash ow hedge
(26) (1.264 ) 661 (679 )
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo"
delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
(26) (34 ) 32 (6 )
Effetto scale
(26)
(192 )
(2.813 )
Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo
(2.780 )
Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio
Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio di competenza Eni
Interessenze di terzi
Prospetto dell’utile (perdita) complessivo
216
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
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 (perdita)
dell’esercizio
Totale
Interessenze di terzi
Totale patrimonio
netto
Saldi al 31 dicembre 2020
(26)
(581 )
(8.635 )
Utile dell'esercizio
Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo
Rivalutazioni di piani a beneci deniti per i dipendenti
al netto dell'effetto scale
(26) 42 42 42
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile
complessivo" delle partecipazioni valutate con il
metodo del patrimonio netto
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair
value con effetti a OCI
(26) 105 105 105
Componenti non riclassicabili a conto economico
Differenze cambio da conversione dei bilanci in
moneta diversa dall'euro
(26) 2.828 2.828 2.828
Variazione fair value strumenti nanziari derivati cash
ow hedge al netto dell'effetto scale
(26) (892 ) (892 ) (892 )
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile
complessivo" delle partecipazioni valutate con il
metodo del patrimonio netto
(26) (34 ) (34 ) (34 )
Componenti riclassicabili a conto economico
(926 )
Utile (perdita) complessivo dell'esercizio
(777 )
Attribuzione del dividendo di Eni SpA
(26)
(1.286 )
(857 )
(857 )
Acconto sul dividendo (26) (1.533 ) (1.533 ) (1.533 )
Attribuzione del dividendo di altre società (5 ) (5 )
Destinazione perdita residua 2020
(9.921 )
Acquisto azioni proprie (26) (400 ) 400 (400 ) (400 ) (400 )
Piano Incentivazione a lungo termine (26) (30) 16 (23 ) 23 16 16
Incremento di interessenze di terzi a seguito di
acquisizioni di società controllate
(11 ) (11 )
Emissioni di obbligazioni subordinate perpetue
(26)
Cedole obbligazioni subordinate perpetue (26) (61 ) (61 ) (61 )
Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di
strumenti rappresentativi di capitale
(11.470 ) 2.377 (377 ) 8.635 (835 ) (16 ) (851 )
Costi per emissione di obbligazioni subordinate
perpetue
(15 ) (15 ) (15 )
Altre variazioni 192 (193 ) 1 1 1
Altri movimenti di patrimonio netto
Saldi al 31 dicembre 2021
(26) 4.005 22.750 6.530 6.289 (958 ) 5.821 44.437 82 44.519
Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
217
segue 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 (perdita)
dell’esercizio
Totale
Interessenze di terzi
Totale patrimonio
netto
Saldi al 31 dicembre 2019
(981 )
Utile (perdita) dell'esercizio
(8.635 )
(8.635 )
(8.628 )
Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo
Rivalutazioni di piani a beneci deniti per i
dipendenti al netto dell'effetto scale
(26) 9 9 9
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair
value con effetti a OCI
(26) 24 24 24
Componenti non riclassicabili a conto economico
Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta
diversa dall’euro
(26) (3.313 ) (1 ) (3.314 ) (3.314 )
Variazione fair value strumenti nanziari derivati cash
ow hedge al netto dell'effetto scale
(26) 469 469 469
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile
(perdita) complessivo" delle partecipazioni valutate con
il metodo del patrimonio netto
(26) 32 32 32
Componenti riclassicabili a conto economico
(3.313 ) 500 (2.813 ) (2.813 )
Utile (perdita) complessivo dell'esercizio
(3.313 ) 533 (8.635 ) (11.415 ) 7 (11.408 )
Attribuzione del dividendo di Eni SpA (26) 1.542 (3.078 ) (1.536 ) (1.536 )
Acconto sul dividendo
(26)
(429 )
(429 )
(429 )
Attribuzione del dividendo di altre società (3 ) (3 )
Destinazione utile residuo 2019 (2.930 ) 2.930
Annullamento azioni proprie
(26)
(400 )
Piano incentivazione a lungo termine 7 7 7
Incremento di interessenze di terzi a seguito di
acquisizioni di società controllate
(27) 15 15
Emissioni di obbligazioni subordinate perpetue (26) 3.000 3.000 3.000
Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di
strumenti rappresentativi di capitale
(1.810 ) 2.600 400 (148 ) 1.042 12 1.054
Costi per emissione di obbligazioni subordinate
perpetue
(25 ) (25 ) (25 )
Altre variazioni
(16 )
(1 )
(9 )
(26 )
(2 )
(28 )
Altri movimenti di patrimonio netto
(41 ) (1 ) (9 ) (51 ) (2 ) (53 )
Saldi al 31 dicembre 2020
(26)
(581 )
(8.635 )
218
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
segue 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
Azioni proprie
Utile (perdita)
dell’esercizio
Totale
Interessenze di terzi
Totale patrimonio
netto
Saldi al 31 dicembre 2018
(581 )
Modica dei criteri contabili (IAS 28)
(4 )
(4 )
(4 )
Saldi al 1° gennaio 2019
Utile dell'esercizio
Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo
Rivalutazioni di piani a beneci deniti per i
dipendenti al netto dell'effetto scale
(37 ) (37 ) (37 )
Quota di pertinenza delle “Altre componenti dell’utile
(perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate
con il metodo del patrimonio netto
(7 ) (7 ) (7 )
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair
value con effetti a OCI
(3 ) (3 ) (3 )
Componenti non riclassicabili a conto economico
(47 )
(47 )
(47 )
Differenze cambio da conversione dei bilanci in
moneta diversa dall’euro
Variazione fair value strumenti nanziari derivati cash
ow hedge al netto dell'effetto scale
(482 ) (482 ) (482 )
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile
(perdita) complessivo" delle partecipazioni valutate
con il metodo del patrimonio netto
(6 ) (6 ) (6 )
Componenti riclassicabili a conto economico
Utile (perdita) complessivo dell'esercizio
Attribuzione del dividendo di Eni SpA
(2.989 )
(1.476 )
(1.476 )
Acconto sul dividendo (1.542 ) (1.542 ) (1.542 )
Attribuzione del dividendo di altre società (4 ) (4 )
Rimborso agli azionisti
(1 )
(1 )
Destinazione utile residuo 2018 1.137 (1.137 )
Acquisto azioni proprie (400 ) 400 (400 ) (400 ) (400 )
Piano incentivazione a lungo termine
Operazioni con gli azionisti
Altri movimenti di patrimonio netto
(8 ) 27 19 2 21
Saldi al 31 dicembre 2019
(981 )
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
219
(€ milioni)
Note 2021 2020 2019
Utile (perdita) dell'esercizio
Rettiche per ricondurre l'utile (perdita) al usso di cassa netto
da attività operativa:
Ammortamenti
(12) (13) (14) 7.063 7.304 8.106
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali,
immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing
(15) 167 3.183 2.188
Radiazioni
(12) (14) 387 329 300
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
(16) (32)
Plusvalenze nette su cessioni di attività
(102 )
(9 )
(170 )
Dividendi
(32) (230 ) (150 ) (247 )
Interessi attivi
(75 ) (126 ) (147 )
Interessi passivi
Imposte sul reddito
(33) 4.845 2.650 5.591
Altre variazioni
(194 )
(179 )
Flusso di cassa del capitale di esercizio
(3.146 ) (18 ) 366
- rimanenze
(2.033 ) 1.054 (200 )
- crediti commerciali
(7.888 ) 1.316 1.023
- debiti commerciali
- fondi per rischi e oneri
(406 )
(1.056 )
- altre attività e passività
(563 ) 282 211
Variazione fondo per beneci ai dipendenti
Dividendi incassati
Interessi incassati
Interessi pagati
(792 )
(928 )
(1.029 )
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati
(3.726 ) (2.049 ) (5.068 )
Flusso di cassa netto da attività operativa
- di cui verso parti correlate
(36) (4.331 ) (4.640 ) (6.356 )
Flusso di cassa degli investimenti
(7.815 ) (5.959 ) (11.928 )
- attività materiali
(12) (4.950 ) (4.407 ) (8.049 )
- diritto di utilizzo prepagato beni in leasing
(13) (2 ) (16 )
- attività immateriali
(14)
(284 )
(237 )
(311 )
- imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide
ed equivalenti acquisite
(27) (1.901 ) (109 ) (5 )
- partecipazioni
(16) (837 ) (283 ) (3.003 )
- titoli e crediti nanziari strumentali all'attività operativa
(227 ) (166 ) (237 )
- variazione debiti relativi all’attività di investimento
Flusso di cassa dei disinvestimenti
- attività materiali
- attività immateriali
- imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide
ed equivalenti cedute
(27) 76 187
- imposte pagate sulle dismissioni
(35 ) (3 )
- partecipazioni
- titoli e crediti nanziari strumentali all'attività operativa
- variazione crediti relativi all’attività di disinvestimento
(9 ) 52 95
Variazione netta titoli e crediti nanziari non strumentali all'attività operativa
(4.743 )
(279 )
Flusso di cassa netto da attività di investimento
(12.022 )
(4.587 )
(11.413 )
- di cui verso parti correlate
(36)
(976 )
(1.372 )
(2.912 )
Rendiconto finanziario
220
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
segue Rendiconto finanziario
(€ milioni)
Note 2021 2020 2019
Assunzione di debiti nanziari non correnti
(19) 3.556 5.278 1.811
Rimborsi di debiti nanziari non correnti
(19) (2.890 ) (3.100 ) (3.512 )
Rimborso di passività per beni in leasing
(13)
(939 )
(869 )
(877 )
Incremento (decremento) di debiti nanziari correnti
(19) (910 ) 937 161
Dividendi pagati ad azionisti Eni
(2.358 ) (1.965 ) (3.018 )
Dividendi pagati ad altri azionisti
(5 ) (3 ) (4 )
Rimborso di capitale ad azionisti terzi
(1 )
Acquisto di quote di partecipazioni in società consolidate
(17 )
(1 )
Acquisto di azioni proprie
(26) (400 ) (400 )
Emissione di obbligazioni subordinate perpetue
(26) 1.985 2.975
Pagamento cedole obbligazioni subordinate perpetue
(26) (61 )
Flusso di cassa netto da attività di nanziamento
(2.039 ) 3.253 (5.841 )
- di cui verso parti correlate
(36) (13 ) 164 (817 )
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle
disponibilità liquide ed equivalenti
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti
(1.148 ) 3.419 (4.861 )
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio esercizio
(6) 9.413 5.994 10.855
Disponibilità liquide ed equivalenti a ne esercizio
(a)
(6) 8.265 9.413 5.994
(a) Le disponibilità liquide ed equivalenti al 31 dicembre 2021 comprendono €11 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”.
patrimoniale sono riportate nella voce “Attività destinate alla vendita”.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
221
Note al bilancio consolidato
FATTORI CHE POSSONO INFLUIRE
SUI RISULTATI FUTURI
POSSIBILI CONSEGUENZE DEL CONFLITTO TRA RUSSIA E
UCRAINA
La crisi nei rapporti tra Russia e Ucraina, che nel febbraio 2022 ha
dato origine all'invasione da parte della Russia e ad un conitto
aperto su larga scala con violenti scontri armati e tragica perdita
di vite umane, comporta diverse aree di rischio per la situazione
economica e nanziaria e le prospettive reddituali del Gruppo.
Rischio macroeconomico
Il possibile prolungarsi del conitto, l’escalation nell’azione mi-
litare, il rischio di allargamento della crisi geopolitica, nonché le
sanzioni economiche nei confronti della Russia possono inci-
dere sull’attività produttiva, sulla ducia dei consumatori e sulle
decisioni d’investimento degli operatori frenando la ripresa eco-
nomica in atto o nel peggiore degli scenari determinando una
nuova recessione dopo quella connessa alla crisi del COVID-19.
Questo comporterebbe una riduzione della domanda d’idrocar-
buri e conseguentemente dei prezzi con potenziali ricadute ne-
gative sulla performance nanziaria e le prospettive del Gruppo.
Subito dopo lo scoppio delle ostilità con l'invasione russa
dell'Ucraina, l'Unione Europea, gli USA e il Regno Unito hanno
imposto una serie di dure sanzioni economiche e nanziarie
alla Russia, che si sono sommate a quelle già in vigore dal
2014 a seguito della illegale annessione della Crimea.
Rischi connessi agli approvvigionamenti di gas naturale e
petrolio dalla Russia
Le restrizioni imposte dalla comunità internazionale alla Russia
hanno preso di mira principalmente il settore nanziario russo,
precludendo l'accesso a nanziamenti da istituzioni nanziarie
statunitensi ed europee. Per quanto riguarda i prodotti energetici
importati dalla Russia, molti operatori, trader, società petrolifere,
ranatori e altri, hanno deciso su base volontaria di sospendere
gli acquisti di greggio e prodotti dalla Russia dando vita a un
regime autosanzionatorio; successivamente il Presidente degli
Stati Uniti ha emesso un executive order che vieta di importare
prodotti energetici russi. Fino a quando il conitto proseguirà, è
possibile che vengano imposte nuove restrizioni più severe. Per
il momento il usso di approvvigionamento di gas dalla Russia è
proseguito con regolarità; gli acquisti di gas naturale proveniente
dalla Russia rappresentano circa il 43% del totale approvvigiona-
to dall’Eni nel 2021 (circa 30 miliardi di metri cubi, di cui 22 desti-
nati all'Italia). Il management, in coordinamento con le Istituzio-
ni, sta valutando dei piani volti a diversicare/rafforzare fonti di
approvvigionamento alternative facendo leva sulle riserve equi-
ty, la essibilità del portafoglio, la disponibilità di infrastrutture
e le relazioni di lungo termine con Stati petroliferi prospicienti
l'area del mediterraneo. Tali opzioni potrebbero attenuare i pos-
sibili impatti di scenari, al momento non prevedibili, di sanzioni
di ampia portata della comunità internazionale nei confronti del
settore energetico russo o di interruzioni nelle forniture.
In aggiunta, in questa fase non saranno stipulati nuovi contratti
di approvvigionamento di greggio russo per il sistema di ra-
nazione Eni con possibili disottimizzazioni del supply e mag-
giori costi attualmente non quanticabili.
Rischi nanziari connessi alla volatilità dei prezzi delle com-
modity
Dallo scoppio della crisi, i mercati delle commodity energetiche
sono entrati in una fase di tensione e di volatilità estrema a causa
dei timori degli operatori europei sulla stabilità delle forniture di
gas via pipeline dalla Russia e di possibili restrizioni nei ussi di
petrolio. I prezzi spot del greggio per il riferimento Brent e i princi-
pali benchmark delle quotazioni spot del gas naturale nei mercati
europei hanno segnato rialzi signicativi portandosi ai massimi
dal 2008 per il Brent (a circa 130 $/bbl) e su record storici per il
gas. Tale volatilità avrà effetti sui costi e i ricavi dell’esercizio 2022,
trainata da possibili aumenti dei prezzi delle materie prime ener-
getiche che potrebbero inuenzare sia i ricavi che i costi di acqui-
sto delle materie prime petrolifere e del gas naturale.
Inoltre, l’aumento della volatilità comporta: (i) un aumento del
rischio controparte a causa della maggiore esposizione nomi-
nale commerciale verso i clienti e delle dicoltà del settore in-
dustriale a gestire il sensibile incremento dei costi dell’energia
e delle materie prime indotto dalla crisi; (ii) un maggiore rischio
finanziario per Eni in relazione alla necessità di incrementare
i depositi liquidi a garanzia del settlement delle operazioni in
derivati in adempimento agli obblighi di marginazione (margin
call). In risposta alla fase di volatilità il Gruppo sta attuando
una manovra di tesoreria finalizzata a incrementare le riserve
di liquidità per far fronte a prevedibili spike di volatilità.
Possibili impatti sul valore degli attivi di bilancio
Le società Eni presenti in Russia sono indicate negli allegati al
presente bilancio. Il Gruppo ha annunciato l’intenzione di usci-
re dalla joint operation Blue Stream con valore di libro di €40
milioni (Eni 50%) che gestisce il gasdotto per il trasporto di gas
di provenienza russa attraverso il Mar Nero, commercializzato
congiuntamente da Eni e Gazprom alla società di Stato della
Turchia Botas; tale dismissione comporterebbe effetti margi-
nali sul bilancio consolidato.
Non si segnalano altri asset signicativi del Gruppo in Russia.
Gli effetti della crisi sui risultati economici e nanziari del 2022
e oltre non sono al momento prevedibili nel loro complesso.
222
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
IMPATTI COVID-19
Nel corso del 2021 l’attività economica globale ha progressiva-
mente recuperato slancio grazie all’attenuazione degli effetti della
pandemia legata al COVID-19 in virtù dell’ecacia della campagna
vaccinale in particolare nei paesi OCSE e delle altre misure di con-
tenimento del virus che hanno consentito la graduale riapertura
dell’economia e l’aumento della mobilità delle persone. Le politiche
monetarie espansive adottate dalle banche centrali e le imponenti
misure di stimolo scale varate dagli Stati hanno sostenuto i con-
sumi e gli investimenti. In tale ambito, la domanda d’idrocarburi e i
prezzi delle materie prime che sono il principale driver dei risultati
nanziari di Gruppo hanno registrato un recupero signicativo. La
domanda energetica globale si è dapprima stabilizzata per poi ac-
celerare in maniera inaspettata nell’ultimo trimestre dell’anno trai-
nata dal consolidamento della ripresa economica, determinando
il rimbalzo del prezzo del petrolio aumentato del 70% vs. 2020 a
circa 71 $/barile in media annua, mentre i prezzi del gas hanno
registrato aumenti esponenziali per via di un mercato particolar-
mente corto. Questi andamenti sono alla base del forte recupero di
redditività nei settori Exploration & Production e Global Gas & LNG
Portfolio e delle solide performance della chimica, trainata dalla
ripresa della domanda di commodity, e dei business di Plenitude.
Gli effetti della pandemia hanno continuato a pesare sul business
Rening & Marketing a causa della lenta ripresa del traco aereo
internazionale e della conseguente debole domanda di jet fuel
che ha penalizzato la redditività della ranazione tradizionale, su
cui hanno pesato anche i maggiori costi delle utility indicizzate al
gas e i maggiori oneri per acquisto di certicati emissivi, più che
raddoppiati a causa della ripresa e dell’aumento del consumo di
carbone in sostituzione del gas. Nel complesso, il 2021 ha visto il
signicativo rimbalzo dei risultati consolidati che chiudono con un
utile di €5,8 miliardi rispetto alla perdita di €8,6 miliardi nel 2020 e
un usso di cassa operativo di €12,9 miliardi cresciuto di circa €8
miliardi rispetto al 2020.
Guardando al futuro, i principali rischi per la performance nanzia-
ria di Gruppo sono legati alla possibilità della diffusione di nuove
varianti del virus resistenti ai vaccini, nonché alla ripresa dell’in-
azione guidata dall’aumento dei costi delle materie prime quale
effetto ultimo delle politiche monetarie/scali adottate per risolle-
vare le economie colpite dalla pandemia.
1 PRINCIPI CONTABILI, STIME CONTABILI
E GIUDIZI SIGNIFICATIVI
CRITERI DI REDAZIONE
Il bilancio consolidato è redatto, nella prospettiva della continuità
aziendale
1
, secondo gli International Financial Reporting Stan-
dards (nel seguito “IFRS” o “principi contabili internazionali”)
2
emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB) e
adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui
all’art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Euro-
peo e del Consiglio del 19 luglio 2002 e ai sensi dell’art. 9 del D.Lgs.
38/05
3
. Il bilancio consolidato è redatto applicando il metodo del
costo storico, tenuto conto ove appropriato delle rettiche di valo-
re, con l’eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS devo-
no essere valutate al fair value, come indicato nei criteri di valuta-
zione 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 2021, approvato dal Consi-
glio di Amministrazione di Eni nella riunione del 17 marzo 2022,
è sottoposto alla revisione legale da parte della Pricewaterhou-
seCoopers SpA che, in quanto revisore principale, è interamente
responsabile per la revisione del bilancio consolidato del Grup-
po. I bilanci delle imprese consolidate e i reporting package per
la redazione del bilancio consolidato del Gruppo sono oggetto
di verica da parte di società di revisione; nei limitati casi in cui
intervengano altri revisori, PricewaterhouseCoopers SpA si as-
sume la responsabilità del lavoro svolto da questi ultimi.
I valori delle voci di bilancio e delle relative note illustrative, te-
nuto conto della loro rilevanza, sono espressi in milioni di euro,
eccetto quando indicato diversamente.
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI
L’applicazione dei principi contabili generalmente accettati per la
redazione del bilancio e delle relazioni contabili infrannuali com-
porta che la Direzione Aziendale effettui stime contabili basate
su giudizi complessi e/o soggettivi, su esperienze passate e su
ipotesi considerate ragionevoli e realistiche tenendo conto delle
informazioni conosciute al momento della stima. L’utilizzo di que-
ste stime contabili inuenza il valore di iscrizione delle attività e
delle passività e l’informativa su attività e passività potenziali
alla data del bilancio, nonché l’ammontare dei ricavi e dei costi
nel periodo di riferimento; i risultati effettivi possono differire da
quelli stimati a causa dell’incertezza che caratterizza le ipotesi e
le condizioni sulle quali le stime sono basate. Le stime contabili
critiche del processo di redazione del bilancio, che comportano
un elevato ricorso a giudizi soggettivi, assunzioni e stime relativi a
tematiche per loro natura incerte, sono illustrate nella descrizione
della relativa accounting policy di seguito riportata. Le modiche
delle condizioni alla base di giudizi, assunzioni e stime adottati
possono determinare un impatto rilevante sui risultati successivi.
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI FORMULATI
PER TENER CONTO DEGLI IMPATTI DEI RISCHI CLIMATICI
Gli effetti delle iniziative per limitare i cambiamenti climatici
(1) Con riferimento agli effetti della pandemia COVID-19 si rinvia a quanto indicato nel precedente paragrafo.
(2) Gli IFRS comprendono anche gli International Accounting Standards (IAS), tuttora in vigore, nonché i documenti interpretativi redatti dall’IFRS Interpretations Commit-
tee, precedentemente denominato International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e ancor prima Standing Interpretations Committee (SIC).
(3) I principi contabili internazionali utilizzati ai ni della redazione del bilancio consolidato sono coincidenti con quelli emanati dallo IASB in vigore per l’esercizio 2021.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
223
e il potenziale impatto della transizione energetica inuen-
zano le stime contabili e i giudizi signicativi formulati dalla
Direzione Aziendale per la redazione del bilancio consolidato
al 31 dicembre 2021. In particolare, la spinta globale verso
un’economia a ridotta intensità emissiva, provvedimenti nor-
mativi sempre più restrittivi nei confronti dell’attività Oil & Gas
e del consumo degli idrocarburi, schemi di carbon pricing,
l’evoluzione tecnologica dei vettori energetici alternativi, non-
ché i cambiamenti nelle preferenze dei consumatori possono
comportare, nel medio-lungo termine, un declino strutturale
della domanda degli idrocarburi, un aumento dei costi opera-
tivi nonché un maggior rischio di riserve non producibili (c.d.
stranded asset) per Eni.
La strategia denita da Eni prevede il raggiungimento della
neutralità carbonica delle proprie operations nel 2050, in li-
nea con quanto previsto dagli scenari compatibili con il man-
tenimento del riscaldamento globale entro la soglia di 1,5°C;
essa si pone, inoltre, dei target intermedi al 2030 e al 2040,
sia in termini di riduzione di emissioni assolute che di intensità
carbonica. Gli scenari adottati dalla Direzione Aziendale sono
costruiti tenendo conto di politiche, normative ed evoluzioni
tecnologiche in essere o prevedibili per il futuro e delineano un
percorso evolutivo del sistema energetico futuro, sulla base di
un quadro economico e demograco, dell’analisi delle policy
vigenti e di quelle annunciate e dello stato delle tecnologie, in-
dividuando, tra queste, quelle che ragionevolmente potranno
raggiungere maturità tecnologica nell’orizzonte considerato.
Le variabili di prezzo riettono, pertanto, la migliore stima da
parte del management dei fondamentali dei diversi mercati
energetici che incorpora 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 signicativi relativi
a: (i) la valutazione dell’intenzione di proseguire i progetti esplo-
rativi; (ii) la verica della recuperabilità delle attività non correnti
e delle esposizioni creditizie verso le National Oil Company; (iii)
la denizione delle vite utili e dei valori residui dei xed asset;
(iv) gli impatti sui fondi per rischi e oneri.
Si rinvia a quanto indicato nella Relazione sulla Gestione – Di-
chiarazione non nanziaria in merito alle sensitivity analysis
operate sul valore delle attività di riferimento considerando gli
scenari low carbon indicati da organismi internazionali.
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 espo-
sto, o ha diritto a partecipare, alla variabilità dei relativi ritorni
economici ed è in grado di inuenzare tali ritorni attraverso l’e-
sercizio del proprio potere decisionale sulla stessa. Il potere
decisionale esiste in presenza di diritti che conferiscono alla
controllante l’effettiva capacità di dirigere le attività rilevanti
della partecipata, ossia le attività maggiormente in grado di in-
cidere sui ritorni economici della partecipata stessa.
I valori delle imprese controllate sono inclusi nel bilancio con-
solidato, sulla base di principi contabili uniformi, a partire dalla
data in cui se ne assume il controllo e no alla data in cui tale
controllo cessa di esistere.
Le attività e le passività, gli oneri e i proventi delle imprese con-
solidate sono rilevati integralmente nel bilancio consolidato
(c.d. metodo dell’integrazione globale) apportando le appro-
priate elisioni dei rapporti intercompany (v. punto “Operazioni
intragruppo”); il valore contabile delle partecipazioni è eliminato
a fronte della corrispondente frazione di patrimonio netto. Le
quote del patrimonio netto e del risultato economico di com-
petenza delle interessenze di terzi sono iscritte in apposite voci
degli schemi di bilancio.
Tenuto conto della mancanza di effetti rilevanti
4
ai ni della
corretta rappresentazione della situazione patrimoniale, eco-
nomica e nanziaria del Gruppo
5
, sono escluse dall’area di
consolidamento: (i) le società controllate non signicative né
singolarmente né nel complesso; e (ii) le società controllate
che svolgono il ruolo di operatore unico nella gestione di con-
tratti petroliferi per conto delle società partecipanti all’iniziativa
mineraria. In quest’ultimo caso, l’attività è nanziata pro-quo-
ta, sulla base di budget approvati, dalle società partecipanti
al contratto petrolifero cui sono periodicamente presentati i
rendiconti degli esborsi e degli incassi derivanti dalla gestione
del contratto. I costi e i ricavi, nonché i dati operativi (produ-
zioni, 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’i-
niziativa mineraria.
In presenza di quote di partecipazione acquisite successiva-
mente all’assunzione del controllo (acquisto di interessenze
di terzi), l’eventuale differenza tra il costo di acquisto e il va-
lore di iscrizione della corrispondente frazione di patrimonio
netto acquisita è rilevata nel patrimonio netto di competenza
del Gruppo; analogamente, sono rilevati a patrimonio netto di
competenza del Gruppo gli effetti derivanti dalla cessione di
quote di minoranza senza perdita del controllo. Differentemen-
te, la cessione di quote che comporta la perdita del controllo
determina la rilevazione a conto economico: (i) dell’eventuale
differenza tra il corrispettivo ricevuto e le corrispondenti attivi-
tà nette consolidate cedute; (ii) dell’effetto dell’allineamento al
(4) In base agli IFRS, un’informazione è rilevante se si può ragionevolmente presumere che la relativa omissione, errata presentazione od occultamento inuenzi gli utiliz-
zatori principali del bilancio in sede di assunzione di decisioni prese sulla base di tale bilancio.
(5) 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 informazioni si fa rinvio all’allegato “Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2021”.
224
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
relativo fair value dell’eventuale partecipazione residua man-
tenuta; (iii) degli eventuali valori rilevati nelle altre componenti
dell’utile complessivo relativi alla ex controllata per i quali sia
previsto il rigiro a conto economico
6
. Il valore dell’eventuale
partecipazione mantenuta, allineato al relativo fair value alla
data di perdita del controllo, rappresenta il nuovo valore di iscri-
zione della partecipazione e pertanto il valore di riferimento per
la successiva valutazione della partecipazione secondo i criteri
di valutazione applicabili.
INTERESSENZE IN ACCORDI A CONTROLLO CONGIUNTO
Il controllo congiunto è la condivisione, su base contrattuale,
del controllo 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 parti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sul-
le attività nette dell’accordo. Le partecipazioni in joint venture
sono valutate con il metodo del patrimonio netto come indica-
to nel punto “Metodo del patrimonio netto”.
Una joint operation è un accordo a controllo congiunto nel qua-
le le parti che detengono il controllo congiunto vantano diritti
sulle attività e obbligazioni per le passività (c.d. enforceable ri-
ght and obligation) relative all’accordo; nel bilancio consolidato
è rilevata la quota di spettanza Eni delle attività/passività e dei
ricavi/costi delle joint operation sulla base degli effettivi diritti
e obbligazioni rivenienti dagli accordi contrattuali. Successi-
vamente alla rilevazione iniziale, le attività/passività e i ricavi/
costi afferenti alla joint operation sono valutati in conformità ai
criteri di valutazione applicabili alla singola fattispecie.
Le società rappresentate da joint operation non rilevanti sono
valutate secondo il metodo del patrimonio netto ovvero, quan-
do non si producono effetti signicativi sulla situazione patri-
moniale, economica e nanziaria del Gruppo, al costo rettica-
to per perdite di valore.
Le partecipazioni in joint venture, precedentemente classica-
te come joint operation, sono rilevate, alla data della modica
della classicazione del joint arrangement, ad un ammontare
pari al valore di iscrizione delle attività nette, precedentemente
rilevate, linea per linea, sulla base delle quote di spettanza Eni.
PARTECIPAZIONI IN IMPRESE COLLEGATE
Una collegata è un’impresa su cui Eni esercita un’inuenza no-
tevole, intesa come il potere di partecipare alla determinazione
delle relative scelte nanziarie e gestionali senza averne il con-
trollo 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 consoli-
date, le joint venture, le partecipazioni in joint operation e le
imprese collegate sono distintamente indicate nell’allegato
“Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2021”, che fa parte
integrante delle presenti note. Nello stesso allegato è riporta-
ta anche la variazione dell’area di consolidamento vericatasi
nell’esercizio.
METODO DEL PATRIMONIO NETTO
Le partecipazioni in joint venture, in imprese collegate e in im-
prese controllate non signicative escluse dall’area di conso-
lidamento sono valutate con il metodo del patrimonio netto.
7
In applicazione del metodo del patrimonio netto, le partecipa-
zioni sono inizialmente iscritte al costo di acquisto, allocando,
analogamente a quanto previsto per le business combination,
il costo sostenuto sulle attività/passività identicabili della par-
tecipata; l’eventuale eccedenza non allocabile rappresenta il
goodwill, non oggetto di rilevazione separata ma incluso nel
valore di iscrizione della partecipazione. L’allocazione, operata
in via provvisoria alla data di rilevazione iniziale, è retticabile,
con effetto retroattivo, entro i successivi dodici mesi per tener
conto di nuove informazioni su fatti e circostanze esistenti alla
data di rilevazione iniziale. Successivamente, il valore di iscri-
zione è adeguato per tener conto: (i) della quota di pertinenza
della partecipante dei risultati economici della partecipata re-
alizzati dopo la data di acquisizione, retticati per tener conto
degli effetti dell’ammortamento e dell’eventuale svalutazione
dei maggiori valori attribuiti alle attività della partecipata; e (ii)
della quota di pertinenza della partecipante delle altre com-
ponenti dell’utile complessivo della partecipata. I dividendi
distribuiti dalla partecipata sono rilevati a riduzione del valore
di iscrizione della partecipazione. Ai ni dell’applicazione del
metodo del patrimonio netto, si considerano le rettiche previ-
ste per il processo di consolidamento (v. anche punto “Imprese
controllate”). Le perdite derivanti dall’applicazione del metodo
del patrimonio netto eccedenti il valore di iscrizione della par-
tecipazione, rilevate nella voce di conto economico “Proventi
(oneri) su partecipazioni”, sono allocate sugli eventuali crediti
nanziari concessi alla partecipata il cui rimborso non è piani-
cato o non è probabile nel prevedibile futuro (c.d. long term in-
terest), ridotti delle relative expected credit loss (v. oltre) e che
rappresentano nella sostanza un ulteriore investimento nella
società partecipata. La quota di pertinenza della partecipan-
te 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
coprirne le perdite.
(6) 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.
(7) Quando non si producono effetti signicativi sulla situazione patrimoniale, economica e nanziaria del Gruppo, le joint venture, le imprese collegate e le imprese con-
trollate non signicative escluse dall’area di consolidamento, sono valutate al costo retticato per perdite di valore.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
225
Inoltre, in presenza di obiettive evidenze di perdita di valore (ad
es. rilevanti inadempimenti contrattuali, signicative dicoltà
nanziarie, rischio di insolvenza della controparte, ecc.), la recu-
perabilità del valore di iscrizione dell’investimento netto risultante
dall’applicazione dei criteri sopra indicati è vericata confrontando
il valore di iscrizione dell’investimento netto con il relativo valore
recuperabile, determinato adottando i criteri indicati al punto “Im-
pairment delle attività non nanziarie”. Quando vengono meno i
motivi delle svalutazioni effettuate, la partecipazione e il relativo
long term interest sono rivalutati nei limiti delle svalutazioni effet-
tuate, 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’inuenza notevole sulla partecipa-
ta determina la rilevazione a conto economico: (i) dell’eventuale
differenza tra il corrispettivo ricevuto e la corrispondente frazione
del valore di iscrizione ceduta; (ii) dell’effetto dell’allineamento al
relativo fair value dell’eventuale partecipazione residua mantenu-
ta
8
; (iii) degli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell’utile
complessivo relativi alla partecipata per i quali sia previsto il rigiro
a conto economico
9
. Il valore dell’eventuale partecipazione man-
tenuta, allineato al relativo fair value alla data di perdita del control-
lo congiunto o dell’inuenza notevole, rappresenta il nuovo valore
di iscrizione e pertanto il valore di riferimento per la successiva
valutazione secondo i criteri di valutazione applicabili.
BUSINESS COMBINATION
Le operazioni di business combination sono rilevate secondo
l’acquisition 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 soste-
nute, nonché degli eventuali strumenti di capitale emessi dall’ac-
quirente. Il corrispettivo trasferito include anche il fair value delle
eventuali attività o passività per corrispettivi potenziali previsti
contrattualmente e subordinati al realizzarsi di eventi futuri. I
costi direttamente attribuibili all’operazione sono rilevati a conto
economico al momento del relativo sostenimento.
Alla data di acquisizione del controllo, il patrimonio netto delle
imprese partecipate è determinato attribuendo ai singoli ele-
menti identicabili dell’attivo e del passivo patrimoniale il loro
fair value
10
, fatti salvi i casi in cui le disposizioni IFRS stabilisca-
no un differente criterio di valutazione. L’eventuale differenza tra
il corrispettivo pagato e il fair value delle attività nette acquisite,
se positiva, è iscritta nell’attivo come “avviamento” (di seguito
anche goodwill); se negativa, è rilevata a conto economico.
Nel caso di assunzione non totalitaria del controllo, la quota di pa-
trimonio 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 assunzione del controllo in fasi successive, il costo di acquisto
è determinato sommando il fair value della partecipazione pre-
cedentemente detenuta nell’acquisita e l’ammontare corrisposto
per l’ulteriore quota partecipativa. La differenza tra il fair value
della partecipazione precedentemente detenuta e il relativo valo-
re di iscrizione è imputata a conto economico. Inoltre, in sede di
assunzione del controllo, eventuali 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’acquisita è operata in via provvisoria nell’esercizio in cui la
business combination è conclusa, i valori rilevati sono rettica-
ti, con effetto retroattivo, non oltre i dodici mesi successivi alla
data di acquisizione, per tener conto di nuove informazioni su
fatti e circostanze esistenti alla data di acquisizione.
L’acquisizione di interessenze in una joint operation che rap-
presenta un business è rilevata, per gli aspetti applicabili, in
modo analogo a quanto previsto per le business combination.
Al riguardo, nel caso di assunzione del controllo in fasi succes-
sive su un business precedentemente classicato come joint
operation, la quota delle attività nette precedentemente posse-
duta è allineata al relativo fair value alla data di acquisizione del
controllo, rilevando a conto economico la differenza
11
.
Stime contabili e giudizi signicativi: partecipazioni e busi-
ness combination
La verica dell’esistenza del controllo, del controllo congiunto,
dell’inuenza notevole su un’altra entità nonché, nel caso delle
joint operation, la verica dell’esistenza di enforceable right and
obligation sulle relative attività e passività richiede l’esercizio di
un giudizio professionale complesso da parte della Direzione
Aziendale operato considerando le caratteristiche della struttura
societaria, gli accordi tra le parti, nonché ogni altro fatto e circo-
stanza che risulti rilevante ai ni di tale verica. L’utilizzo di stime
contabili signicative caratterizza inoltre i processi di allocazio-
ne del fair value alle attività e passività identicabili acquisite
in sede di business combination. Nel processo di allocazione,
anche in sede di rilevazione iniziale di partecipazioni valutate se-
condo il metodo del patrimonio netto, Eni adotta le metodologie
di valutazione generalmente utilizzate dagli operatori di mercato
considerando le informazioni disponibili e, per le business com-
bination più signicative, si avvale di valutazioni esterne.
OPERAZIONI INFRAGRUPPO
Gli utili derivanti da operazioni tra le imprese consolidate e non
(8) Se la partecipazione residua continua ad essere valutata con il metodo del patrimonio netto, in quanto qualicata come joint venture o collegata, la quota mantenuta
non è adeguata al relativo fair value.
(9) Al contrario, gli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell’utile complessivo relativi alla ex joint venture o collegata, per i quali non è previsto il rigiro a conto
economico, sono imputati in un’altra posta del patrimonio netto.
(10) I criteri per la determinazione del fair value sono illustrati al punto “Valutazioni al fair value”.
(11) L’acquisizione di interest aggiuntivi in una joint operation rappresentativa di un business, che non comporta l’assunzione del controllo, non determina il remeasure-
ment delle quote precedentemente detenute.
226
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(ammontare di valuta per €1)
Cambi medi
dell’esercizio 2021
Cambi al 31
dicembre 2021
Cambi medi
dell’esercizio 2020
Cambi al 31
dicembre 2020
Cambi medi
dell’esercizio 2019
Cambi al 31
dicembre 2019
Dollaro USA
1,18 1,13 1,14 1,23 1,12 1,12
Sterlina inglese
0,86 0,84 0,89 0,90 0,88 0,85
Dollaro australiano
1,57
1,56
1,66
1,59
1,61
1,60
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. Gli utili non realizza-
ti con società valutate secondo il metodo del patrimonio netto
sono eliminati per la quota di competenza del Gruppo. In en-
trambi i casi, le perdite infragruppo non sono eliminate in quanto
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’euro, 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 pa-
trimoniale i cambi correnti alla data di chiusura dell’esercizio, alle
voci del patrimonio netto i cambi storici e alle voci del conto eco-
nomico e del rendiconto nanziario i cambi medi dell’esercizio.
Le differenze cambio da conversione dei bilanci delle imprese
partecipate operanti in valuta diversa dall’euro, derivanti dall’ap-
plicazione di cambi diversi per le attività e le passività, per il patri-
monio netto e per il conto economico, sono rilevate nella voce di
patrimonio netto “Riserva per differenze cambio da conversione”
per la parte di competenza del Gruppo
12
. La riserva per differen-
ze di cambio è rilevata a conto economico all’atto della dismis-
sione integrale ovvero al momento della perdita del controllo, del
controllo congiunto o dell’inuenza notevole sulla partecipata.
All’atto della dismissione parziale, senza perdita del controllo, la
quota delle differenze di cambio afferente alla frazione di parte-
cipazione ceduta è attribuita al patrimonio netto di competenza
delle interessenze di terzi. In caso di dismissione parziale, senza
perdita del controllo congiunto o dell’inuenza notevole, la quota
delle differenze cambio afferente alla frazione di partecipazione
ceduta è imputata a conto economico. Il rimborso del capitale
effettuato da una controllata operante in valuta diversa dall’euro,
senza modica dell’interessenza partecipativa detenuta, com-
porta 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 società che non adottano l’euro è
prevalentemente il dollaro USA. I principali cambi utilizzati per
operare la conversione dei bilanci in valuta diversa dall’euro
sono di seguito indicati:
CRITERI DI VALUTAZIONE
I criteri di valutazione più signicativi adottati per la redazione
del bilancio consolidato sono indicati nei punti seguenti.
ATTIVITÀ MINERARIA
Con riferimento alle attività di esplorazione, appraisal e svilup-
po sono adottati i principi del successful efforts method di se-
guito descritti.
ACQUISIZIONE DI PERMESSI ESPLORATIVI
I costi sostenuti per l’acquisizione di diritti esplorativi (o per la
loro estensione) sono inizialmente capitalizzati all’interno delle
attività immateriali come “diritti esplorativi - unproved” in attesa
di valutare l’esito delle attività di esplorazione e valutazione. Tali
diritti esplorativi unproved non sono ammortizzati ma sottopo-
sti a verica della recuperabilità del relativo valore di iscrizione
avendo riguardo alla conferma del commitment della società a
proseguire le attività di esplorazione e considerando fatti e circo-
stanze che possano evidenziare la presenza di incertezze in me-
rito alla recuperabilità del valore iscritto. Se non sono pianicate
ulteriori attività, il valore di iscrizione dei relativi diritti esplorativi
è imputato a conto economico come radiazione (di seguito an-
che write-off). I diritti esplorativi di valore non signicativo sono
raggruppati e ammortizzati a quote costanti lungo il periodo di
esplorazione accordato. A seguito della scoperta di riserve certe
(cioè dopo la rilevazione di riserve e l’approvazione interna del
progetto di sviluppo), il valore di iscrizione dei relativi diritti esplo-
rativi unproved è riclassicato, sempre all’interno della voce “At-
tività immateriali”, come “diritti esplorativi proved”. Al momento
della riclassica e, in ogni caso, quando si vericano eventi che
fanno presumere una riduzione di valore delle attività, il valore
di iscrizione dei diritti esplorativi da riclassicare come proved è
sottoposto a verica 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. me-
todo 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, riser-
ve possibili, 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 de-
terminato attualizzando i corrispondenti ussi di cassa attesi.
(12) 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
227
I costi di acquisizione del potenziale esplorativo sono valutati
utilizzando i criteri indicati nel precedente punto “Acquisizione di
permessi esplorativi”. I costi delle riserve certe sono ammortiz-
zati secondo il metodo UOP (v. punto “Ammortamento UOP”). I
costi delle riserve probabili e delle riserve possibili (c.d. unproved
mineral interest) sono sospesi in attesa dell’esito delle attività di
appraisal e di identicazione delle modalità di sviluppo funziona-
li alla promozione a riserve certe; in caso di esito negativo delle
predette attività, sono rilevati a conto economico.
ESPLORAZIONE ED APPRAISAL
I costi esplorativi relativi a studi geologici e geofisici sono
rilevati direttamente a conto economico al momento del so-
stenimento.
I costi direttamente associati ad un pozzo esplorativo sono
inizialmente rilevati all’interno delle attività materiali in corso,
come “costi di esplorazione e valutazione - unproved” (pozzi
esplorativi in progress), no al momento in cui la perforazione
del pozzo è completata e possono continuare ad essere capi-
talizzati nei 12 mesi successivi in attesa della valutazione dei
risultati della perforazione (pozzi esplorativi suspended). Se al
termine di tale periodo si accerta che il risultato è negativo o
che il ritrovamento non è sucientemente signicativo per giu-
sticarne 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 n-
tanto che: (i) il pozzo ha determinato la scoperta di una quan-
tità di riserve tale da giusticare il suo completamento come
pozzo di produzione, e (ii) la società sta compiendo sucienti
progressi volti a valutare le riserve e la fattibilità economica
ed operativa del progetto; differentemente, i costi capitalizzati
sono imputati a conto economico come write-off. Medesimi
criteri di rilevazione sono adottati per i costi relativi all’attività di
appraisal. In caso di ritrovamento di riserve certe di petrolio e/o
riclassicati, sempre all’interno delle attività materiali in corso,
come “costi di esplorazione e valutazione - proved”. Al momen-
to della riclassica e, in ogni caso, quando si vericano eventi
che fanno presumere una riduzione di valore delle attività, il va-
lore di iscrizione dei costi da riclassicare come proved è sot-
toposto a verica di recuperabilità considerando il maggiore tra
il valore d’uso e il fair value al netto dei costi di vendita. A partire
dall’avvio della produzione, i costi di esplorazione e valutazione
classicati come “proved” sono ammortizzati secondo il meto-
do UOP (v. punto “Ammortamento UOP”).
SVILUPPO
I costi di sviluppo, ivi inclusi i costi relativi ai pozzi di sviluppo un-
successful e danneggiati, sono inizialmente capitalizzati come
“Attività materiali in corso - proved”. I costi di sviluppo sostenu-
ti per ottenere l’accesso alle riserve certe e per la costruzione e
l’installazione degli impianti necessari all’estrazione, trattamento,
raccolta e stoccaggio di idrocarburi sono ammortizzati, a partire
dall’inizio della produzione, prevalentemente con il metodo UOP. In
caso di non fattibilità/non prosecuzione dei progetti di sviluppo, i
relativi costi sono imputati a conto economico come write-off nel
periodo in cui viene deciso l’abbandono del progetto stesso. Le
svalutazioni/riprese di valore dei costi di sviluppo sono effettuate
applicando i criteri previsti per le attività materiali.
AMMORTAMENTO UOP
Con riferimento al processo di ammortamento degli investimenti
afferenti l’attività mineraria, considerata la stretta correlazione tra
la loro vita utile e la disponibilità delle riserve certe di idrocarburi,
l’ammortamento è generalmente effettuato attraverso il metodo
UOP applicando agli investimenti da ammortizzare a ne perio-
do
13
l’aliquota ottenuta dal rapporto tra i volumi estratti nel trime-
stre e le riserve esistenti alla ne 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 idrocar-
buri. Ai ni dell’ammortamento dei diritti esplorativi e dei titoli mi-
nerari acquisiti qualicati come “proved” rilevano le riserve certe.
Ai ni 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 ni dell’ammortamento di
common facility a servizio di una pluralità di campi. Le riserve cer-
te sono stimate sulla base della normativa U.S. SEC che richiede
l’utilizzo della media annuale dei prezzi di petrolio e gas ai ni del-
la valutazione della relativa producibilità economica; signicative
variazioni dei prezzi di riferimento possono determinare aliquote
di ammortamento disallineate rispetto alle modalità di ottenimen-
to dei beneci 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 ni della determinazione dell’aliquota di am-
mortamento UOP, sono stimate in base a parametri di economi-
cità ragionevoli e coerenti con le previsioni di produzione denite
dal management, al ne di riettere meglio le modalità attese di
ottenimento dei beneci economici futuri derivanti da tali asset.
PRODUZIONE
I costi relativi all’attività di produzione (estrazione, manutenzio-
ne ordinaria dei pozzi, ecc.) sono rilevati a conto economico
nell’esercizio in cui sono sostenuti.
PRODUCTION SHARING AGREEMENT E CONTRATTI DI
SERVICE
Le riserve relative ai Production Sharing Agreement sono de-
terminate sulla base delle clausole contrattuali relative al rim-
(13) Il periodo è inteso come il trimestre.
228
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
borso dei costi sostenuti per i lavori di esplorazione, sviluppo
e produzione svolti con l’apporto di proprie tecnologie e mezzi
nanziari (cost oil) e alla quota di spettanza delle produzioni
realizzate non destinate al rimborso dei costi sostenuti (pro-
t oil). I ricavi derivanti dalla cessione delle produzioni ritirate
(cost oil e prot oil) sono rilevati per competenza economica;
i costi sostenuti relativi alle attività di esplorazione, sviluppo e
produzione sono rilevati secondo i criteri indicati in preceden-
za. Le quote di produzioni e di riserve tengono conto delle quo-
te di idrocarburi equivalenti alle imposte dovute nei casi in cui
gli accordi contrattuali prevedono che l’onere tributario a carico
della società sia assolto dall’ente nazionale in nome e per con-
to della società a valere sulla quota di prot oil. In relazione a
ciò, è rilevato l’incremento dell’imponibile, tramite l’aumento dei
ricavi, e il corrispondente stanziamento dell’onere di imposta.
Un meccanismo analogo caratterizza i contratti di service.
CHIUSURA E ABBANDONO DEI POZZI
I costi che si presume di sostenere al termine dell’attività di
produzione per l’abbandono dell’area, lo smantellamento, la
rimozione delle 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 signicativi: attività mineraria
La valutazione delle riserve di petrolio e di gas naturale si basa
su metodi di tipo ingegneristico che hanno un margine intrin-
seco di aleatorietà. Le riserve certe rappresentano le quantità
stimate di idrocarburi che, sulla base dei dati geologici e di in-
gegneria, potranno con ragionevole certezza essere economi-
camente producibili nelle condizioni tecniche ed economiche
esistenti al momento della stima.
Nonostante esistano autorevoli linee guida sui criteri ingegne-
ristici e geologici che devono essere rispettati anché le riser-
ve possano essere classicate come certe, l’accuratezza della
stima delle riserve dipende da un insieme di fattori, assunzioni
e variabili, che includono: (i) la qualità dei dati geologici, tecnici
ed economici disponibili e la loro interpretazione e valutazione;
(ii) le stime riguardanti l’andamento futuro dei tassi di produzio-
ne e le previsioni di costi operativi e dei tempi di sostenimento
dei costi di sviluppo; (iii) modiche della normativa scale vi-
gente, delle regolamentazioni amministrative e delle condizioni
contrattuali; (iv) l’esito di perforazioni e di test di produzione
e l’effettiva performance produttiva dei giacimenti successiva-
mente alla data della stima che può determinare sostanziali
revisioni al rialzo o al ribasso; (v) le variazioni dei prezzi di pe-
trolio e gas naturale che potrebbero inuire sulle quantità delle
riserve certe, poiché la loro stima si basa sui prezzi e sui costi
esistenti alla data della stima.
Una riduzione del prezzo del petrolio o la previsione di costi
operativi e di sviluppo più elevati possono compromettere la
capacità della società di produrre economicamente le riserve
certe, determinando revisioni negative di stima.
Molti dei fattori, assunzioni e variabili coinvolte nella stima del-
le riserve certe sono soggetti a modiche nel tempo e, pertan-
to, inuenzano le quantità di riserve certe che saranno effet-
tivamente prodotte; analoghe incertezze riguardano la stima
delle riserve unproved.
La valutazione della potenzialità economica di una scoperta
mineraria è effettuata nell’arco dei 12 mesi successivi al com-
pletamento della perforazione di un pozzo esplorativo. Il pro-
cesso di delineazione della scoperta, che comporta lo svolgi-
mento di ulteriori attività di appraisal e di identicazione delle
migliori modalità di sviluppo, richiede, nella maggior parte dei
casi, un periodo di tempo maggiore in funzione della comples-
sità del progetto e del volume di investimenti associati.
Durante tale periodo, i costi relativi ai pozzi esplorativi riman-
gono sospesi all’attivo patrimoniale. Ad ogni modo, tali costi
capitalizzati sono oggetto di verica, almeno annuale, al ne di
confermare l’intenzione di sviluppare, o in ogni caso di valoriz-
zare, la scoperta.
Le riserve di un giacimento sono classicate come certe solo
quando sono stati vericati tutti i criteri per l’attribuzione della
qualica di riserve certe. Le riserve certe possono essere clas-
sicate come sviluppate o non sviluppate. Il passaggio a riserve
certe sviluppate 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 registrazione iniziale delle riserve e l’avvio del-
la produzione.
Le stime delle riserve rilevano ai fini della determinazione
degli ammortamenti (v. punto “Ammortamento UOP”). In
particolare, ai fini dell’ammortamento, determinato secondo
il metodo UOP, assumendo la costanza delle altre variabili,
un aumento delle riserve certe stimato per singolo giaci-
mento riduce la quota di ammortamento a carico del perio-
do e viceversa. Ai fini del processo di impairment, le stime
delle riserve sono utilizzate per la definizione dei flussi di
cassa futuri delle attività petrolifere che rappresentano uno
degli elementi fondamentali per determinare l’ammontare
dell’eventuale svalutazione.
ATTIVITÀ MATERIALI
Le attività materiali, ivi inclusi gli investimenti immobiliari, sono
rilevate secondo il criterio del costo e iscritte al prezzo di acqui-
sto 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 anché il
bene sia pronto all’uso, il prezzo di acquisto o il costo di produ-
zione include gli oneri nanziari sostenuti che teoricamente si
sarebbero risparmiati, nel periodo necessario a rendere il bene
pronto all’uso, qualora l’investimento non fosse stato fatto.
In presenza di obbligazioni attuali per lo smantellamento, la ri-
mozione delle attività e il ripristino dei siti, il valore di iscrizione
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
229
include i costi stimati (attualizzati) da sostenere al momento
dell’abbandono delle strutture, rilevati in contropartita a uno
specico fondo (v. punto “Fondi per lo smantellamento e il ripri-
stino dei siti”). Analoga impostazione è adottata con riferimen-
to 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,
neanche in applicazione di leggi speciche.
I costi per migliorie, ammodernamento e trasformazione del-
le attività materiali sono rilevati all’attivo patrimoniale quando è
probabile che incrementino i beneci economici futuri attesi dal
bene. Sono rilevati all’attivo patrimoniale anche gli elementi acqui-
stati per ragioni di sicurezza o ambientali che, seppur non incre-
mentando direttamente i beneci economici futuri delle attività
esistenti, sono necessari 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 ne-
cessari perché sia in grado di operare secondo le modalità pro-
grammate. Le attività materiali sono ammortizzate sistematica-
mente 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 signi-
cative aventi vite utili differenti, l’ammortamento è effettuato per
ciascuna componente. Il valore da ammortizzare è rappresentato
dal valore di iscrizione ridotto del presumibile valore netto di ces-
sione al termine della sua vita utile, se signicativo e ragionevol-
mente determinabile. Non sono oggetto di ammortamento i terre-
ni, anche se acquistati congiuntamente a un fabbricato, nonché le
attività materiali destinate alla vendita (v. punto “Attività destinate
alla vendita e discontinued operation”). Eventuali modiche al pia-
no di ammortamento, derivanti da revisione della vita utile dell’as-
set, del valore residuo ovvero delle modalità di ottenimento dei
beneci economici dell’attività, sono rilevate prospetticamente.
I beni gratuitamente devolvibili sono ammortizzati nel periodo
di durata della concessione o della vita utile del bene se minore.
I costi di sostituzione di componenti identicabili di beni com-
plessi sono rilevati all’attivo patrimoniale e ammortizzati lungo
la loro vita utile; il valore di iscrizione residuo della componente
oggetto di sostituzione è rilevato a conto economico. Le miglio-
rie non rimovibili apportate su beni condotti in leasing sono am-
mortizzate lungo la minore tra la vita utile delle migliorie stesse
e la durata del leasing. Le spese di manutenzione e riparazione
ordinarie, diverse dalle sostituzioni di componenti identicabili,
che reintegrano e non incrementano 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 benecio economico
futuro è atteso dal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o
perdita è rilevato a conto economico.
LEASING
14
Un contratto contiene o rappresenta un leasing se conferi-
sce al contraente il diritto di controllare l’utilizzo di un asset
identicato per un periodo di tempo stabilito in cambio di un
corrispettivo
15
; tale diritto sussiste se il contratto attribuisce al
locatario il diritto di dirigere l’asset e ottenere sostanzialmente
tutti i beneci economici derivanti dal suo utilizzo.
Alla commencement date, ossia alla data in cui il bene è reso
disponibile per l’uso, il locatario rileva, nello stato patrimoniale,
un’attività rappresentativa del diritto di utilizzo del bene (di se-
guito 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”)
16
. La durata del
leasing è determinata considerando il periodo non annullabile
del contratto, nonché, ove vi sia la ragionevole certezza, anche i
periodi considerati dalle opzioni di estensione ovvero connessi
al mancato esercizio delle opzioni di risoluzione anticipata del
contratto.
La passività per leasing è rilevata inizialmente ad un ammon-
tare pari al valore attuale dei seguenti pagamenti dovuti per il
leasing
17
, non ancora effettuati alla commencement date: (i)
pagamenti ssi (o sostanzialmente ssi), al netto di eventuali
incentivi da ricevere; (ii) pagamenti variabili che dipendono da
indici o tassi
18
; (iii) stima del pagamento che il locatario dovrà
effettuare a titolo di garanzia del valore residuo del bene loca-
to; (iv) pagamento del prezzo di esercizio dell’opzione di ac-
quisto, 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 calco-
lato adottando un tasso di sconto pari al tasso di interesse
implicito del leasing ovvero, qualora questo non fosse age-
volmente determinabile, utilizzando il tasso di nanziamento
incrementale del locatario. Quest’ultimo è denito tenendo
conto della durata dei contratti di leasing, della periodicità dei
(14) Per espressa disposizione dell’IFRS 16 sono esclusi dall’ambito di applicazione i leasing per l’esplorazione ed estrazione di risorse minerarie quali quelli afferenti
all’utilizzo dei diritti minerari, all’atto dei terreni e delle eventuali servitù di passaggio connesse con le attività Oil & Gas.
(15) La verica dell’esistenza delle condizioni indicate è operata all’inception date rappresentata dalla data più recente tra la data di stipula del contratto e quella in cui le
parti si impegnano a rispettare i principali termini contrattuali.
(16) Eni si avvale della possibilità, prevista dal principio contabile, di rilevare a conto economico i canoni relativi ai contratti di leasing di breve durata (per determinate
classi di asset sottostanti) e a quelli di modico valore.
(17) Come consentito dalle previsioni del principio contabile, le non-lease component non sono generalmente oggetto di separata rilevazione, fatta eccezione per la com-
ponente servizio inclusa nel canone unico previsto dai principali contratti afferenti alle attività upstream (drilling rig).
(18) 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.
230
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
pagamenti previsti contrattualmente, della valuta nella qua-
le essi sono denominati e delle caratteristiche dell’ambiente
economico del locatario (sintetizzate dal country risk pre-
mium 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, gene-
ralmente in contropartita al valore di iscrizione del correlato
right-of-use asset, in presenza di una variazione dei pagamenti
dovuti per il leasing a seguito principalmente di: (i) rinegozia-
zioni 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) modiche nella valutazione in merito
all’esercizio delle opzioni contrattualmente previste (opzioni di
acquisto del bene locato, opzioni di estensione o di risoluzione
anticipata del contratto).
Il diritto di utilizzo di un bene in leasing è inizialmente rilevato
al costo, determinato come sommatoria delle seguenti com-
ponenti: (i) l’importo iniziale della lease liability; (ii) i costi di-
retti iniziali sostenuti dal locatario
19
; (iii) eventuali pagamenti
effettuati alla o prima della commencement date, al netto di
eventuali incentivi ricevuti da parte del locatore; e (iv) la stima
dei costi che il locatario prevede di sostenere per lo smantella-
mento, la rimozione dell’asset sottostante e la bonica del sito
ovvero per riportare l’asset nelle condizioni stabilite dal contrat-
to. Successivamente alla rilevazione iniziale, il right-of-use as-
set è retticato per tener conto delle quote di ammortamento
cumulate
20
, delle eventuali perdite di valore cumulate (v. punto
“Impairment delle attività non nanziarie”) 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 si-
ano direttamente associati 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, essenzialmente nel
caso di asset esplorativi.
Nell’ambito dell’attività mineraria, l’operatore di una joint ope-
ration non incorporata che sottoscrive un contratto di leasing
come unico rmatario rileva: (i) il 100% della lease liability, se
sulla base delle previsioni contrattuali e di ogni altro elemento
rilevante ai ni della valutazione è considerato “primary respon-
sible” dell’adempimento delle obbligazioni nei confronti del for-
nitore; e (ii) il 100% del right-of-use asset, fatti salvi gli eventuali
casi in cui sia ravvisabile contrattualmente la presenza di un
sublease posto in essere con gli altri partner dell’iniziativa mi-
neraria (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’addebito 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 nan-
ziario, all’interno del usso di cassa netto da attività operativa.
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 interest detenuto.
Nessuna rilevazione di attività e passività per leasing è effet-
tuata nei casi in cui Eni non sia considerata “primary respon-
sible” 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), coerentemente con la previsione dei riaddebiti ai
partecipanti dei costi connessi con lo svolgimento delle atti-
vità, 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 denito avu-
to riguardo alle previsioni, ove attendibilmente determinabili,
dell’utilizzo dei beni assunti in leasing.
Stime contabili e giudizi signicativi: operazioni di leasing
Per quanto riguarda i contratti di leasing, la Direzione Aziendale
effettua stime contabili ed esercita giudizi signicativi con rife-
rimento a: (i) la determinazione della durata dei leasing avuto
riguardo alle stime da operare in merito all’eventuale esercizio
delle opzioni di estensione e/o di risoluzione previste nel con-
tratto; (ii) la determinazione del tasso di nanziamento incre-
mentale del locatario; (iii) l’individuazione e, ove appropriato,
la separazione delle non-lease component, in assenza di un
prezzo stand-alone osservabile per tali componenti, tenendo
anche conto di approfondimenti svolti con esperti esterni; (iv)
la rilevazione dei contratti di leasing afferenti a mezzi utilizzati
nelle attività Oil & Gas (principalmente drilling rig e FPSO) posti
in essere in qualità di operatore dell’iniziativa mineraria intra-
presa nell’ambito di una joint operation non incorporata avuto
riguardo alle valutazioni sulla natura di “primary responsible”
dell’operatore e alla verica dei rapporti con gli altri partecipanti
all’iniziativa mineraria; (v) l’identicazione dei pagamenti varia-
bili e delle loro caratteristiche ai ni della stima per l’inclusione,
o meno, nella determinazione della lease liability.
(19) 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.
(20) L’ammortamento è effettuato sistematicamente a partire dalla commencement date e no alla data più recente tra: (i) il termine della vita utile del right-of-use asset;
e (ii) la ne della durata del leasing. Tuttavia, nel caso in cui il leasing trasferisca la proprietà dell’asset locato al locatario alla ne 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
231
ATTIVITÀ IMMATERIALI
Le attività immateriali riguardano le attività prive di consisten-
za sica identicabili, controllate dall’impresa e in grado di pro-
durre beneci economici futuri, nonché il goodwill. Le attività
immateriali sono iscritte al costo determinato secondo i criteri
indicati per le attività materiali. Non è ammesso effettuare riva-
lutazioni, neanche in applicazione di leggi speciche.
Le attività immateriali aventi vita utile denita sono ammortizza-
te sistematicamente lungo la loro vita utile; per il valore da am-
mortizzare valgono i criteri indicati al punto “Attività materiali”.
Il goodwill e le attività immateriali aventi vita utile indenita
non sono oggetto di ammortamento. Per la recuperabilità del
valore di iscrizione del goodwill e delle altre attività immate-
riali valgono i criteri indicati al punto “Impairment delle attività
non nanziarie”.
I costi connessi con l’acquisizione di nuova clientela sono rile-
vati all’attivo patrimoniale purché ne sia dimostrata la recupe-
rabilità. L’attività immateriale afferente a tali costi contrattuali
è ammortizzata su una base sistematica coerente con il tra-
sferimento al cliente dei beni o servizi a cui fa riferimento ed è
oggetto di verica della recuperabilità del valore di iscrizione.
I costi relativi all’attività di sviluppo tecnologico sono rilevati
all’attivo patrimoniale quando: (i) il costo attribuibile all’attivi-
tà di sviluppo è attendibilmente determinabile; (ii) vi è l’inten-
zione, la disponibilità di risorse nanziarie e la capacità tec-
nica a rendere l’attività disponibile all’uso o alla vendita; (iii)
è dimostrabile che l’attività sia in grado di produrre beneci
economici futuri.
Le attività immateriali sono eliminate contabilmente al mo-
mento della loro dismissione o quando nessun benecio eco-
nomico 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 nanziarie (attività materia-
li, attività immateriali e right-of-use asset) è vericata quando
eventi o modiche delle circostanze fanno ritenere che il valore
di iscrizione in bilancio non sia recuperabile.
La valutazione di recuperabilità è effettuata per singola cash
generating unit (di seguito anche “CGU”) rappresentata dal
più piccolo insieme identicabile di attività che genera ussi
di cassa in entrata ampiamente indipendenti da quelli generati
da altre attività. Le CGU possono includere i corporate asset,
ossia attività che non generano ussi di cassa autonomi, at-
tribuibili su basi ragionevoli e coerenti. I corporate asset non
attribuibili ad una specica CGU sono allocati ad un aggregato
più ampio costituito da più CGU. Con riferimento al goodwill, la
verica è effettuata, almeno annualmente e comunque quando
si vericano eventi che fanno presupporre una riduzione del
valore, a livello del più piccolo aggregato sulla base del qua-
le la Direzione Aziendale valuta, direttamente o indirettamen-
te, il ritorno dell’investimento che include il goodwill stesso. I
right-of-use asset, che generalmente non producono ussi di
cassa autonomi, sono allocati alla CGU a cui si riferiscono; i
right-of-use asset che non sono specicatamente allocabili
alle CGU sono considerati corporate asset. La recuperabilità
del valore di iscrizione delle common facility del settore E&P
è vericata considerando il complesso dei valori recuperabili
delle CGU che beneciano dell’infrastruttura comune.
La recuperabilità è vericata 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’u-
so. Quest’ultimo è determinato attualizzando i ussi di cassa
attesi derivanti dall’uso della CGU e, se signicativi e ragione-
volmente determinabili, dalla sua cessione al termine della re-
lativa vita utile al netto dei costi di dismissione. I ussi di cassa
attesi sono determinati sulla base di assunzioni ragionevoli e
supportabili rappresentative della migliore stima delle future
condizioni economiche che si vericheranno nella residua vita
utile della CGU, dando maggiore rilevanza alle indicazioni pro-
venienti dall’esterno.
Ai ni della verica della recuperabilità di cash generating unit
che includono right-of-use asset signicativi, la determinazio-
ne del valore d’uso avviene, generalmente, escludendo dalla
stima dei ussi di cassa futuri, oggetto di attualizzazione, gli
esborsi relativi ai pagamenti dei canoni di leasing considerati
ai ni della determinazione della lease liability.
Per quanto riguarda i prezzi delle commodity, il management
assume lo scenario prezzi adottato per le proiezioni economi-
co-nanziarie e per la valutazione a vita intera degli investimen-
ti. In particolare, per i ussi di cassa associati al greggio, al gas
naturale e ai prodotti petroliferi (e a quelli da essi derivati) lo
scenario prezzi, oggetto di approvazione da parte del Consiglio
di Amministrazione (v. punto “Stime contabili e giudizi signica-
tivi formulati per tener conto degli impatti dei rischi climatici”).
Ai ni dell’impairment test, si considerano anche gli esborsi
che si prevede di sostenere per assicurare la compliance con
la normativa in materia di emissioni di CO
2
(ad es. Emission
Trading Scheme) ovvero che si prevede di sostenere su base
volontaria (ad es. gli esborsi connessi con i certicati forestali
acquistati o prodotti in coerenza con la strategia di decarboniz-
zazione della società - di seguito anche “forestry”).
In particolare, in sede di determinazione del valore d’uso, avuto
riguardo agli obiettivi connessi con la strategia di decarboniz-
zazione sono considerati gli esborsi per iniziative di forestry
21
ad integrazione delle previsioni degli esborsi operativi; al riguar-
do, anche considerato che le iniziative forestali possono esse-
re sviluppate in Paesi dove non è presente Eni e tenuto conto
(21) Per i criteri di rilevazione dei certicati forestali v. il punto “Costi”.
232
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(22) 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 successivo, la svalutazione sarebbe stata minore ovvero non rilevata.
della dicoltà di operare un’allocazione, su basi ragionevoli e
coerenti, alle differenti CGU del settore di riferimento, i relativi
esborsi, attualizzati, sono considerati a riduzione del comples-
sivo headroom del settore E&P.
Ai ni della determinazione del valore d’uso, i ussi di cassa
previsti sono oggetto di attualizzazione ad un tasso che ri-
ette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale
del denaro e dei rischi specici dell’attività non riesse nelle
stime dei ussi di cassa. In particolare, il tasso di sconto uti-
lizzato è il Weighted Average Cost of Capital (WACC) rettica-
to del rischio Paese specico in cui si trova la CGU oggetto di
valutazione. La valorizzazione del rischio Paese specico da
includere nel tasso di sconto è denita sulla base delle infor-
mazioni fornite da provider esterni. I WACC sono differenziati
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 Chimi-
ca, al business Power e ai business Retail & Renewables, la ri-
schiosità è stata denita sulla base di un campione di società
comparabili. Per il settore E&P e il business R&M, la rischio-
sità è determinata, in maniera residuale, come differenza tra
quella complessiva Eni e quella degli altri settori/business. Il
valore d’uso è determinato al netto dell’effetto scale in quan-
to questo metodo produce valori sostanzialmente equivalenti
a quelli ottenibili attualizzando i ussi 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 no a
concorrenza del suo ammontare; l’eventuale eccedenza della
svalutazione rispetto al goodwill è imputata pro quota al valore
di libro degli asset che costituiscono la CGU, no all’ammonta-
re del relativo valore recuperabile.
Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le
attività sono rivalutate e la rettica è rilevata a conto economi-
co; 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 ammortamento che sarebbero state rilevate qualora non si
fosse proceduto alla svalutazione. Le svalutazioni del goodwill
non sono oggetto di ripresa di valore
22
.
CONTRIBUTI IN CONTO CAPITALE
I contributi in conto capitale sono rilevati quando esiste la ra-
gionevole certezza che saranno realizzate le condizioni previ-
ste dagli organi governativi concedenti per il loro ottenimento
e sono rilevati a riduzione 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 mi-
nore tra il costo di acquisto o di produzione e il valore netto
di realizzo; quest’ultimo valore è rappresentato dall’ammon-
tare che l’impresa si attende di ottenere dalla loro vendita nel
normale svolgimento dell’attività, al netto dei costi stimati per
il completamento e per realizzare la vendita, ovvero, relativa-
mente 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’otte-
nimento di beneci economici derivanti dalle uttuazioni 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 niti 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 naturale) e di prodotti petroliferi è determinato applicando
il metodo del costo medio ponderato su base trimestrale ovve-
ro, quando la nalità di utilizzo e la velocità di rigiro (turnover)
delle rimanenze di greggio e prodotti petroliferi lo giusticano,
su un differente arco temporale (ad es. mensile); quello dei pro-
dotti chimici è determinato applicando il costo medio pondera-
to su base annuale.
In presenza di clausole di “take-or-pay” all’interno di contratti di
approvvigionamento 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 contrattual-
mente, sono rilevati nella voce “Altre attività” come “deferred
cost” in contropartita alla voce “Debiti commerciali e altri de-
biti” ovvero all’esborso effettuato per il relativo regolamento.
I deferred cost stanziati sono imputati a conto economico: (i)
all’atto dell’effettivo ritiro del gas naturale, partecipando alla
determinazione del costo medio ponderato del magazzino; (ii)
per la parte non recuperabile quando si congura l’impossibili-
tà di ritirare il gas precedentemente non prelevato, secondo le
tempistiche contrattualmente previste. Inoltre, i deferred cost
stanziati sono oggetto di valutazione, al ne di vericarne la
recuperabilità economica, confrontando il loro valore di iscri-
zione con il relativo valore netto di realizzo determinato in ana-
logia a quanto indicato per le rimanenze.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
233
Stime contabili e giudizi signicativi: impairment delle atti-
vità non nanziarie
La recuperabilità delle attività non nanziarie è vericata quan-
do eventi o modiche delle circostanze fanno ritenere che il
valore di iscrizione in bilancio non sia recuperabile.
Gli eventi che possono determinare una svalutazione di attività
non nanziarie sono variazioni nei piani industriali, variazioni
nei prezzi di mercato che possono determinare minori perfor-
mance operative, ridotto utilizzo degli impianti e, per gli asset
minerari, signicative revisioni in negativo delle stime delle
riserve di idrocarburi o incrementi signicativi delle stime dei
costi di sviluppo e produzione. La decisione se procedere a
una svalutazione e la quanticazione della stessa dipendono
dalle valutazioni della Direzione Aziendale su fattori complessi
e altamente incerti, tra i quali, l’evoluzione dei prezzi delle com-
modity, l’evoluzione dei tassi di attualizzazione, le previsioni in
merito ai costi di sviluppo e produzione, l’impatto dell’inazione
e dell’evoluzione tecnologica, le previsioni sui proli produttivi
e sulle condizioni della domanda e dell’offerta su scala globale
o regionale anche in relazione al processo di decarbonizzazio-
ne, gli impatti delle modiche normative e regolamentari, ecc.
La denizione delle CGU e l’individuazione dell’appropriato li-
vello di raggruppamento delle stesse ai ni della verica della
recuperabilità del valore di iscrizione del goodwill, di corporate
asset nonché di common facility nel settore E&P, richiedono
l’espressione di un giudizio da parte della Direzione Aziendale.
In particolare, le CGU sono denite 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 operativi o dismettere i beni e le attività della so-
cietà. Analoghe considerazioni rilevano anche ai ni della veri-
ca della recuperabilità sica 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 ussi di cassa attesi utilizzati per la determinazione del valore
recuperabile sono quanticati alla luce delle informazioni di-
sponibili 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 proli produttivi – e sono attualiz-
zati utilizzando un tasso che tiene conto del rischio inerente
all’attività interessata.
Nel caso dell’attività mineraria, i ussi di cassa attesi sono sti-
mati 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 terzi in sede di business combination), i
ussi di cassa attesi tengono conto anche delle riserve possi-
bili opportunamente rischiate, laddove considerate ai ni della
determinazione del corrispettivo pagato.
La stima del futuro livello di produzione è basata su assunzio-
ni relative al prezzo futuro delle commodity, ai costi operativi,
ai costi di sviluppo ed estrazione, al declino dei campi, alla
domanda di mercato e altri fattori. Maggiori dettagli in meri-
to alle principali assunzioni sottostanti la determinazione del
valore recuperabile delle attività materiali, immateriali e diritto
di utilizzo beni in leasing sono forniti nella nota n. 15 - Riprese
di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e
diritto di utilizzo beni in leasing.
STRUMENTI FINANZIARI
ATTIVITÀ FINANZIARIE
In funzione delle caratteristiche dello strumento e del modello
di business adottato per la relativa gestione, le attività nan-
ziarie sono classicate nelle seguenti categorie: (i) attività -
nanziarie valutate al costo ammortizzato; (ii) attività nanziarie
valutate al fair value con imputazione degli effetti tra le altre
componenti dell’utile complessivo (di seguito anche OCI); (iii)
attività nanziarie valutate al fair value con imputazione degli
effetti a conto economico.
La rilevazione iniziale avviene al fair value incrementato, per le
attività nanziarie diverse da quelle valutate al fair value con
imputazione degli effetti a conto economico, dei costi di tran-
sazione direttamente attribuibili. Per i crediti commerciali privi
di una signicativa componente nanziaria, il valore di rileva-
zione iniziale è rappresentato dal prezzo della transazione.
Successivamente alla rilevazione iniziale, le attività nanziarie
che generano ussi di cassa contrattuali rappresentativi esclu-
sivamente di pagamenti di capitale e interessi sono valutate al
costo ammortizzato se possedute con la nalità di incassarne i
ussi di cassa contrattuali (c.d. business model hold to collect).
Per le attività nanziarie valutate al costo ammortizzato sono
rilevati a conto economico gli interessi attivi determinati sulla
base del tasso di interesse effettivo, le differenze di cambio e le
svalutazioni
23
(v. punto “Svalutazioni di attività nanziarie”).
Differentemente, sono valutate al fair value con imputazione
degli effetti a OCI (di seguito anche FVTOCI) le attività nan-
ziarie rappresentative di strumenti di debito il cui modello di
business prevede la possibilità sia di incassare i ussi di cassa
contrattuali sia di realizzarne il valore attraverso la cessione
(c.d. business model hold to collect and sell). In tal caso sono
rilevati: (i) a conto economico gli interessi attivi, calcolati utiliz-
zando il tasso di interesse effettivo, le differenze di cambio e le
svalutazioni (v. punto “Svalutazioni di attività nanziarie”); (ii)
a patrimonio netto, tra le altre componenti dell’utile comples-
sivo, le variazioni di fair value dello strumento. L’ammontare
cumulato delle variazioni di fair value, imputato nella riserva
di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell’utile
(23) I crediti e le altre attività nanziarie valutati al costo ammortizzato sono esposti al netto del relativo fondo svalutazione.
234
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
complessivo, è oggetto di reversal a conto economico all’atto
dell’eliminazione contabile dello strumento. Allo stato, il Grup-
po non detiene attività nanziarie rappresentative di strumenti
di debito valutate al FVTOCI.
Un’attività nanziaria rappresentativa di uno strumento di debito
che non è valutata al costo ammortizzato o al FVTOCI è valutata
al fair value con imputazione degli effetti a conto economico (di
seguito FVTPL); rientrano in tale categoria le attività nanziarie
possedute con nalità di trading. Gli interessi attivi maturati su
attività nanziarie destinate al trading concorrono alla valuta-
zione complessiva del fair value dello strumento e sono rilevati,
all’interno dei “Proventi (oneri) nanziari”, nella sottovoce “Pro-
venti netti su attività nanziarie destinate al trading”.
Quando l’acquisto o la vendita di attività nanziarie avviene se-
condo un contratto che prevede il regolamento dell’operazione
e la consegna dell’attività entro un determinato numero di gior-
ni, stabiliti dagli organi di controllo del mercato o da convenzio-
ni del mercato (ad es. acquisto di titoli su mercati regolamenta-
ti), l’operazione è rilevata alla data del regolamento.
DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
Le disponibilità liquide ed equivalenti comprendono la cas-
sa, i depositi a vista, nonché le attività finanziarie origina-
riamente esigibili, generalmente, entro 3 mesi, prontamente
convertibili in cassa e sottoposte ad un irrilevante rischio di
variazione di valore.
SVALUTAZIONI DI ATTIVITÀ FINANZIARIE
La valutazione della recuperabilità delle attività nanziarie rappre-
sentative di strumenti di debito non valutate al FVTPL è effettuata
sulla base del c.d. expected credit loss model
24
.
In particolare, le perdite attese sono determinate, generalmente,
sulla base del prodotto tra: (i) l’esposizione vantata verso la con-
troparte al netto delle relative mitiganti (cd. Exposure At Default o
EAD); (ii) la probabilità che la controparte non ottemperi alla pro-
pria obbligazione 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) denita, sulla base delle esperienze pregresse (serie stori-
che 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
determinazione della Probability of Default delle controparti
sono stati adottati i rating interni, già utilizzati ai ni dell’ada-
mento commerciale, oggetto di verica periodica, anche trami-
te 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 pro-
babilità di un ritardato pagamento, è determinata utilizzando,
quale dato di input, i country risk premium adottati ai ni della
determinazione dei WACC per l’impairment degli asset non -
nanziari. Per la clientela per la quale non sono disponibili rating,
la valutazione delle perdite attese è basata su una provision
matrix, costruita raggruppando, ove opportuno, i crediti in clu-
ster di clientela omogenei ai quali applicare percentuali di sva-
lutazione denite sulla base dell’esperienza di perdite pregres-
se, retticate, ove necessario, per tener conto di informazioni
previsionali in merito al rischio di credito della controparte o di
cluster di controparti
25
.
Tenuto conto delle caratteristiche dei mercati di riferimento, si
considerano in default le esposizioni creditizie scadute da oltre
180 giorni ovvero, in ogni caso, le esposizioni creditizie in con-
tenzioso o per le quali sono in corso azioni di ristrutturazione/
rinegoziazione. Sono denite 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 nanziari strumentali all’attività
operativa concessi a società collegate e joint venture, il cui rim-
borso non è pianicato o non è probabile nel prevedibile futuro,
e che nella sostanza rappresentano un ulteriore investimento
nelle stesse, è valutata, in primo luogo, sulla base dell’expected
credit loss model e, in secondo luogo, unitamente alla parte-
cipazione nella società collegata/joint venture, applicando i
criteri indicati nel punto “Metodo del patrimonio netto”. In appli-
cazione dell’expected credit loss model non si considerano le
eventuali rettiche del valore di iscrizione del long term interest
derivanti dall’applicazione dei criteri indicati nel punto “Metodo
del patrimonio netto”.
Stime contabili e giudizi signicativi: svalutazioni di attività
nanziarie
La quanticazione delle svalutazioni di attività nanziarie com-
porta valutazioni del management su fattori complessi e al-
tamente incerti quali, tra l’altro, la probabilità di default delle
controparti (PD), la valutazione delle eventuali mitiganti dell’e-
sposizione, la previsione sulla quantità di credito che non si riu-
scirà a recuperare in caso di default (LGD), nonché il processo
di clusterizzazione della clientela.
Maggiori dettagli in merito alle principali assunzioni sottostanti
la determinazione delle svalutazioni di attività nanziarie sono
forniti nella nota n. 8 - Crediti commerciali e altri crediti.
PARTECIPAZIONI MINORITARIE
Le attività nanziarie rappresentative di partecipazioni minori-
(24) L’expected credit loss model si applica anche ai contratti di garanzia nanziaria emessi non valutati al FVTPL. Le expected credit loss rilevate con riferimento alle
garanzie nanziarie emesse non sono rilevanti.
(25) Per le esposizioni creditizie derivanti da operazioni infragruppo, è normalmente assunta la piena capacità di recupero in considerazione, tra l’altro, della struttura
nanziaria centralizzata del Gruppo che ne supporta eventuali esigenze sia nanziarie che patrimoniali.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
235
tarie, in quanto non possedute per nalità di trading, sono va-
lutate al fair value con imputazione degli effetti nella riserva
di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell’utile
complessivo, senza previsione del loro rigiro a conto economi-
co in caso di realizzo; differentemente, i dividendi provenienti
da tali partecipazioni sono rilevati a conto economico alla voce
“Proventi (oneri) su partecipazioni” a meno che non rappre-
sentino chiaramente un recupero di parte del costo dell’inve-
stimento. La valutazione al costo di una partecipazione mino-
ritaria è consentita nei limitati casi in cui il costo rappresenti
un’adeguata stima del fair value.
PASSIVITÀ FINANZIARIE
Le passività nanziarie, diverse dagli strumenti derivati, sono
rilevate inizialmente al fair value del corrispettivo ricevuto, al
netto dei costi di transazione direttamente attribuibili, e sono
successivamente valutate al costo ammortizzato.
I sustainability-linked bond, ossia nanziamenti caratterizzati
da un aggiornamento periodico del relativo tasso di interesse
per riettere le performance dell’emittente in termini di raggiun-
gimento di obiettivi di sostenibilità (c.d. metrica ESG), sono va-
lutati al costo ammortizzato.
La variazione del tasso di interesse comporta generalmente un
aggiornamento prospettico del tasso di interesse effettivo.
Giudizi signicativi: passività nanziarie
Le società del Gruppo possono negoziare con i propri fornitori
accordi di estensione dei termini di pagamento, senza prevedere
il coinvolgimento di un intermediario nanziario. In tali fattispe-
cie, la Direzione Aziendale esprime un giudizio in merito alla pos-
sibilità di continuare a classicare i debiti verso il fornitore come
commerciali/relativi all’attività di investimento ovvero di riclassi-
carli come debiti nanziari. Ai ni dell’espressione di tale giudi-
zio, la Direzione Aziendale tiene conto dei termini di pagamento
rispetto alla prassi del settore di riferimento, dell’eventuale ri-
lascio di garanzie aggiuntive e di ogni altro fatto o circostanza
utile ai ni della valutazione. La classicazione del debito come
passività nanziaria determina: (i) al momento della riclassica/
rilevazione inziale del debito, una variazione non monetaria delle
passività nanziarie, senza impatti sul rendiconto nanziario; (ii)
all’atto del regolamento, la presentazione del relativo esborso
nell’ambito del usso di cassa netto da attività di nanziamento.
Con riferimento ai sustainability-linked bond, la Direzione
Aziendale valuta se il mancato rispetto della metrica ESG
possa avere impatti sulle operations tali da pregiudicare la
capacità reddituale dell’emittente e, di conseguenza, il relati-
vo merito di credito.
STRUMENTI FINANZIARI DERIVATI E HEDGE
ACCOUNTING
Gli strumenti nanziari derivati, ivi inclusi quelli impliciti (c.d.
embedded derivative, v. oltre) oggetto di separazione dal con-
tratto principale, sono attività e passività rilevate al fair value.
Nell’ambito della strategia e degli obiettivi deniti per la ge-
stione del rischio, la qualicazione delle operazioni come di
copertura richiede: (i) la verica 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 ca-
pacità di compensazione non sia inciata dal livello del rischio
di credito di controparte; (ii) la denizione di un hedge ratio co-
erente con gli obiettivi di gestione del rischio, nell’ambito della
strategia di risk management denita, effettuando, ove neces-
sario, le appropriate azioni di ribilanciamento (rebalancing). Le
modiche degli obiettivi di risk management, il venir meno del-
le condizioni indicate in precedenza per la qualicazione delle
operazioni come di copertura ovvero l’attivazione di operazioni
di ribilanciamento determinano la discontinuazione prospetti-
ca, totale o parziale, della copertura.
Quando i derivati coprono il rischio di variazione del fair value
degli strumenti oggetto di copertura (fair value hedge; ad es.
copertura della variabilità del fair value di attività/passività a
tasso sso), essi sono valutati al fair value con imputazione
degli effetti a conto economico; coerentemente, gli strumenti
oggetto di copertura sono adeguati per riettere, a conto eco-
nomico, le variazioni del fair value associate al rischio coperto,
indipendentemente dalla previsione di un diverso criterio di va-
lutazione applicabile generalmente alla tipologia di strumento.
Quando i derivati coprono il rischio di variazione dei ussi di
cassa degli strumenti oggetto di copertura (cash ow hedge;
ad es. copertura della variabilità dei ussi di cassa di attività/
passività per effetto delle oscillazioni dei tassi di cambio), le va-
riazioni del fair value dei derivati considerate ecaci sono ini-
zialmente rilevate nella riserva di patrimonio netto che accoglie
le altre componenti dell’utile complessivo e successivamente
imputate a conto economico coerentemente agli effetti econo-
mici prodotti dall’operazione coperta. Nel caso di copertura di
transazioni future che comportano l’iscrizione di un’attività o di
una passività non nanziaria, le variazioni cumulate del fair va-
lue dei derivati di copertura, rilevate nel patrimonio netto, sono
imputate a rettica del valore di iscrizione dell’attività/passività
non nanziaria oggetto della copertura (c.d. basis adjustment).
Le variazioni del fair value dei derivati che non soddisfano le
condizioni per essere qualicati come di copertura, ivi incluse
le eventuali componenti inecaci degli strumenti derivati di
copertura, sono rilevate a conto economico. In particolare, le
variazioni del fair value dei derivati non di copertura su tassi di
interesse e su valute sono rilevate nella voce di conto economi-
co “Proventi (oneri) nanziari”; differentemente, le variazioni del
fair value degli strumenti nanziari 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 nanziarie,
non sono oggetto di separazione contabile; in tali fattispecie,
l’intero strumento ibrido è classicato in base ai criteri generali
previsti per le attività nanziarie (v. punto “Attività nanziarie”).
Differentemente, i derivati impliciti incorporati all’interno di pas-
236
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
sività nanziarie e/o attività non nanziarie, sono scorporati se:
(i) le caratteristiche economiche e i rischi del derivato implicito
non sono strettamente legati alle caratteristiche economiche
e ai rischi del contratto principale; (ii) lo strumento implici-
to oggetto di separazione soddisfa la denizione di derivato;
(iii) lo strumento ibrido nel suo complesso non è valutato al
fair value con impatti a conto economico (FVTPL). La verica
dell’esistenza di derivati impliciti da scorporare e valutare sepa-
ratamente è effettuata al momento in cui l’impresa entra a far
parte del contratto e, successivamente, in presenza di modi-
che nelle condizioni del contratto che determinino signicative
variazioni dei ussi di cassa generati dallo stesso.
Gli effetti economici delle transazioni relative all’acquisto o
vendita di commodity stipulate a fronte di esigenze dell’impre-
sa per il normale svolgimento dell’attività e per le quali è previ-
sto il regolamento attraverso la consegna sica dei beni stessi,
sono rilevati per competenza economica (c.d. normal sale and
normal purchase exemption o own use exemption).
COMPENSAZIONE DI ATTIVITÀ E PASSIVITÀ FINANZIARIE
Le attività e passività nanziarie sono compensate nello stato
patrimoniale quando si ha il diritto legale alla compensazione,
correntemente esercitabile, e si ha l’intenzione di regolare il
rapporto su base netta (ovvero di realizzare l’attività e contem-
poraneamente estinguere la passività).
ELIMINAZIONE CONTABILE DI ATTIVITÀ E PASSIVITÀ
FINANZIARIE
Le attività nanziarie cedute sono eliminate dall’attivo patri-
moniale quando i diritti contrattuali connessi all’ottenimento
dei ussi di cassa associati allo strumento nanziario scado-
no ovvero sono trasferiti a terzi. Le passività nanziarie sono
eliminate quando sono estinte, ovvero quando l’obbligazione
specicata nel contratto è adempiuta, cancellata o scaduta.
FONDI, PASSIVITÀ E ATTIVITÀ POTENZIALI
I fondi per rischi e oneri riguardano costi e oneri di natura de-
terminata e di esistenza certa o probabile che alla data di chiu-
sura dell’esercizio sono indeterminati nell’ammontare o nella
data di sopravvenienza.
Gli accantonamenti sono rilevati quando: (i) esiste un’obbliga-
zione attuale, legale o implicita, derivante da un evento pas-
sato; (ii) è probabile che l’adempimento dell’obbligazione sia
oneroso; (iii) l’ammontare dell’obbligazione può essere stima-
to attendibilmente.
Gli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo del-
la migliore stima dell’ammontare che l’impresa razionalmente
pagherebbe per estinguere l’obbligazione ovvero per trasferirla
a terzi alla data di chiusura dell’esercizio; gli accantonamen-
ti relativi a contratti onerosi sono iscritti al minore tra il costo
necessario per l’adempimento dell’obbligazione, al netto dei
beneci economici attesi derivanti dal contratto, e il costo per
la risoluzione del contratto. Quando l’effetto nanziario del
tempo è signicativo e le date di pagamento delle obbligazioni
sono attendibilmente stimabili, l’accantonamento è determina-
to attualizzando al tasso medio del debito dell’impresa i ussi
di cassa attesi determinati tenendo conto dei rischi associati
all’obbligazione; l’adeguamento del fondo connesso al trascor-
rere del tempo è rilevato a conto economico alla voce “Proventi
(oneri) nanziari”.
I costi che l’impresa prevede di sostenere per attuare pro-
grammi di ristrutturazione sono iscritti nell’esercizio in cui
viene denito formalmente il programma e si è generata nei
soggetti interessati la valida aspettativa che la ristrutturazio-
ne avrà luogo.
I fondi sono periodicamente aggiornati per riettere le varia-
zioni delle stime dei costi, dei tempi di realizzazione e del tas-
so di attualizzazione; le revisioni di stima sono imputate alla
medesima voce di conto economico che ha precedentemente
accolto l’accantonamento. Nelle note al bilancio sono oggetto
di illustrazione le passività potenziali rappresentate da: (i) ob-
bligazioni possibili derivanti da eventi passati, la cui esistenza
sarà confermata solo al vericarsi 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 at-
tività possibili che derivano da eventi passati e la cui esistenza
sarà confermata solo dal vericarsi 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 be-
neci sia virtualmente certo. Nel caso in cui l’ottenimento dei
beneci sia probabile, le attività potenziali sono illustrate nelle
note al bilancio. Le attività potenziali sono periodicamente ri-
esaminate al ne di valutare la probabilità di ottenere beneci
economici da parte dell’impresa.
FONDI PER LO SMANTELLAMENTO E IL RIPRISTINO DEI SITI
Le passività connesse allo smantellamento delle attività ma-
teriali e al ripristino dei siti al termine dell’attività di produzione
sono rilevate, al vericarsi delle condizioni indicate al punto
“Fondi, passività e attività potenziali”, in contropartita alle atti-
vità a cui si riferiscono.
In considerazione dell’ampio arco temporale intercorrente tra il
momento in cui sorge l’obbligazione e il relativo regolamento,
le stime degli oneri da sostenere sono rilevate sulla base del
loro valore attuale.
L’adeguamento del fondo connesso al trascorrere del tempo è
rilevato a conto economico alla voce “Proventi (oneri) nanzia-
ri”. I fondi sono valutati periodicamente per tener conto dell’ag-
giornamento dei costi da sostenere, dei vincoli contrattuali, del-
le disposizioni legislative e delle prassi vigenti nel Paese dove
sono ubicate le attività materiali.
Le eventuali variazioni di stima di tali fondi sono rilevate ge-
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
237
neralmente 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 rife-
risce, l’eccedenza è rilevata a conto economico.
Analoga impostazione è adottata con riferimento alle obbliga-
zioni attuali per la realizzazione di social project collegati alle
attività operative svolte dalla società.
FONDI PER RISCHI AMBIENTALI
Le passività ambientali sono rilevate in presenza di obbliga-
zioni attuali, legali o implicite, connesse a interventi di boni-
ca ambientale e di ripristino dello stato dei suoli e delle falde
delle aree di proprietà o in concessione di siti prevalentemen-
te dismessi, chiusi e smantellati o in fase di ristrutturazione,
sempreché la bonica sia considerata probabile e i relativi
costi e tempistiche di sostenimento possano essere attendi-
bilmente 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, tenen-
do conto degli sviluppi tecnici e legislativi futuri, virtualmente
certi, di cui si è a conoscenza.
Stime contabili e giudizi signicativi: fondi smantellamento
e ripristino siti, passività ambientali e altri fondi
Eni sostiene delle passività signicative connesse agli obbli-
ghi di smantellamento delle attività materiali e di ripristino am-
bientale dei terreni o del fondo marino al termine dell’attività di
produzione. La stima dei costi futuri di smantellamento e di ri-
pristino è un processo complesso e richiede l’apprezzamento e
il giudizio della Direzione Aziendale nella valutazione delle pas-
sività da sostenersi a distanza di molti anni per l’adempimento
di obblighi di smantellamento e di ripristino, spesso non com-
piutamente deniti da leggi, regolamenti amministrativi o clau-
sole 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.
La determinazione del tasso di attualizzazione da utilizzare sia
nella valutazione iniziale dell’onere sia nelle valutazioni succes-
sive, nonché la previsione del timing degli esborsi e il loro even-
tuale aggiornamento, sono frutto di un processo complesso
che comporta l’esercizio di un giudizio professionale da parte
della Direzione Aziendale.
Il fondo smantellamento e ripristino siti, iscritto in bilancio,
accoglie, essenzialmente, la stima dei costi che saranno so-
stenuti al termine 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 pas-
sività di smantellamento e ripristino siti relative agli altri settori
operativi, tenuto conto dell’indeterminatezza in merito all’even-
tuale abbandono dei siti e del relativo timing di smantellamento
e ripristino 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 opportunamente attualizzati. Eni valuta pe-
riodicamente il sopraggiungere 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’ambiente a livello comunitario, nazionale, regionale e lo-
cale, ivi incluse le leggi che attuano convenzioni e protocolli
internazionali relativi alle attività nel campo degli idrocarburi, ai
prodotti e alle altre attività svolte. I relativi costi sono accanto-
nati quando è probabile l’esistenza di una passività onerosa e
l’ammontare può essere stimato attendibilmente
26
. L’attendibile
determinabilità è vericata sulla base delle informazioni dispo-
nibili quali, a titolo di esempio, l’approvazione o la presentazio-
ne dei relativi progetti alle competenti amministrazioni, ovvero
l’assunzione di un impegno verso le competenti amministrazioni
quando supportato da adeguate stime. Sebbene Eni attualmen-
te non ritenga che vi saranno effetti negativi particolarmente ri-
levanti 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 – tuttavia 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 con-
to, tra l’altro, dei seguenti aspetti: (i) la possibilità che emergano
nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in cor-
so e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti dall’applica-
zione delle leggi vigenti in materia; (iii) gli eventuali effetti di nuo-
ve leggi e regolamenti per la tutela dell’ambiente; (iv) gli effetti di
eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambienta-
le; (v) la possibilità di controversie e la dicoltà di determinare le
eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilità di
altri soggetti e ai possibili indennizzi.
Oltre a rilevare le passività ambientali, gli obblighi di rimozio-
ne delle attività materiali e di ripristino dei siti, Eni effettua ac-
cantonamenti connessi prevalentemente ai contenziosi legali
e commerciali. La stima degli accantonamenti in queste ma-
terie è frutto di un processo complesso che comporta giudizi
soggettivi da parte della Direzione Aziendale, con particolare
riferimento agli ammontari da rilevare in bilancio e al timing
degli esborsi. Successivamente alla rilevazione iniziale, i fondi
sono periodicamente aggiornati per riettere le variazioni delle
stime effettuate.
(26) Nell’ambito delle obbligazioni ambientali assunte, non disponendosi di informazioni in merito alla prevedibile durata di esercizio non sono oggetto di accantonamento
i costi, aventi natura operativa, associati alla gestione degli impianti di trattamento delle acque di falda. Al riguardo, Eni valuta periodicamente l’evoluzione delle condizioni
di riferimento, ivi incluso il quadro normativo e tecnologico, al ne di vericare il sopraggiungere di cambiamenti, circostanze o eventi che possano determinare l’attiva-
zione di accantonamenti.
238
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
BENEFICI PER I DIPENDENTI
I beneci per i dipendenti sono le remunerazioni erogate
dall’impresa in cambio dell’attività lavorativa svolta dal dipen-
dente o in virtù della cessazione del rapporto di lavoro.
I beneci successivi al rapporto di lavoro sono deniti sulla
base di piani, ancorché non formalizzati, che in funzione delle
loro caratteristiche sono distinti in piani “a contributi deniti” e
piani “a beneci deniti”.
Nei piani a contributi deniti l’obbligazione dell’impresa, limita-
ta al versamento dei contributi allo Stato ovvero a un patrimo-
nio o a un’entità giuridicamente distinta (c.d. fondo), è determi-
nata sulla base dei contributi dovuti.
La passività relativa ai piani a beneci deniti, al netto delle
eventuali attività al servizio del piano, è determinata sulla base
di ipotesi attuariali ed è rilevata per competenza coerentemen-
te al periodo lavorativo necessario all’ottenimento dei beneci.
Gli interessi netti (c.d. net interest) includono la componente
di rendimento delle attività al servizio del piano e il costo per
interessi. Il net interest è determinato applicando alle passività,
al netto delle eventuali attività al servizio del piano, il tasso di
sconto denito per le passività; il net interest di piani a beneci
deniti è rilevato tra i “Proventi (oneri) nanziari”.
Per i piani a beneci deniti sono rilevate nel prospetto dell’uti-
le complessivo le variazioni di valore della passività netta (c.d.
rivalutazioni) derivanti da utili (perdite) attuariali, conseguenti a
variazioni delle ipotesi attuariali utilizzate o a rettiche basate
sull’esperienza passata, e dal rendimento delle attività al servi-
zio del piano differente dalla componente inclusa nel net inte-
rest. Le rivalutazioni della passività netta per beneci deniti,
rilevate nella riserva di patrimonio netto che accoglie le altre
componenti dell’utile complessivo, non sono successivamente
riclassicate a conto economico.
Le obbligazioni relative a beneci a lungo termine sono deter-
minate adottando ipotesi attuariali; gli effetti derivanti dalle ri-
valutazioni sono rilevati interamente a conto economico.
Le passività per beneci dovuti ai dipendenti per la cessazione
anticipata del rapporto di lavoro (c.d. passività per termination
benet) sono iscritte nella data più immediata tra le seguen-
ti: (a) il momento in cui l’impresa non è più in grado di ritirare
l’offerta di tali beneci offerti ai dipendenti; e (b) il momento in
cui l’impresa rileva i costi di una ristrutturazione che implica il
pagamento di beneci dovuti per la cessazione del rapporto
di lavoro. Tali passività sono valutate sulla base della natura
del benecio concesso. La passività per termination benet è
determinata applicando le disposizioni previste: (i) per i bene-
ci a breve termine, se ci si attende che i termination benet
siano corrisposti ai dipendenti interamente entro dodici mesi
dalla data di chiusura dell’esercizio in cui sono stati rilevati; o
(ii) per i beneci a lungo termine se ci si attende che i termi-
nation benet 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 retribuzione che assume, il costo del piano di incentivazione
con pagamento basato su azioni. Il costo dell’incentivazione
è determinato con riferimento al fair value degli strumenti at-
tribuiti e alla previsione del numero di azioni che saranno ef-
fettivamente assegnate; la quota di competenza dell’esercizio
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 sotto-
stanti il piano di incentivazione è determinato alla grant date
tenendo conto delle previsioni in merito al raggiungimento dei
parametri di performance associati a condizioni di mercato
(ad es. Total Shareholder Return) e non è oggetto di rettica
negli esercizi successivi; quando l’ottenimento del benecio è
connesso anche a condizioni diverse da quelle di mercato, la
stima relativa a tali condizioni è riessa adeguando, lungo il
vesting period, il numero di azioni che si prevede saranno ef-
fettivamente 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 re-
versal a conto economico.
Stime contabili e giudizi signicativi: beneci per i dipenden-
ti e pagamenti basati su azioni
I piani a beneci deniti sono valutati sulla base di eventi in-
certi e di ipotesi attuariali che comprendono, tra le altre, i tassi
di sconto, il livello delle retribuzioni future, i tassi di mortalità,
l’età di pensionamento e gli andamenti futuri delle spese sa-
nitarie coperte.
Le principali assunzioni utilizzate per la quanticazione di tali
beneci sono determinate come segue: (i) i tassi di sconto e
di inazione si basano sui tassi che maturano su titoli obbli-
gazionari corporate di elevata qualità (ovvero, in assenza di un
“deep market” di tali titoli, sui rendimenti dei titoli di Stato) e sul-
le aspettative inazionistiche dell’area valutaria di riferimento;
(ii) il livello delle retribuzioni future è determinato sulla base di
elementi quali le aspettative inazionistiche, 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 sa-
nitarie, comprese assunzioni sulla crescita inativa di tali costi,
le modiche nelle condizioni di salute degli aventi diritto e il
livello delle contribuzioni operate ai fondi sanitari; (iv) le assun-
zioni demograche riettono la migliore stima dell’andamento
di variabili, quali ad esempio la mortalità, il turnover e l’invalidità
relative alla popolazione degli aventi diritto.
Normalmente si vericano differenze nel valore della passivi-
tà (attività) netta dei piani per beneci ai dipendenti derivanti
dalle c.d. rivalutazioni rappresentate, tra l’altro, dalle modiche
delle ipotesi attuariali utilizzate, dalla differenza tra le ipotesi
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
239
attuariali precedentemente adottate e quelle che si sono effet-
tivamente realizzate e dal differente rendimento delle attività al
servizio del piano rispetto a quello considerato nel net interest.
Analogamente a quanto riscontrabile nella determinazione
del fair value degli strumenti nanziari, l’utilizzo di tecniche di
valutazione complesse e l’identicazione tramite l’esercizio di
giudizi articolati e/o soggettivi delle ipotesi da adottare nella
valutazione caratterizzano inoltre la stima del valore di merca-
to delle azioni sottostanti i piani di incentivazione.
STRUMENTI DI EQUITY
AZIONI PROPRIE
Le azioni proprie, ivi incluse quelle detenute al servizio di piani di
incentivazione azionaria, sono rilevate al costo e iscritte a ridu-
zione del patrimonio netto. Gli effetti economici derivanti dalle
eventuali vendite successive sono rilevati nel patrimonio netto.
OBBLIGAZIONI IBRIDE
Le obbligazioni subordinate ibride perpetue sono classicate
in bilancio come strumenti di equity, tenuto conto della circo-
stanza che la società emittente ha il diritto incondizionato di
differire, no alla data della propria liquidazione, il rimborso del
capitale e il pagamento delle cedole
27
. Pertanto, il valore rice-
vuto dai sottoscrittori di tali strumenti, al netto dei relativi costi
di emissione, è rilevato ad incremento del patrimonio netto di
Gruppo; di converso, i rimborsi del capitale e i pagamenti delle
cedole dovute (al momento in cui sorge la relativa obbligazione
contrattuale) sono rilevati a decremento del patrimonio netto
di Gruppo.
RICAVI DA CONTRATTI CON LA CLIENTELA
La rilevazione dei ricavi da contratti con la clientela è basata
sui seguenti cinque step: (i) identicazione del contratto con il
cliente; (ii) identicazione delle performance obligation, rappre-
sentate dalle promesse contrattuali a trasferire beni e/o servizi
a un cliente; (iii) determinazione del prezzo della transazione;
(iv) allocazione del prezzo della transazione alle performance
obligation identicate sulla base del prezzo di vendita stand
alone di ciascun bene o servizio; (v) rilevazione del ricavo quan-
do la relativa performance obligation risulta soddisfatta, ossia
all’atto del trasferimento al cliente del bene o servizio promes-
so; il trasferimento si considera completato quando il cliente
ottiene il controllo del bene o del servizio, che può avvenire nel
continuo (over time) o in uno specico momento temporale (at
a point in time). Con riferimento ai prodotti venduti più rilevanti
per Eni, il momento del riconoscimento dei ricavi coincide ge-
neralmente:
} per i greggi, con la spedizione;
} per il gas naturale e l’energia elettrica, con la consegna al
cliente;
} per i prodotti petroliferi venduti sul mercato rete, con la con-
segna 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 pro-
dotti in campi dove Eni detiene un interesse congiuntamente
con altri produttori sono iscritti sulla base delle quantità effetti-
vamente vendute (sales method); i costi sono rilevati coerente-
mente alle quantità vendute.
I ricavi sono rilevati per l’ammontare pari al fair value del cor-
rispettivo a cui l’impresa ritiene di aver diritto in cambio dei
beni e/o servizi promessi al cliente, con esclusione degli im-
porti incassati per conto di terzi. Nel determinare il prezzo del-
la transazione, l’ammontare del corrispettivo è retticato per
tener conto dell’effetto nanziario del tempo, nel caso in cui il
timing dei pagamenti concordato tra le parti attribuisce ad una
di esse un signicativo benecio nanziario. Il corrispettivo
non è oggetto di rettica per tener conto dell’effetto nanziario
del tempo se all’inizio del contratto si stima che la dilazione di
pagamento sia pari o inferiore ad un anno.
In presenza di un corrispettivo variabile, l’impresa stima l’am-
montare del corrispettivo a cui avrà diritto in cambio del trasfe-
rimento 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 performan-
ce, penalità o qualora il prezzo stesso dipenda dal vericarsi 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. in-
centivi di vendita, punti premio del cliente, ecc.), tale opzione rap-
presenta una performance obligation distinta del contratto solo
se l’opzione attribuisce al cliente un diritto signicativo 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 rilevazione di ricavi.
Stime contabili e giudizi signicativi: ricavi da contratti con
la clientela
I ricavi per la vendita di energia elettrica e gas a clientela re-
tail comprendono lo stanziamento per le forniture intervenute
tra la data dell’ultima lettura (effettiva o stimata) dei consumi
fatturata e il termine dell’esercizio. Tali stanziamenti tengono
conto delle informazioni ricevute dai trasportatori e dai distri-
butori in riferimento sia alle quantità allocate tra i vari utenti
delle reti secondarie sia ai consumi effettivi e stimati della
(27) 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.
240
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
clientela, nonché di stime interne sui consumi della clientela.
Lo stanziamento dei ricavi è pertanto l’esito di una stima com-
plessa basata sia sui volumi distribuiti ed allocati, comunicati
da terzi e suscettibili di essere conguagliati, così come prevede
la normativa di riferimento, no al quinto anno successivo, sia
su stime dei consumi della clientela. In funzione delle obbli-
gazioni assunte in merito ai punti di consegna delle forniture,
i ricavi per la vendita dell’energia elettrica e del gas a clientela
retail includono i costi relativi al servizio di trasporto e dispac-
ciamento 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
consumati nell’esercizio o per ripartizione sistematica ovvero
quando non si possa identicare l’utilità futura degli stessi.
I costi relativi alle quote di emissione connessi al rispetto del-
le normative di riferimento (ad es. Emission Trading Scheme),
determinati sulla base dei prezzi di mercato, sono rilevati limi-
tatamente alle quote di emissione di anidride carbonica ec-
cedenti 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 emis-
sione sono rilevati all'atto del realizzo attraverso la cessione. I
diritti di emissione acquistati con nalità di negoziazione sono
rilevati tra le rimanenze. I costi sostenuti, in via volontaria, per
l’acquisto o la produzione dei certicati forestali, anche consi-
derando l’attuale assenza di mercati attivi di riferimento, sono
imputati a conto economico all’atto del loro sostenimento.
I costi volti all’acquisizione di nuove conoscenze o scoperte,
allo studio di prodotti o processi alternativi, di nuove tecniche
o modelli, alla progettazione e costruzione di prototipi o, co-
munque, sostenuti per altre attività di ricerca scientica o di
sviluppo tecnologico 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
funzionale sono iscritti al cambio corrente del giorno in cui l’o-
perazione è compiuta.
Le attività e passività monetarie in valuta diversa da quella fun-
zionale sono convertite nella valuta funzionale applicando il
cambio corrente alla data di chiusura dell’esercizio di riferimen-
to, con imputazione dell’effetto a conto economico nella voce
“Proventi (oneri) nanziari” o, se qualicate come strumenti di
copertura dal rischio di cambio, nella voce che accoglie gli ef-
fetti economici prodotti dall’oggetto della copertura. Le attività
e passività non monetarie espresse in valuta diversa da quella
funzionale, valutate al costo, sono iscritte al cambio di rileva-
zione 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 incondiziona-
to a ricevere il pagamento.
I dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili a terzi sono rap-
presentati come movimenti di patrimonio netto alla data in cui
sono approvati, rispettivamente, dall’Assemblea degli Azionisti
e dal Consiglio di Amministrazione.
IMPOSTE SUL REDDITO
Le imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base della
stima del reddito imponibile. I debiti e i crediti per imposte sul
reddito correnti sono rilevati al valore che si prevede di pagare/
recuperare alle/dalle autorità scali applicando le aliquote e le
normative scali vigenti o sostanzialmente approvate alla data
di chiusura dell’esercizio.
Le imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle
differenze temporanee tra i valori delle attività e delle passività
iscritte in bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti scalmente
sulla base delle aliquote e della normativa applicabili negli esercizi
in cui la differenza temporanea si annullerà, approvate o sostan-
zialmente approvate alla data di chiusura dell’esercizio di riferi-
mento del bilancio. Le attività per imposte anticipate sono rilevate
quando il loro recupero 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 scale. Analogamente, nei limiti della loro recupera-
bilità, sono rilevati i crediti di imposta non utilizzati e le imposte
anticipate sulle perdite scali. La recuperabilità delle attività per
imposte anticipate è vericata con periodicità, almeno, annuale.
In presenza di incertezze nell’applicazione della normativa
scale, l’impresa: (i) nei casi in cui ritenga probabile che l’au-
torità scale accetti il trattamento scale incerto, determina
le imposte sul reddito (correnti e/o differite) da rilevare in
bilancio in funzione del trattamento scale applicato o che
prevede di applicare in sede di dichiarazione dei redditi; (ii) nei
casi in cui ritenga non probabile che l’autorità scale accetti il
trattamento scale incerto, riette tale incertezza nella deter-
minazione delle imposte sul reddito (correnti e/o differite) da
rilevare in bilancio.
In relazione alle differenze temporanee imponibili associate a
partecipazioni in società controllate e collegate, nonché a inte-
ressenze in accordi a controllo congiunto, la relativa scalità
differita passiva non viene rilevata nel caso in cui il partecipan-
te sia in grado di controllare il rigiro delle differenze temporanee
e sia probabile che esso non si verichi nel futuro prevedibile.
Le attività per imposte anticipate e le passività per imposte
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
241
differite sono classicate tra le attività e le passività non cor-
renti e sono compensate a livello di singola impresa se riferite
a imposte compensabili.
Il saldo della compensazione, se attivo, è iscritto alla voce “Atti-
vità per imposte anticipate”; se passivo, alla voce “Passività per
imposte differite”. Quando i risultati delle operazioni sono rile-
vati nel prospetto dell’utile complessivo o direttamente a patri-
monio 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 signicativi: imposte sul reddito
La corretta determinazione delle imposte sul reddito nei diver-
si ordinamenti in cui Eni opera richiede l’interpretazione delle
normative scali applicabili in ciascuna giurisdizione. Sebbene
Eni intenda mantenere con le autorità scali dei Paesi in cui
si svolge l’attività d’impresa rapporti improntati alla trasparen-
za, al dialogo e alla collaborazione (ad es. riutando di attua-
re pianicazioni scali aggressive e utilizzando, ove presenti,
gli istituti previsti dai vari ordinamenti per mitigare il rischio di
contenzioso scale), non si può escludere, con certezza, l’in-
sorgenza di contestazioni con le autorità scali a seguito di
interpretazioni non univoche delle normative scali. La com-
posizione di una controversia scale, mediante un processo di
negoziazione con le autorità scali o a seguito della denizione
di un contenzioso, può richiedere diversi anni.
La stima dell’ammontare delle passività relative a trattamenti
scali incerti è frutto di un processo complesso che comporta
giudizi soggettivi da parte della Direzione Aziendale. Successiva-
mente alla rilevazione iniziale, tali passività sono periodicamente
aggiornate per riettere le variazioni delle stime effettuate, a se-
guito di modiche di fatti e circostanze rilevanti.
La necessità di effettuare valutazioni complesse ed eserci-
tare un giudizio manageriale riguarda, in particolar modo, le
attività connesse con la verica della recuperabilità delle im-
poste anticipate, afferenti a differenze temporanee deducibili
e perdite scali, che richiede 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
gruppi in dismissione sono classicate come destinate alla ven-
dita se il relativo valore di iscrizione sarà recuperato principal-
mente attraverso la vendita anziché attraverso l’uso continuati-
vo. Questa condizione si considera rispettata quando la vendita
è altamente probabile e l’attività o il gruppo in dismissione è di-
sponibile per una vendita immediata nelle sue attuali condizioni.
In presenza di un programma di vendita di una controllata che
comporta la perdita del controllo, tutte le attività e passività di
tale partecipata sono classicate come destinate alla vendita, a
prescindere dal fatto che, dopo la cessione, si mantenga o meno
una quota di partecipazione non di controllo.
Le attività non correnti destinate alla vendita, le attività correnti
e non correnti afferenti a gruppi in dismissione e le passività
direttamente associabili sono rilevate nello stato patrimoniale
separatamente dalle altre attività e passività dell’impresa.
Immediatamente prima della classificazione come desti-
nate alla vendita, le attività non correnti e/o le attività e le
passività rientranti in un gruppo in dismissione sono valu-
tate secondo i principi contabili ad esse applicabili. Succes-
sivamente, le attività non correnti destinate 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 classicazione di una partecipazione valutata secondo il
metodo del patrimonio netto, o di una quota di tale partecipa-
zione, come attività destinata alla vendita, implica la sospen-
sione dell’applicazione di tale criterio di valutazione all’intera
partecipazione o alla sola quota classicata come attività
destinata alla vendita; pertanto, in queste fattispecie, la valu-
tazione avviene al minore tra il valore di iscrizione, rappresen-
tato dal valore derivante dall’applicazione del metodo del pa-
trimonio netto alla data della riclassica, e il fair value al netto
dei costi di vendita. Le eventuali quote di partecipazione non
classicate come attività destinate alla vendita continuano ad
essere valutate secondo il metodo del patrimonio netto no
alla conclusione del programma di vendita. L’eventuale diffe-
renza tra il valore di iscrizione delle attività non correnti e il fair
value al netto dei costi di vendita è imputata a conto economi-
co come svalutazione; le eventuali successive riprese di valore
sono rilevate sino a concorrenza delle svalutazioni rilevate in
precedenza, ivi incluse quelle riconosciute anteriormente alla
qualicazione dell’attività come destinata alla vendita.
Le attività non correnti classicate come destinate alla vendita
e i gruppi in dismissione costituiscono una discontinued ope-
ration se, alternativamente: (i) rappresentano un ramo autono-
mo di attività signicativo o un’area geograca di attività signi-
cativa; (ii) fanno parte di un programma di dismissione di un
signicativo ramo autonomo di attività o un’area geograca di
attività signicativa; o (iii) sono una controllata acquisita esclu-
sivamente al ne della sua vendita. I risultati delle discontinued
operation, nonché l’eventuale plusvalenza/minusvalenza rea-
lizzata a seguito della dismissione, sono indicati distintamente
nel conto economico in un’apposita voce, al netto dei relativi
effetti scali; i valori economici delle discontinued operation
sono indicati anche per gli esercizi posti a confronto.
Quando si verificano eventi che non consentono più di
classificare le attività non correnti o i gruppi in dismissio-
ne come destinati alla vendita, gli stessi sono riclassificati
nelle rispettive voci di stato patrimoniale e rilevati al minore
tra: (i) il valore di iscrizione alla data di classificazione come
destinati alla vendita, rettificato degli ammortamenti, svalu-
tazioni e riprese di valore che sarebbero stati rilevati qualora
242
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
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 liquidazione forzosa o in una ven-
dita sottocosto) alla data di valutazione (c.d. exit price).
La determinazione del fair value è basata sulle condizioni di
mercato esistenti alla data della valutazione e sulle assun-
zioni degli operatori di mercato (market-based). La valuta-
zione del fair value suppone che l’attività o la passività sia
scambiata nel mercato principale o, in assenza dello stesso,
nel più vantaggioso a cui l’impresa ha accesso, indipenden-
temente dall’intenzione della società di vendere l’attività o di
trasferire la passività oggetto di valutazione.
La determinazione del fair value di un’attività non finanzia-
ria è effettuata considerando la capacità degli operatori di
mercato di generare benefici economici impiegando tale at-
tività nel suo massimo e migliore utilizzo, o vendendola ad
un altro operatore di mercato che la impiegherebbe nel suo
massimo e migliore utilizzo.
La determinazione del massimo e migliore utilizzo dell’asset
è effettuata dal punto di vista degli operatori di mercato an-
che nell’ipotesi in cui l’impresa intenda effettuarne un utilizzo
differente; si presume che l’utilizzo corrente da parte della so-
cietà di un’attività non nanziaria sia il massimo e migliore
utilizzo della stessa, a meno che il mercato o altri fattori non
suggeriscano che un differente utilizzo da parte degli opera-
tori di mercato sia in grado di massimizzarne il valore.
La valutazione del fair value di una passività, sia finanziaria
che non finanziaria, o di un proprio strumento di equity, in
assenza di un prezzo quotato, è effettuata considerando la
valutazione della corrispondente attività posseduta da un
operatore di mercato alla data della valutazione.
Il fair value degli strumenti finanziari è determinato consi-
derando il rischio di credito della controparte di un’attività
finanziaria (c.d. Credit Valuation Adjustment o CVA) e il ri-
schio di inadempimento di una passività finanziaria da parte
dell’entità stessa (c.d. Debit Valuation Adjustment o DVA).
In assenza di quotazioni di mercato disponibili, il fair value è de-
terminato utilizzando tecniche di valutazione, adeguate alle cir-
costanze, che massimizzino l’uso di input osservabili rilevanti,
riducendo al minimo l’utilizzo di input non osservabili.
Stime contabili e giudizi significativi: fair value
La determinazione del fair value, ancorché basata sulle mi-
gliori informazioni disponibili e sull’adozione di adeguate
metodologie e tecniche di valutazione, risulta intrinseca-
mente caratterizzata da elementi di aleatorietà e dall’eser-
cizio di un giudizio professionale e potrebbe determinare
previsioni di valori differenti rispetto a quelli che si andranno
effettivamente a realizzare.
2 SCHEMI DI BILANCIO
Le voci dello stato patrimoniale sono classicate in correnti e non
correnti, quelle del conto economico sono classicate per natura.
Il prospetto dell’utile (perdita) complessivo indica il risultato
economico integrato dei proventi e oneri che per espressa
disposizione degli IFRS non sono rilevati a conto economico.
Il prospetto delle variazioni nelle voci del patrimonio netto
presenta l’utile (perdita) complessivo dell’esercizio, le opera-
zioni con gli azionisti e le altre variazioni del patrimonio netto.
Lo schema di rendiconto finanziario è predisposto secon-
do il “metodo indiretto”, rettificando l’utile dell’esercizio delle
componenti di natura non monetaria.
3 MODIFICHE DEI CRITERI CONTABILI
A partire dall’esercizio 2021 sono entrate in vigore le modi-
che all’IFRS 9, allo IAS 39, all’IFRS 7, all’IFRS 4 e all’IFRS 16
“Riforma degli indici di riferimento per la determinazione dei
tassi di interesse - fase 2” (di seguito le modiche), volte ad
introdurre degli espedienti pratici e delle esenzioni tempora-
nee dall’applicazione di talune disposizioni IFRS in presenza
di strumenti nanziari valutati al costo ammortizzato e/o di
relazioni di copertura oggetto di modica a seguito della rifor-
ma dei tassi di interesse benchmark. Tale processo di rifor-
ma, tutt’ora in corso, prevede la sostituzione di alcuni indici di
riferimento, ad esempio il LIBOR (London Interbank Offered
Rate), con tassi di riferimento alternativi privi di rischio.
Con riferimento al Gruppo Eni, è stato costituito uno specifi-
co gruppo di lavoro, al fine di monitorare gli sviluppi normati-
vi e le indicazioni del mercato, supportare la valutazione de-
gli impatti della riforma, la misurazione dell’esposizione agli
indici in dismissione, l’identificazione delle aree di intervento
(ad es. rinegoziazione dei contratti di finanziamento con le
controparti, implementazione delle clausole di fallback, ag-
giornamento dei sistemi informativi, ecc.) e la transizione
verso i nuovi tassi risk-free.
Al 31 dicembre 2021, il Gruppo detiene, principalmente, stru-
menti nanziari indicizzati a tassi di interesse benchmark USD
LIBOR, interessato dal processo di riforma, che sarà sostituito
entro il 30 giugno 2023 dal SOFR (Secured Overnight Financing
Rate). Tali strumenti nanziari sono rappresentati essenzialmen-
te da obbligazioni relative al programma Euro Medium Term No-
tes per un importo di 1.750 milioni di dollari USA. Il Gruppo ha
aderito, nel mese di dicembre, ai protocolli di fallback dell’Inter-
national Swaps and Derivatives Association (ISDA).
Le altre modifiche ai principi contabili internazionali entrate
in vigore dal 1° gennaio 2021 non hanno prodotto effetti si-
gnificativi.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
243
4 PRINCIPI CONTABILI DI RECENTE
EMANAZIONE
PRINCIPI CONTABILI E INTERPRETAZIONI EMESSI DALLO
IASB E OMOLOGATI DALLA COMMISSIONE EUROPEA
Con il Regolamento n. 2021/1080 emesso dalla Commissione
Europea in data 28 giugno 2021, sono state omologate:
} le modiche allo IAS 37, volte a fornire chiarimenti in merito
alle modalità di determinazione dell’onerosità di un contratto;
} le modiche allo IAS 16, volte a denire che i ricavi derivanti
dalla vendita di beni prodotti da un asset prima che lo stes-
so sia pronto per l’uso previsto siano imputati a conto eco-
nomico unitamente ai relativi costi di produzione;
} le modiche all’IFRS 3, volte a: (i) completare l’aggiornamento
dei riferimenti al Conceptual Framework for Financial Repor-
ting presenti nel principio contabile; (ii) fornire chiarimenti in
merito ai presupposti per la rilevazione, all’acquisition date,
di fondi, passività potenziali e passività per tributi (c.d. levy)
assunti nell’ambito di un’operazione di business combination;
(iii) esplicitare la circostanza che le attività potenziali non pos-
sono essere rilevate nell’ambito di una business combination;
} il documento “Ciclo annuale di miglioramenti agli IFRS
2018-2020”, contenente modiche, essenzialmente di natu-
ra tecnica e redazionale, dei principi contabili internazionali.
Tali modiche sono ecaci a partire dagli esercizi che hanno
inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2022.
Con il Regolamento n. 2021/2036 emesso dalla Commissione
Europea in data 19 novembre 2021 è stato omologato l’IFRS
17 “Contratti assicurativi” (di seguito IFRS 17), ivi incluse le re-
lative modiche, emesse nel 2020, volte, tra l’altro, a differirne
di due anni l’entrata in vigore. In particolare, l’IFRS 17, che sosti-
tuisce l’IFRS 4 “Contratti assicurativi”, denisce l’accounting dei
contratti assicurativi emessi e dei contratti di riassicurazione
posseduti. Le disposizioni dell’IFRS 17 sono ecaci a partire
dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2023.
Con il Regolamento n. 2022/357 emesso dalla Commissione
Europea in data 2 marzo 2022, sono state omologate:
} le modiche allo IAS 1 e all’IFRS Practice Statement 2 (di
seguito le modiche), volte a fornire chiarimenti nell’indivi-
duazione delle accounting policy rilevanti da descrivere in
bilancio. Le modiche sono ecaci a partire dagli esercizi
che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2023;
} le modiche allo IAS 8 (di seguito le modiche) che introducono
la denizione di stime contabili essenzialmente al ne di agevo-
lare la distinzione tra cambiamenti di stime contabili e cambia-
menti di principi contabili. Le modiche sono ecaci a partire
dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2023.
PRINCIPI CONTABILI E INTERPRETAZIONI EMESSI
DALLO IASB E NON ANCORA OMOLOGATI DALLA
COMMISSIONE EUROPEA
In data 23 gennaio 2020, lo IASB ha emesso le modiche allo
IAS 1 “Classication of Liabilities as Current or Non-current” (di
seguito le modiche), volte a fornire dei chiarimenti in materia
di classicazione delle passività come correnti o non correnti
che, per effetto del differimento denito con le modiche ap-
portate in data 15 luglio 2020 (“Classication of Liabilities as
Current or Non-current - Deferral of Effective Date”), entreranno
in vigore il, o dopo il, 1° gennaio 2023.
In data 7 maggio 2021, lo IASB ha emesso le modiche allo IAS
12 “Deferred Tax related to Assets and Liabilities arising from a
Single Transaction” (di seguito le modiche), volte a richiedere
la rilevazione della scalità differita per le transazioni che, in
sede di rilevazione iniziale, danno origine a differenze tempo-
ranee imponibili e deducibili di uguale importo. Le modiche
sono ecaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo
il, 1° gennaio 2023.
Allo stato Eni sta analizzando i principi contabili sopra indicati
e valutando se la loro adozione avrà un impatto signicativo
sul bilancio.
244
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(€ milioni)
Effetto modica classicazione
Mozambique Rovuma Venture SpA
Disponibilità liquide ed equivalenti
29
Altre attività
43
Totale attività correnti
72
Immobili, impianti e macchinari
1.318
Altre attività
42
Totale attività non correnti
1.360
TOTALE ATTIVITÀ
1.432
Passività nanziarie
2
Altre passività
56
Totale passività correnti
58
Passività nanziarie
1.008
Fondi per rischi e oneri
7
Altre passività
4
Totale passività non correnti
1.019
TOTALE PASSIVITÀ
1.077
TOTALE ATTIVITÀ NETTE
355
Modica della classicazione del joint arrangement Mozam-
bique Rovuma Venture SpA
Nell’ambito del monitoraggio continuo dei fatti e delle circostan-
ze rilevanti ai ni della classicazione dei joint arrangement, a
partire dal 31 dicembre 2021, è stata modicata la classicazio-
ne della partecipazione detenuta nella società Mozambique Ro-
vuma Venture SpA da joint operation a joint venture. La società
è, infatti, recentemente entrata in una nuova fase della propria
vita contrassegnata da un’evoluzione del business in termini di
maggiore numerosità e complessità dei progetti gestiti con raf-
forzamento dell’autonomia gestionale e nanziaria.
Gli elementi considerati dal management a supporto della
modica della classicazione comprendono, tra l’altro: (i) il
sostanziale completamento del progetto Coral South che ren-
de virtualmente certa la vendita di LNG da parte della società
ad una controparte terza rispetto alla compagine sociale; e
(ii) l’ampliamento dello scope della società con la previsione
di nuovi investimenti in altri progetti – con diverso grado di
maturità – ad elevato potenziale minerario. Rileva, in partico-
lare, la progressiva maturazione del rilevante progetto Mam-
ba a valle della dichiarazione di commercialità di ulteriori
riserve dell’Area 4 che saranno sviluppate sia in modo auto-
nomo dalla venture di Area 4 sia in maniera coordinata con
l’operatore dell’adiacente Area 1 a seguito dell’unitizzazione
delle due aree di sviluppo.
In relazione a quanto sopra, l’interesse dei soci deve inten-
dersi a tutti gli effetti sulle attività nette della società (come
risultato dei diversi progetti in gestione) e non più come diritti
sulle attività e obbligazioni per le passività della stessa. Per-
tanto, al 31 dicembre 2021, la partecipazione in Mozambique
Rovuma Venture SpA è stata rilevata ad un ammontare pari
al valore di iscrizione delle attività nette (€355 milioni), prece-
dentemente rilevate, linea per linea, sulla base delle quote di
spettanza Eni.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
245
BUSINESS COMBINATION
Nel 2021 Eni ha eseguito numerose acquisizioni con esborso di
€2.222 milioni, assumendo passività nanziarie nette di €614
milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €163 milioni.
Il 10 marzo 2021 sono stati nalizzati gli accordi con le autori-
tà della Repubblica Araba d’Egitto (ARE) e il partner spagnolo
Naturgy per la risoluzione di tutte le questioni pendenti relative
alla fornitura di feed gas all’impianto di Damietta di proprietà
della ex joint venture Unión Fenosa Gas SA e del pagamento
delle fee di liquefazione da parte delle società di Stato egizia-
ne. Per effetto di tali accordi e della ristrutturazione di Unión
Fenosa Gas, Eni ha acquisito la quota del 50% nell’impianto di
Damietta e la relativa capacità di liquefazione (5,4 milioni TPA
di GNL al 100%), nonché le attività di commercializzazione del
gas in Spagna gestite da Unión Fenosa Gas Comercializadora
SA (ora Eni España Comercializadora De Gas SAU), controllata
di Unión Fenosa Gas SA prima dell’operazione e da Eni post
operazione. L’operazione ha comportato nel complesso un
conguaglio di cassa a benecio Eni di €32 milioni rappresen-
tato nel usso di cassa dei disinvestimenti, l’acquisizione di
passività nanziarie nette di €128 milioni, di cui disponibilità
liquide ed equivalenti di €42 milioni. L’allocazione del prezzo
delle attività nette acquisite di €200 milioni è stata effettuata in
via denitiva con rilevazione di goodwill per €2 milioni.
Il 7 aprile 2021 è stata nalizzata l’acquisizione del 100% della
società Aldro Energía Y Soluciones SLU, attiva nel mercato della
vendita di energia elettrica, gas e servizi nel business retail con
un portafoglio di circa 250 mila clienti principalmente in Spagna
e Portogallo, nell’ambito della strategia di crescita e di integra-
zione tra retail e produzione di energia rinnovabili nella linea di
business Plenitude. Il corrispettivo dell’operazione è stato di
€221 milioni, con l’acquisizione di passività nanziarie nette di
€36 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €7 milioni.
L’allocazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata effet-
tuata in via denitiva con rilevazione di goodwill per €168 milioni.
Il 3 giugno 2021 è stata nalizzata l’acquisizione del 100% della
società FRI-EL Biogas Holding (ora EniBioCh4in SpA), attiva nel
settore della produzione di energia elettrica da bioenergia con
21 impianti ciascuno di potenza nominale di 2 megawatt. Gli
asset acquisiti includono un impianto per il trattamento della
FORSU - la frazione organica dei riuti solidi urbani. L’operazio-
ne è parte della strategia di decarbonizzazione di Eni e prevede
la conversione della capacità acquisita in unità di produzione
di biometano nella linea di business Rening & Marketing. Il
corrispettivo dell’operazione è stato di €132 milioni, con l’ac-
quisizione di passività nanziarie nette di €14 milioni, di cui di-
sponibilità liquide ed equivalenti di €13 milioni. L’allocazione del
prezzo delle attività nette acquisite è stata effettuata su basi
provvisorie con rilevazione di goodwill per €80 milioni.
Il 29 luglio 2021 è stata nalizzata in Italia l’acquisizione da Glen-
nmont Partners e PGGM Infrastructure Fund di un portafoglio di
tredici campi eolici onshore in esercizio, della capacità comples-
siva di 315 MW. Il corrispettivo dell’operazione è stato di €485
milioni, con l’acquisizione di passività nanziarie nette di €215
milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €41 milioni.
L’allocazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata ef-
fettuata su basi provvisorie con rilevazione di goodwill per €302
milioni. L’acquisizione riguarda la linea di Business Plenitude.
Il 4 ottobre 2021 è stata nalizzata l’acquisizione di Dhamma
Energy Group, proprietaria di una pipeline di progetti di impianti
fotovoltaici in Francia e Spagna a vari stadi di maturità di circa 3
GW, nonché di impianti in esercizio o in costruzione della capaci-
tà di circa 120 MW. Il corrispettivo dell’operazione è stato di €140
milioni, con l’acquisizione di passività nanziarie nette di €101
milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €10 milioni.
L’allocazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata ef-
fettuata su basi provvisorie con rilevazione di goodwill per €120
milioni. L’acquisizione riguarda la linea di Business Plenitude.
Il 22 ottobre 2021 è stata nalizzata l’acquisizione da Azora
Capital di un portafoglio di nove progetti di energia rinnovabile
composto da tre impianti eolici in esercizio e uno in costruzio-
ne per un totale di 234 MW e da cinque progetti fotovoltaici
in avanzato stadio di sviluppo per circa 0,9 GW. Il corrispetti-
vo dell’operazione è stato di €118 milioni, con l’acquisizione
di passività nanziarie nette di €32 milioni, di cui disponibilità
liquide ed equivalenti di €5 milioni. L’allocazione del prezzo del-
le attività nette acquisite è stata effettuata su basi provviso-
rie con rilevazione di goodwill per €81 milioni. L’acquisizione
riguarda la linea di Business Plenitude.
Il 28 ottobre 2021 è stata nalizzata l’acquisizione del controllo di
Finproject esercitando l’opzione di acquisto sulla rimanente quota
del 60% del capitale sociale, dopo l’investimento iniziale del 40%
fatto nel 2020. La società acquisita complementa il portafoglio di
specialties di business chimico dell’Eni gestito da Versalis, conso-
lidando la posizione di leader nel settore italiano delle applicazio-
ni di polimeri formulati a elevate prestazioni e del compounding,
meno soggetti alle oscillazioni delle commodity. Il corrispettivo
dell’acquisto del 60% è stato di €149 milioni, con l’acquisizione di
passività nanziarie nette di €85 milioni, di cui disponibilità liquide
ed equivalenti di €21 milioni. L’allocazione del prezzo di acquisto
(€149 milioni) e del fair value della quota già posseduta (€99 mi-
lioni) delle attività nette acquisite è stata effettuata in via denitiva
con rilevazione di goodwill per €93 milioni.
Il 2 novembre 2021 è stato rilevato da Zouk Capital e Aretex il
100% di Be Power, società attiva nel segmento delle infrastrut-
ture di ricarica per la mobilità elettrica con circa 6.000 punti
di ricarica, che ne fanno il secondo operatore in Italia, con il
quale era in essere un accordo di co-branding delle colonnine
di ricarica Be Charge. L’operazione è parte della strategia Eni
5 BUSINESS COMBINATION E ALTRE TRANSAZIONI SIGNIFICATIVE
246
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
6 DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
(€ milioni)
Unión Fenosa Gas
Aldro Energía Y
Soluciones SLU
FRI-EL Biogas Holding
(ora EniBioCh4in SpA)
Portafoglio di 13
campi eolici onshore
Dhamma Energy
Group
Portafoglio di 9
progetti di energia
rinnovabile
Finproject SpA
Be Power
Altre acquisizioni
e Rami d'azienda
Totale
Disponibilità liquide ed equivalenti
42
7
13
41
10
5
21
24
163
Attività nanziarie correnti
150 29 6 23 208
Altre attività
370 78 23 32 2 7 92 22 6 632
Totale attività correnti
412
85
36
223
41
18
113
69
6
1.003
Immobili, impianti e macchinari
335 38 423 119 57 35 29 30 1.066
Goodwill
2 168 80 302 120 81 93 728 1.574
Altre attività
41
69
15
43
15
25
205
10
13
436
Totale attività non correnti
378 237 133 768 254 163 333 767 43 3.076
TOTALE ATTIVITÀ
790 322 169 991 295 181 446 836 49 4.079
Passività nanziarie
35
36
11
79
4
102
267
Altre passività
224 37 7 22 4 2 54 30 380
Totale passività correnti
259 73 18 101 4 6 156 30 647
Passività nanziarie
135
7
16
327
140
39
4
38
12
718
Fondi per rischi e oneri
1 4 1 2 8
Passività per imposte differite
15 7 62 8 8 35 135
Altre passività
181
14
1
12
10
2
2
24
246
Totale passività non correnti
331 28 18 405 148 57 42 42 36 1.107
TOTALE PASSIVITÀ
590 101 36 506 152 63 198 72 36 1.754
Totale patrimonio netto di Eni
200
221
132
485
140
118
248
764
13
2.321
Interessenze di terzi
1 3 4
TOTALE PATRIMONIO NETTO
200 221 133 485 143 118 248 764 13 2.325
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
790
322
169
991
295
181
446
836
49
4.079
per la transizione energetica nella linea di business Plenitude. Il
corrispettivo dell’operazione di €764 milioni è stato versato per
il 50% al closing e la restante parte sarà saldata nel 2022; inol-
tre sono state acquisite attività nanziarie nette di €9 milioni,
di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €24 milioni. L’alloca-
zione del prezzo delle attività nette acquisite è stata effettuata
su basi provvisorie con rilevazione di goodwill per €728 milioni.
I valori patrimoniali, alla data di acquisizione, delle singole bu-
siness combination effettuate nel 2021 sono riportati nella se-
guente tabella:
I fattori qualitativi che compongono l’avviamento della linea
di business Plenitude sono riportati nella nota n. 14 - Attività
immateriali.
ALTRE TRANSAZIONI SIGNIFICATIVE
Il 26 febbraio 2021 è stata finalizzata l’acquisizione da Equi-
nor e SSE Renewables di un equity interest del 20% del pro-
getto eolico offshore Dogger Bank (A e B) in UK, che sarà
il più grande al mondo del suo genere con l’installazione di
una potenza complessiva di 2,4 GW al 100%, con comple-
Le disponibilità liquide ed equivalenti di €8.254 milioni (€9.413
milioni al 31 dicembre 2020) comprendono attività nanziarie
esigibili all’origine entro 3 mesi per €5.496 milioni (€6.913 mi-
lioni al 31 dicembre 2020) riguardanti essenzialmente depositi
presso istituti nanziari con vincolo di preavviso superiore alle
48 ore.
Le expected credit loss su depositi presso banche e istituti nan-
ziari valutati al costo ammortizzato non sono signicative.
Le disponibilità liquide ed equivalenti sono costituite essen-
zialmente da depositi in euro (€5.589 milioni) e in dollari USA
L’allocazione provvisoria dei prezzi delle acquisizioni è dovu-
ta alla mancanza di sufficienti elementi informativi alla data
di bilancio per la stima dei fair value delle attività acquisite.
tamento atteso nel 2023-2024. L’operazione apporterà 480
MW di capacità di generazione rinnovabile al portafoglio
e agli obiettivi di decarbonizzazione di Eni. Il corrispettivo
dell’acquisizione, rilevato nelle partecipazioni valutate al pa-
trimonio netto, è stato di €480 milioni.
(€2.415 milioni) e rappresentano l’impiego sul mercato della li-
quidità posseduta a vista per le esigenze nanziarie del Gruppo.
L’ammontare di restricted cash è di circa €115 milioni (€198 mi-
lioni al 31 dicembre 2020) in relazione a misure di pignoramento
da parte di terzi e di vincoli relativi al pagamento di debiti.
La scadenza media delle attività nanziarie esigibili all’origine
entro 3 mesi è di 15 giorni con un tasso di interesse effettivo
negativo dello 0,6% per i depositi in euro (€4.160 milioni) e di 7
giorni con un tasso di interesse effettivo dello 0,1% per i depositi
in dollari USA (€1.336 milioni).
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
247
(€ milioni)
31.12.2021
31.12.2020
Titoli emessi da Stati Sovrani
1.149 1.223
Altri titoli
5.152 4.279
6.301 5.502
7 ATTIVITÀ FINANZIARIE DESTINATE AL TRADING
Le attività nanziarie destinate al trading costituiscono una ri-
serva di liquidità strategica avente l’obiettivo di assicurare al
Gruppo la necessaria essibilità nanziaria in particolari situa-
zioni di mercato, per far fronte a fabbisogni imprevisti e per ga-
rantire adeguata elasticità ai programmi di sviluppo. L’attività di
gestione di tale liquidità punta all’ottimizzazione del rendimento,
nel rispetto di specici limiti di rischio autorizzati, con il vincolo di
tutela del capitale e disponibilità immediata dei fondi.
Le attività nanziarie destinate al trading comprendono opera-
zioni di prestito titoli per €1.398 milioni (€1.361 milioni al 31 di-
cembre 2020).
L’analisi per valuta è la seguente:
(€ milioni)
31.12.2021
31.12.2020
Euro
3.913 3.731
Dollaro USA
2.336 1.688
Altre valute
52 83
6.301
5.502
Valore Nominale
(€ milioni)
Fair Value
(€ milioni)
Classe di rating
Moody’s
Classe di rating
S&P
Titoli quotati emessi da Stati Sovrani
Tasso sso
Italia
307 315 Baa3 BBB
Cile
167 170 A1 A
Stati Uniti
122
124
Aaa
AA+
Altri(*)
107 108 da Aaa a Baa1 da AAA a A-
703 717
Tasso variabile
Italia
390 392 Baa3 BBB
Svizzera
29
29
Aaa
AAA
Altri
11 11 da Aaa a Baa2 da AA+ a BBB
430 432
Totale titoli quotati emessi da Stati Sovrani
1.133 1.149
Altri titoli
Tasso sso
Titoli quotati emessi da imprese industriali
1.792 1.833 da Aa1 a Baa3 da AA+ a BBB-
Titoli quotati emessi da Istituti nanziari e assicurativi
942
955
da Aaa a Baa3
da AAA a BBB-
Altri titoli
290 293 da Aaa a Baa3 da AAA a BBB-
3.024 3.081
Tasso variabile
Titoli quotati emessi da imprese industriali
537
540
da Aa1 a Baa3
da AA+ a BBB-
Titoli quotati emessi da Istituti nanziari e assicurativi
1.205 1.215 da Aa1 a Baa3 da AA+ a BBB-
Altri titoli
315 316 da Aa1 a Baa2 da AA+ a BBB
2.057
2.071
Totale Altri titoli
5.081
5.152
Totale Attività nanziarie destinate al trading
6.214
6.301
(*) Di importo unitario inferiore a €50 milioni.
Di seguito l’analisi per emittente e la relativa classe di merito creditizio:
248
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
8 CREDITI COMMERCIALI E ALTRI CREDITI
La gerarchia del fair value è di livello 1 per €5.749 milioni e di livello 2 per €552 milioni. Nel corso dell’esercizio 2021 non vi sono stati
trasferimenti signicativi tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.
(€ milioni)
31.12.2021 31.12.2020
Crediti commerciali
15.524 7.087
Crediti per attività di disinvestimento
8 21
Crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione
1.888 2.293
Crediti verso altri
1.430 1.525
18.850 10.926
I crediti commerciali sono generalmente infruttiferi e preve-
dono termini di pagamento entro 180 giorni.
L’incremento dei crediti commerciali di €8.437 milioni è rife-
rito ai settori Global Gas & LNG Portfolio per €5.636 milioni,
Rening & Marketing e Chimica per €1.405 milioni e Plenitu-
de & Power per €1.039 milioni e riette l’aumento di rilevanti
proporzioni dei prezzi delle commodity energetiche, in parti-
colare del gas, che hanno fatto aumentare il valore nominale
dei crediti.
Al 31 dicembre 2021 sono state poste in essere operazioni
di cessione pro-soluto di crediti essenzialmente commercia-
li con scadenza 2022 dal valore nominale di €2.059 milioni
(€1.377 milioni nell’esercizio 2020 con scadenza 2021). Le
cessioni 2021 hanno riguardato crediti relativi al settore Glo-
bal Gas & LNG Portfolio per €893 milioni, al settore Refining
& Marketing e Chimica per €770 milioni e al settore Plenitu-
de & Power per €396 milioni.
L’esposizione maggiore dei crediti verso partner per attività
di esplorazione e produzione riguarda la Nigeria per €681
milioni (€1.015 milioni al 31 dicembre 2020) ed è relativa
alla quota dei costi di sviluppo di competenza dei joint ven-
ture partner in progetti petroliferi operati da Eni nei quali la
Società sostiene upfront tutti i costi dell’iniziativa e li riad-
debita ai partner mediante il meccanismo della cash call.
L’ammontare dei crediti netti scaduti verso la società di Sta-
to NNPC è di €474 milioni alla data di bilancio (€605 milioni
al 31 dicembre 2020). Tale ammontare riguarda per circa
il 50% crediti pregressi oggetto di un piano di rientro “Re-
payment Agreement”, che prevede l’attribuzione a Eni della
quota di produzione di spettanza della società di Stato in ini-
ziative di sviluppo “rig-less” a ridotto rischio minerario, con
previsione di azzeramento della quota oggetto dell’accordo
atteso entro i prossimi 2 anni. Il credito residuo a fine eser-
cizio è esposto in bilancio al netto dell’attualizzazione pari
all’8%, calcolata in base al rischio dell’iniziativa mineraria
sottostante. L’altro 50% riguarda i crediti netti maturati per
le operazioni 2021 per i quali è stata registrata una signifi-
cativa progressione dei rimborsi nella parte finale dell’anno.
L’esposizione per cash call verso una società petrolifera ni-
geriana privata ammonta a €195 milioni (€134 milioni al 31
dicembre 2020) ed è esposta al netto di un fondo svalutazio-
ne stimato in base alla loss given default “LGD” denita da
Eni per le international oil companies in stato di default. Nel
corso dell’esercizio il partner ha sostanzialmente sospeso i
pagamenti delle cash call avanzando delle contestazioni, di
dubbia fondatezza, relative agli ammontari addebitati. Sono
state avviate procedure arbitrali per la risoluzione delle rela-
tive dispute.
I crediti verso altri comprendono: (i) per €538 milioni (€376
milioni al 31 dicembre 2020) il valore recuperabile di credi-
ti scaduti nei confronti della società di Stato del Venezuela
PDVSA per le forniture di gas prodotto dalla joint venture Car-
dón IV, partecipata pariteticamente da Eni e Repsol, ceduti
dalla venture ai soci. I crediti sono esposti al netto di un fondo
svalutazione stimato sulla base delle percentuali di perdita
sofferte dai creditori in occasione di default sovrani, tenuto
conto delle specicità del settore Oil & Gas, applicato anche
per la valutazione della recuperabilità del valore di carico della
partecipazione e del long-term interest nell’iniziativa, descritti
alla nota n. 17 - Altre attività nanziarie. Ai ni della valuta-
zione di recuperabilità, i rischi legati alla dicile situazione
nanziaria del Paese e del relativo contesto operativo sono
stati stimati assumendo la dilazione dei tempi d’incasso dei
fatturati e dello scaduto che hanno determinato un tasso di
circa il 53% di expected credit loss. Nel corso dell’anno l’ina-
sprimento del quadro sanzionatorio USA nei confronti del Ve-
nezuela ha impedito di attuare operazioni di compensazione
del credito mediante ritiri in kind di prodotti di PDVSA. Pertan-
to, l’ammontare del credito è aumentato rispetto a ne 2020;
(ii) gli importi da ricevere da clienti a seguito dell’attivazione
della clausola take-or-pay dei contratti di somministrazione
long-term di gas naturale di €325 milioni al 31 dicembre 2020
sono stati incassati nel corso del 2021.
I crediti commerciali e altri crediti sono denominati in euro e
in dollari USA rispettivamente per €12.275 milioni e €5.222
milioni.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
249
Credtiti in bonis
(€ milioni)
Rischio
basso
Rischio
medio
Rischio
alto
Crediti
in default
Clienti
Plenitude Totale
31.12.2021
Clienti business
4.348 6.628 818 1.560 13.354
National Oil Company e Pubbliche Amministrazioni
331 884 1 2.674 3.890
Altre controparti
1.854 311 16 137 2.601 4.919
Valore lordo
6.533 7.823 835 4.371 2.601 22.163
Fondo svalutazione
(25) (416) (69) (2.209) (594) (3.313)
Valore netto
6.508 7.407 766 2.162 2.007 18.850
Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte)
0,4 5,3 8,3 50,5 22,8 14,9
31.12.2020
Clienti business
1.398 2.746 432 1.351 5.927
National Oil Company e Pubbliche Amministrazioni
841 620 7 2.653 4.121
Altre controparti
1.243 450 28 141 2.173 4.035
Valore lordo
3.482 3.816 467 4.145 2.173 14.083
Fondo svalutazione
(32) (21) (29) (2.429) (646) (3.157)
Valore netto
3.450 3.795 438 1.716 1.527 10.926
Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte)
0,9 0,6 6,2 58,6 29,7 22,4
Maggiori informazioni sulla classificazione delle esposizioni
creditizie 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 clien-
tela retail, business e national oil companies e per chiamate
fondi nei confronti dei joint operator della Exploration & Pro-
duction (national oil companies, operatori locali privati o in-
ternational oil companies) sono riviste in occasione di ogni
scadenza di bilancio per riettere l’andamento dello scenario
e i trend correnti di business, nonché eventuali maggiori rischi
controparte. L’attenuarsi della crisi economica del COVID-19
e la ripresa dello scenario petrolifero hanno migliorato la si-
tuazione debitoria di molte società petrolifere di Stato, ad ec-
cezione del Venezuela per i fattori specici legati al quadro
sanzionatorio. In negativo, l’aumento molto rilevante dei prez-
zi del gas naturale e dell’energia elettrica ha incrementato in
misura signicativa le esposizioni verso i clienti industriali di
grandi dimensioni, rendendo opportuna una revisione al rialzo
del tasso di perdita attesa su crediti per incorporare un accre-
sciuto rischio congiunturale. Per quanto riguarda i clienti del
business di Plenitude le valutazioni di recuperabilità incorpo-
rano i dati più recenti relativi alle performance di incasso dei
crediti e all’anzianità dello scaduto.
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:
250
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Scaduti
(€ milioni)
Non scaduti da 0 a 3 mesi da 3 a 6 mesi da 6 a 12 mesi oltre 12 mesi Totale
31.12.2021
Clienti Plenitude:
- Retail
1.291 70 55 92 337 1.845
- Middle
424 22 5 7 188 646
- Altri
57 43 6 1 3 110
Valore lordo
1.772 135 66 100 528 2.601
Fondo svalutazione
(63) (22) (27) (52) (430) (594)
Valore netto
1.709 113 39 48 98 2.007
Expected loss (%)
3,6 16,3 40,9 52,0 81,4 22,8
31.12.2020
Clienti Plenitude:
- Retail
1.155 105 50 102 366 1.778
- Middle
75 16 3 8 232 334
- Altri
61 61
Valore lordo
1.291 121 53 110 598 2.173
Fondo svalutazione
(46) (23) (22) (57) (498) (646)
Valore netto
1.245 98 31 53 100 1.527
Expected loss (%)
3,6 19,0 41,5 51,8 83,3 29,7
Il fondo svalutazione crediti commerciali e altri crediti è
stato stanziato tenendo conto di fattori di mitigazione del
Gli accantonamenti a fronte di perdite attese relative a cre-
diti commerciali e altri crediti in bonis sono riferiti: (i) al set-
tore Global Gas & LNG Portfolio per €94 milioni (€7 milioni
nel 2020) per le forniture ai clienti industriali di grandi di-
mensioni per effetto dell’aumento molto significativo delle
esposizioni dovuto alle condizioni di mercato; (ii) alla linea
di business Plenitude per €71 milioni (€84 milioni nel 2020)
e riguardano principalmente la clientela retail.
Gli accantonamenti a fronte di perdite attese relative a credi-
ti commerciali e altri crediti in default sono riferiti: (i) al set-
tore Exploration & Production per €229 milioni (€118 milioni
nel 2020) e riguardano principalmente i crediti per chiamate
fondi nei confronti dei joint operator, società di Stato o so-
cietà private locali in progetti petroliferi operati da Eni; (ii)
alla linea di business Plenitude per €101 milioni (€97 milioni
nel 2020) e riguardano principalmente la clientela retail.
rischio controparte di €5.350 milioni (€1.016 milioni al 31
dicembre 2020):
Gli utilizzi del fondo svalutazione crediti commerciali e al-
tri crediti in bonis e in default per complessivi €556 milioni
(€357 milioni nel 2020) sono riferiti: (i) alla linea di business
Plenitude per €239 milioni (€200 milioni nel 2020) e riguar-
dano utilizzi a fronte oneri per €196 milioni (€178 milioni nel
2020) riferiti principalmente alla clientela retail; (ii) al settore
Exploration & Production di €233 milioni (€101 milioni nel
2020) e riguardano essenzialmente la rideterminazione del
valore dei crediti verso la società di Stato NNPC in Nigeria
per effetto della risoluzione di una disputa relativa al rico-
noscimento di costi d’investimento pregressi, oggetto di un
arbitrato, nell’ambito di un accordo che ha definito l’esten-
sione e la revisione dei termini contrattuali della licenza. Il
recupero del credito avverrà tramite l’attribuzione ad Eni e
agli altri partner di una quota di produzione di spettanza del-
la società di Stato.
(€ milioni)
2021 2020
Fondo svalutazione iniziale
3.157 3.246
Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in bonis
202 112
Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in default
348
231
Utilizzi su crediti commerciali e altri crediti in bonis
(135) (82)
Utilizzi su crediti commerciali e altri crediti in default
(421) (275)
Altre variazioni
162
(75)
Fondo svalutazione nale
3.313
3.157
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:
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
251
(€ milioni)
2021
2020
2019
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti:
Accantonamenti al fondo svalutazione
(550) (343) (620)
Perdite nette su crediti
(66) (36) (45)
Utilizzi per esubero
337 153 233
(279) (226) (432)
Le riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:
I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
9 RIMANENZE E RIMANENZE IMMOBILIZZATE - SCORTE D’OBBLIGO
(€ milioni)
31.12.2021
31.12.2020
Materie prime, sussidiarie e di consumo
1.001 706
Materiali per attività di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture
1.611 1.580
Prodotti niti e merci
3.452 1.603
Altre
8 4
Totale rimanenze correnti
6.072 3.893
Le rimanenze correnti si analizzano come segue:
Le rimanenze di materie prime sussidiarie e di consumo riguar-
dano le cariche petrolifere e altri materiali di consumo nelle atti-
vità di ranazione e chimica.
I materiali per attività di perforazione e manutenzione degli im-
pianti e infrastrutture sono riferite al settore Exploration & Pro-
duction per €1.481 milioni (€1.463 milioni al 31 dicembre 2020).
I prodotti niti e merci riguardano le scorte di gas naturale e pro-
dotti petroliferi per €2.414 milioni (€874 milioni al 31 dicembre
2020) e prodotti chimici per €626 milioni (€443 milioni al 31 di-
cembre 2020).
Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di
€570 milioni (€348 milioni al 31 dicembre 2020).
Le rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo di €1.053 milioni
(€995 milioni al 31 dicembre 2020), sono possedute da società
italiane per €1.032 milioni (€977 milioni al 31 dicembre 2020) e
riguardano le quantità minime di greggio e prodotti petroliferi che
le società sono obbligate a detenere sulla base di norme di legge.
L’incremento delle rimanenze e delle rimanenze immobilizzate -
scorte d’obbligo è dovuto essenzialmente alla ripresa dei prezzi
del petrolio e dei prodotti petroliferi.
Rimanenze di gas naturale per €269 milioni sono a garanzia
dell’esposizione potenziale di bilanciamento nei confronti di
Snam Rete Gas SpA.
10 ATTIVITÀ E PASSIVITÀ PER IMPOSTE SUL REDDITO
31.12.2021
31.12.2020
Attività Passività Attività Passività
(€ milioni)
Correnti Non correnti Correnti Non correnti Correnti Non correnti Correnti Non correnti
Imposte sul reddito
195
108
648
374
184
153
243
360
Le imposte sul reddito sono analizzate alla nota n. 33 - Imposte
sul reddito.
Le passività per imposte sul reddito non correnti includono gli
oneri di probabile sostenimento per contenziosi e contestazio-
ni pendenti con le Autorità scali in relazione alle incertezze
applicative delle norme in vigore relativi alle consociate estere
del settore Exploration & Production per €230 milioni (€254 mi-
lioni al 31 dicembre 2020).
252
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Il fair value degli strumenti nanziari derivati è commentato alla
nota n. 24 - Strumenti nanziari derivati e hedge accounting.
Le attività relative ad altre imposte comprendono crediti Iva per
€498 milioni, di cui €340 correnti determinati dal versamento
in acconto effettuato nel mese di dicembre (€475 milioni al 31
dicembre 2020, di cui €315 milioni correnti).
Le altre attività comprendono: (i) il costo d’iscrizione del gas
prepagato per effetto della clausola take-or-pay dei contratti di
fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di riti-
rare entro i prossimi 12 mesi per €41 milioni (€53 milioni al 31
dicembre 2020) e oltre i 12 mesi per €94 milioni (€651 milioni al
31 dicembre 2020). Il decremento è dovuto al ritiro dei volumi di
gas prepagato; (ii) le posizioni di underlifting del settore Explora-
tion & Production di €316 milioni (€338 milioni al 31 dicembre
2020); (iii) crediti non correnti per attività di investimento per €23
milioni (€11 milioni al 31 dicembre 2020).
Le passività correnti da contratti con la clientela sono diminuite
per effetto dell’azzeramento degli anticipi in valuta locale com-
pensati con le forniture di gas equity, ricevuti originariamente
dalle società di Stato dell’Egitto per il nanziamento delle attività
di sviluppo delle riserve nell’ambito dei Concession Agreements
nel Paese, tra i quali, in particolare, l’avanzamento del progetto
Zohr considerato il sostanziale completamento delle attività
d’investimento (€546 milioni al 31 dicembre 2020). Le altre
passività da contratti con la clientela comprendono: (i) gli anti-
cipi incassati dal cliente Engie SA (ex Suez) a fronte di forniture
di lungo termine di gas ed energia elettrica, di cui la quota a
breve termine per €60 milioni (€62 milioni al 31 dicembre 2020)
e a lungo termine per €333 milioni (€393 milioni al 31 dicembre
2020); (ii) gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Società Ole-
11 ALTRE ATTIVITÀ E PASSIVITÀ
31.12.2021
31.12.2020
Attività Passività Attività Passività
(€ milioni)
Correnti Non correnti Correnti Non correnti Correnti Non correnti Correnti Non correnti
Fair value su strumenti nanziari derivati
12.460 51 12.911 115 1.548 152 1.609 162
Passività da contratti con la clientela
482 726 1.298 394
Attività e passività relative ad altre imposte
442 182 1.435 27 450 181 1.124 26
Altre
732 796 928 1.378 688 920 841 1.295
13.634 1.029 15.756 2.246 2.686 1.253 4.872 1.877
odotti Meridionali SpA per il potenziamento delle infrastrutture
del sistema di trasporto del greggio alla raneria di Taranto per
€391 milioni (€394 milioni al 31 dicembre 2020).
I ricavi rilevati nell’esercizio a fronte di passività da contratti
con la clientela in essere al 31 dicembre 2021 sono indicati alla
nota n. 29 - Ricavi.
Le passività relative ad altre imposte correnti riguardano ac-
cise e imposte di consumo per €700 milioni (€516 milioni al
31 dicembre 2020) e passività per Iva per €248 milioni (€212
milioni al 31 dicembre 2020).
Le altre passività comprendono: (i) le passività per posizio-
ni di overlifting del settore Exploration & Production di €630
milioni (€559 milioni al 31 dicembre 2020); (ii) passività per
ricavi e proventi anticipati per €361 milioni (€398 milioni al 31
dicembre 2020), di cui correnti per €90 milioni (€75 milioni al
31 dicembre 2020); (iii) depositi cauzionali per €268 milioni
(€261 milioni al 31 dicembre 2020), di cui ricevuti da clienti re-
tail per la fornitura di gas ed energia elettrica per €223 milioni
(€228 milioni al 31 dicembre 2020); (iv) il valore del gas non
ritirato dai clienti per effetto dell’attivazione della clausola di
take-or-pay prevista dai relativi contratti di lungo termine per
€112 milioni (€437 milioni al 31 dicembre 2020) i cui volumi
sottostanti si prevede siano ritirati entro i prossimi 12 mesi
per €73 milioni (€65 milioni al 31 dicembre 2020) e oltre i 12
mesi per €39 milioni (€372 milioni al 31 dicembre 2020). La
riduzione è dovuta al ritiro dei volumi di gas prepagato da par-
te dei clienti somministrati; (v) passività per attività d’investi-
mento per €103 milioni.
I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 -
Rapporti con parti correlate.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
253
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
2021
Valore iniziale netto
1.128
39.648
3.299
1.341
7.118
1.409
53.943
Investimenti
18 8 277 380 3.413 854 4.950
Capitalizzazione ammortamenti
28 90 118
Ammortamenti
(*)
(49)
(5.421)
(496)
(5.966)
Riprese di valore
1.080 118 337 1.535
Svalutazioni
(101) (90) (768) (85) (582) (1.626)
Radiazioni
(1)
(2)
(331)
(18)
(352)
Differenze di cambio da conversione
2 2.956 66 106 546 12 3.688
Rilevazione iniziale e variazione stima
200 (9) 4 195
Variazione dell'area di consolidamento
22
1.001
(199)
(1.119)
43
(252)
Trasferimenti
50 3.841 409 (44) (3.797) (459)
Altre variazioni
2 120 (54) (28) 56 (30) 66
Valore nale netto
1.071
42.342
3.850
1.244
6.545
1.247
56.299
Valore nale lordo
4.175 149.117 30.618 1.244 10.485 3.107 198.746
Fondo ammortamento e svalutazione
3.104 106.775 26.768 3.940 1.860 142.447
2020
Valore iniziale netto
1.218 46.492 3.632 1.563 7.412 1.875 62.192
Investimenti
12
6
229
265
3.127
768
4.407
Capitalizzazione ammortamenti
4 100 104
Ammortamenti
(*)
(55) (5.642) (508) (6.205)
Riprese di valore
13
183
342
98
12
648
Svalutazioni
(82) (1.551) (972) (567) (582) (3.754)
Radiazioni
(1) (296) (7) (1) (305)
Differenze di cambio da conversione
(2)
(3.325)
(75)
(119)
(605)
(14)
(4.140)
Rilevazione iniziale e variazione stima
870 (9) 94 955
Trasferimenti
39
2.677
755
(47)
(2.630)
(794)
Altre variazioni
(15)
(62)
(103)
(20)
96
145
41
Valore nale netto
1.128 39.648 3.299 1.341 7.118 1.409 53.943
Valore nale lordo
4.082
136.468
28.839
1.341
11.169
2.742
184.641
Fondo ammortamento e svalutazione
2.954
96.820
25.540
4.051
1.333
130.698
(*) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione.
Gli investimenti comprendono la capitalizzazione di oneri
finanziari per €68 milioni (€73 milioni nel 2020) riferiti al set-
tore Exploration & Production per €54 milioni (€51 milioni
nel 2020). Il tasso d’interesse utilizzato per la capitalizza-
zione degli oneri finanziari è compreso tra lo 0,4% e il 2,1%
(1,3% e 2,2% al 31 dicembre 2020).
Gli investimenti sono riferiti al settore Exploration & Pro-
duction per €3.843 milioni (€3.444 milioni nel 2020).
Gli investimenti sono analizzati per settore di attività alla
nota n. 35 - Informazioni per settore di attività e per area
geografica.
254
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(%)
Fabbricati
2 - 10
Pozzi e impianti di sfruttamento minerario
UOP
Impianti di ranazione 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
Le informazioni relative alle svalutazioni e riprese di valore e
la relativa analisi per settore di attività sono indicate alla nota
n. 15 - Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materia-
li e immateriali e diritti di utilizzo beni in leasing.
Le differenze di cambio da conversione sono riferite ad im-
prese con moneta funzionale dollari USA per €3.603 milioni.
La rilevazione iniziale e variazione stima comprende l’incre-
mento dell’asset retirement cost delle attività materiali del
settore Exploration & Production per effetto principalmente
della revisione costi in parte compensata dall’effetto diminu-
tivo dovuto all’aumento dei tassi di attualizzazione, nonché la
stima degli oneri per social project da sostenere a fronte degli
impegni assunti e in corso di formalizzazione tra Eni SpA e la
Regione Basilicata in relazione al programma di sviluppo pe-
trolifero nell’area della concessione Val d’Agri (€134 milioni).
La variazione dell’area di consolidamento è riferita: (i) al de-
consolidamento della società Mozambique Rovuma Venture
SpA a seguito del cambio di classicazione da joint operation
a joint venture per €1.318 milioni; (ii) all’acquisizione delle
società operanti nel business Plenitude per €658 milioni rife-
rite in particolare agli asset eolici onshore in esercizio in Ita-
lia (€423 milioni); (iii) all’acquisizione della Spanish Egyptian
Gas Co SAE (ora Damietta LNG (DLNG) SAE) per €176 milioni
nell’ambito della business combination Unión Fenosa Gas
SA. Maggiori informazioni sulle business combination sono
fornite alla nota n. 5 - Business combination e altre transazio-
ni signicative.
I trasferimenti da immobilizzazioni in corso E&P a immobi-
lizzazioni in esercizio hanno riguardato per €3.556 milioni la
messa in servizio di pozzi, impianti e macchinari principal-
mente in Indonesia, Egitto, Kazakhstan, Stati Uniti, Angola,
Italia, Iraq e Messico.
Nell’ambito delle attività esplorative e di appraisal nel corso
dell’esercizio sono state rilevate radiazioni per €331 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 Gabon, Montenegro, Myan-
mar, Bahrain, Egitto e Angola.
Le altre variazioni comprendono il valore di libro del participating
interest del 5% nella proprietà OML 17 in Nigeria, oggetto di ces-
sione a un operatore locale. La transazione è correntemente og-
getto di accertamenti da parte delle autorità antitrust nigeriane
per presunta mancanza di preventiva comunicazione.
L’attività esplorativa e di appraisal è relativa per €1.101 mi-
lioni ai costi dei pozzi esplorativi sospesi in attesa d’esito e
per €136 milioni ai costi dei pozzi in corso a ne esercizio. Di
seguito i movimenti relativi ai pozzi sospesi in attesa d’esito:
(€ milioni)
2021
2020
2019
Costi dei pozzi esplorativi sospesi a inizio esercizio
1.268
1.246
1.101
Incrementi per i quali è in corso la determinazione delle riserve certe
288
408
368
Ammontari precedentemente capitalizzati e spesati nell'esercizio
(286) (226) (183)
Riclassica a pozzi di successo a seguito della determinazione delle riserve certe
(43) (48) (46)
Cessioni
(3)
(15)
Variazione dell'area di consolidamento
(199)
Differenze cambio da conversione
100 (112) 21
Altre variazioni
(24)
Costi dei pozzi esplorativi sospesi a ne esercizio
1.101
1.268
1.246
I principali coecienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli e non hanno subito variazioni apprezzabili
rispetto all’esercizio 2020:
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
255
I progetti che procedono verso il sanzionamento (€359 milioni)
si riferiscono a iniziative nei principali Paesi di presenza (Ango-
la, Congo, Egitto, Indonesia e Nigeria).
Gli unproved mineral interest, compresi nelle immobilizzazioni
in corso del settore Exploration & Production, accolgono il co-
sto attribuito alle riserve unproved a seguito di business com-
bination 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
Totale
2021
Valore iniziale
203 860 114 100 18 468 1.763
Investimenti
3 6 9
Riprese di valore (svalutazioni) nette
(1) 3 35 (2) 35
Riclassica a Proved Mineral Interest
(48) (92) (1) (141)
Differenze di cambio da conversione
16 80 8 8 1 40 153
Valore nale
218 892 3 68 114 16 508 1.819
2020
Valore iniziale
253
939
139
162
115
19
535
2.162
Investimenti
55 2 57
Riprese di valore (svalutazioni) nette
(25) (134) (37) (196)
Riclassica a Proved Mineral Interest
(2) (61) (2) (25) (90)
Differenze di cambio da conversione
(25) (79) (3) (11) (9) (1) (42) (170)
Valore nale
203 860 114 100 18 468 1.763
Gli unproved mineral interest comprendono il titolo minera-
rio del giacimento offshore del Blocco 245 in Nigeria (OPL
245) in fase di pre-sviluppo, del valore iniziale di €867 milioni
corrispondente al prezzo riconosciuto nel 2011 al Governo
nigeriano per l’acquisizione del 50% di tale titolo, insieme a
un’altra compagnia petrolifera internazionale che contestual-
mente acquistò il residuo 50%. Considerando i costi di ricerca
e presviluppo successivamente capitalizzati, il valore di libro
complessivo si ridetermina in €1.176 milioni. Relativamente
al Resolution Agreement del 29 aprile 2011 avente a oggetto
l’acquisizione della licenza, sono in corso procedimenti giu-
diziari da parte delle Autorità italiane e nigeriane per asseriti
reati di corruzione e riciclaggio di denaro come descritto nel-
la sezione Contenziosi della nota n. 28 - Garanzie, impegni e
rischi di questa Relazione Finanziaria. Il periodo esplorativo
della licenza OPL 245 è scaduto l’11 maggio 2021. Eni è in
attesa del provvedimento di conversione della licenza in Oil
Mining Lease (OML) da parte delle competenti autorità ni-
Di seguito le informazioni relative alla stratificazione dei pozzi sospesi in attesa dell’esito (“ageing”):
2021 2020 2019
(€ milioni)
(Numero pozzi
in quota Eni) (€ milioni)
(Numero pozzi
in quota Eni) (€ milioni)
(Numero pozzi
in quota Eni)
Costi capitalizzati e sospesi di perforazione esplorativa
- no a 1 anno
175 4,0 157
6,7
185 7,7
- da 1 a 3 anni
269
12,2
250
11,0
171
6,4
- oltre 3 anni
657 19,7 861
19,3
890
26,4
1.101 35,9 1.268 37,0 1.246 40,5
Costi capitalizzati di pozzi sospesi
- progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mesi
175 4,0 157
6,7
185 7,7
- progetti per i quali l'attività di delineazione è in corso
567
17,9
631
14,9
556
11,3
- progetti con scoperte commerciali che procedono
verso il sanzionamento
359 14,0 480
15,4
505 21,5
1.101
35,9
1.268
37,0
1.246
40,5
256
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
geriane per poter avviare le attività di sviluppo delle riserve,
avendo presentato istanza di conversione nei termini contrat-
tuali e avendo vericato il rispetto di tutte le condizioni e i re-
quisiti previsti. Sulla base di queste considerazioni Eni ritiene
di aver maturato il diritto alla conversione. Coerentemente, la
verica di recuperabilità dell’asset è stata fatta nell’ottica di
value-in-use e ne è stata confermata la tenuta del valore di
libro anche considerando uno stress test che assume possi-
bili ritardi nell’avvio della produzione. Nel mese di settembre
2020 Eni ha avviato un arbitrato in sede ICSID, il centro inter-
nazionale per il regolamento delle controversie in materia di
investimenti, per tutelare il valore dell’asset. In caso di espres-
so diniego alla conversione da parte delle Autorità nigeriane
o altra azione che lascia presupporre un esproprio del titolo,
sarà considerata in sede di redazione delle prossime infor-
mazioni nanziarie la riclassicazione dell’asset in una voce
dedicata e la valorizzazione del diritto di natura risarcitoria.
Il fondo svalutazione attività materiali ammonta a €20.796
milioni (€20.343 milioni al 31 dicembre 2020).
Gli immobili, impianti e macchinari comprendono attività con-
cesse in leasing operativo per €372 milioni riferiti, essenzial-
mente, a stazioni di servizio della linea di business Rening &
Marketing.
Sugli immobili, impianti e macchinari sono costituite garanzie
reali per un valore nominale di €24 milioni (stesso ammonta-
re al 31 dicembre 2020) rilasciate a copertura del pagamento
di accise.
I contributi portati a decremento degli immobili, impianti e macchi-
nari ammontano a €105 milioni (€103 milioni al 31 dicembre 2020).
Gli impegni contrattuali in essere per l’acquisto di attività ma-
teriali sono indicati alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi
- Rischio di liquidità.
Le attività materiali operate in regime di concessione sono
commentate 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 uci
Autoveicoli
Altre tipologie
Totale
2021
Valore iniziale netto
2.672
244
446
424
11
652
32
162
4.643
Incrementi
215 583 104 23 34 40 105 1.104
Ammortamenti
(*)
(217)
(170)
(274)
(63)
(11)
(122)
(22)
(49)
(928)
Svalutazioni
(25) (6) (14) (14) (59)
Differenze di cambio da conversione
213 12 11 3 8 6 253
Variazione dell'area di consolidamento
(6)
116
110
Altre variazioni
(1) (118) (166) (8) 5 52 (2) (64) (302)
Valore nale netto
2.667
183
575
454
14
618
48
262
4.821
Valore nale lordo
3.366 572 1.268 666 66 948 84 433 7.403
Fondo ammortamento e svalutazione
699
389
693
212
52
330
36
171
2.582
2020
Valore iniziale netto
3.153 313 497 460 6 707 32 181 5.349
Incrementi
79 193 281 49 22 65 24 95 808
Ammortamenti
(*)
(232) (189) (252) (57) (2) (118) (22) (56) (928)
Svalutazioni
(21)
(15)
(11)
(47)
Differenze di cambio da conversione
(251) (13) (13) (8) (7) (292)
Altre variazioni
(77) (60) (67) (7) 6 (2) (40) (247)
Valore nale netto
2.672
244
446
424
11
652
32
162
4.643
Valore nale lordo
3.107
528
927
573
29
859
65
293
6.381
Fondo ammortamento e svalutazione
435 284 481 149 18 207 33 131 1.738
(*) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione su attività materiali.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
257
Il diritto di utilizzo beni in leasing “RoU” è riferito principalmen-
te: (i) al settore Exploration & Production per €3.195 milioni
(€3.274 milioni al 31 dicembre 2020) e riguarda principalmente
i leasing di unità navali FPSO utilizzate nello sviluppo dei pro-
getti offshore OCTP in Ghana e del Blocco 15/06 West e East
hub in Angola della durata compresa tra 8 e 15 anni compren-
siva dell’opzione di rinnovo, nonché il noleggio pluriennale di
impianti di perforazione offshore (“rig”) in relazione alla sola
lease component; (ii) al settore Rening & Marketing e Chimica
per €765 milioni (€788 milioni al 31 dicembre 2020) e riguarda
le concessioni autostradali, le locazioni di terreni, le locazioni
di stazioni di servizio per le attività di commercializzazione dei
prodotti petroliferi, nonché le locazioni di mezzi navali per le
attività di shipping e il parco auto dedicato al business car sha-
ring; (iii) al settore Corporate e Altre attività per €541 milioni
(€526 milioni al 31 dicembre 2020) e riguarda principalmente i
contratti di atto degli immobili.
Gli incrementi sono riferiti principalmente: (i) al settore Explo-
ration & Production per €392 milioni e riguardano in particolare
il noleggio di “rig” di perforazione (€215 milioni) e mezzi navali
e relative basi logistiche per trasporto Oil & Gas (€159 milioni);
(ii) al settore Global Gas & LNG Portfolio per €343 milioni e ri-
guardano navi per il trasporto del GNL (€331 milioni); (iii) alla
linea di business Rening & Marketing per €251 milioni e ri-
guardano la locazione di mezzi navali per le attività di shipping
e stoccaggio della Eni Trade & Biofuels SpA (€108 milioni), nuo-
vi contratti ed estensione di contratti esistenti relativi a con-
cessioni autostradali, locazione terreni, locazione stazioni di
servizio e al parco auto dedicato al business car sharing (€122
milioni); (iv) al settore Corporate e Altre attività per €104 milioni
e riguardano due aerei ceduti e riacquistati mediante la formu-
la del leaseback (€69 milioni) e locazione di beni per le attività
di staff (auto aziendali, informatica, immobili) (€32 milioni).
La variazione dell’area di consolidamento è riferita alla linea di
business Plenitude per €75 milioni.
I principali contratti di leasing sottoscritti per i quali l’asset
non è stato ancora messo a disposizione riguardano: (i) un
contratto del valore nominale di circa €1,8 miliardi relativo a
una unità navale FPSO da utilizzare per lo sviluppo dell’Area
1 in Messico. L’asset è previsto entrare nelle disponibilità del
Gruppo come RoU nel 2022 con una durata del contratto no
al 2040; (ii) un contratto dal valore nominale di €437 milioni
relativo alla locazione di uci della durata di 20 anni com-
prensivo dell’opzione di proroga per ulteriori 6 anni; (iii) con-
tratti di capacità di stoccaggio e di noleggio navi time charter
per €311 milioni.
I principali esborsi futuri potenzialmente dovuti che non sono
riessi nella determinazione della passività per leasing sono
relativi a: (i) opzioni di proroga o risoluzione di contratti di lo-
cazione di immobili ad uso uci per €302 milioni; (ii) opzioni
di proroga relative alla locazione di stazioni di servizio per le
attività di commercializzazione dei prodotti petroliferi per €130
milioni; (iii) altre opzioni di proroga relativi a contratti di asset a
servizio del business upstream per €67 milioni.
(€ milioni)
Quote a breve di
passività per beni
in leasing a lungo
termine
Passività per beni
in leasing a lungo
termine
Totale
2021
Valore iniziale
849 4.169 5.018
Incrementi
1.102 1.102
Decrementi
(934) (5) (939)
Differenze di cambio da conversione
38 231 269
Variazione dell'area di consolidamento
14 89 103
Altre variazioni
981 (1.197) (216)
Valore nale
948 4.389 5.337
2020
Valore iniziale
889 4.759 5.648
Incrementi
808 808
Decrementi
(866) (3) (869)
Differenze di cambio da conversione
(40) (269) (309)
Altre variazioni
866 (1.126) (260)
Valore nale
849 4.169 5.018
Le passività per beni in leasing si analizzano come segue:
258
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
La passività per beni in leasing è riferibile per €1.684 milioni
(€1.652 milioni al 31 dicembre 2020) alla quota delle passivi-
tà di competenza di joint operator nei progetti a guida Eni che
sarà recuperata attraverso il meccanismo di riaddebito delle
cash call.
Il totale dei ussi nanziari in uscita per leasing comprende:
(i) i pagamenti per il rimborso della quota capitale della passi-
vità per beni in leasing per €939 milioni; (ii) gli interessi passi-
vi pagati per €307 milioni.
La passività per beni in leasing è denominata in dollari USA
per €3.690 milioni e in euro per €1.495 milioni.
La variazione dell’area di consolidamento è riferita alla linea di
business Plenitude per €72 milioni.
Le altre variazioni relative al diritto di utilizzo beni in leasing e
alle passività per beni in leasing riguardano essenzialmente la
chiusura anticipata o la rinegoziazione di contratti di leasing.
I debiti per beni in leasing verso parti correlate sono indicati
alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
(€ milioni)
2021
2020
2019
Altri ricavi e proventi
- proventi da remesurement delle passività per beni in leasing
18 12 6
18 12 6
Acquisti, prestazioni e costi diversi
- leasing di breve durata
85 67 115
- leasing di modico valore
31 37 39
- canoni di leasing variabili non inclusi nelle passività per beni in leasing
14 7 16
- incrementi per lavori interni - attività materiali
(4) (2) (2)
126 109 168
Ammortamenti e svalutazioni
- ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing
928 928 999
- capitalizzazioni ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing ad attività materiali
(110) (96) (210)
- svalutazioni diritto di utilizzo beni in leasing
59 47 41
877 879 830
Proventi (oneri) nanziari
- interessi passivi su passività per beni in leasing
(304) (347) (378)
- oneri nanziari su passività per beni in leasing imputati ad attività materiali
5 7 17
- differenze di cambio nette su passività per beni in leasing
(34) 24 (6)
(333) (316) (367)
Gli ammontari rilevati nel conto economico si analizzano come segue:
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
259
14 ATTIVITÀ IMMATERIALI
(€ milioni)
Diritti e potenziale
esplorativo
Diritti di brevetto
industriale e diritti
di utilizzazione delle
opere dell'ingegno
Altre attività
immateriali
Attività immateriali
a vita utile denita
Goodwill
Altre attività a vita
utile indenita
Totale
2021
Valore iniziale netto
888
162
589
1.639
1.297
2.936
Investimenti
12 28 244 284 284
Ammortamenti
(30) (89) (168) (287) (287)
Svalutazioni
(2) (14) (16) (22) (38)
Riprese di valore
21 21 21
Radiazioni
(35) (35) (35)
Variazione dell'area di consolidamento
11 226 237 1.574 24 1.835
Differenze di cambio da conversione
57 2 59 13 72
Altre variazioni
45 (34) 11 11
Valore nale netto
913
155
845
1.913
2.862
24
4.799
Valore nale lordo
1.707 1.709 4.843 8.259
Fondo ammortamento e svalutazione
794 1.554 3.998 6.346
2020
Valore iniziale netto
1.031 195 568 1.794 1.265 3.059
Investimenti
18 23 196 237 237
Ammortamenti
(53) (92) (130) (275) (275)
Svalutazioni
(23) (7) (30) (24) (54)
Riprese di valore
24 24 24
Radiazioni
(19) (5) (24) (24)
Variazione dell'area di consolidamento
7 7 70 77
Differenze di cambio da conversione
(66) (3) (69) (14) (83)
Altre variazioni
41 (66) (25) (25)
Valore nale netto
888 162 589 1.639 1.297 2.936
Valore nale lordo
1.613 1.623 4.399 7.635
Fondo ammortamento e svalutazione
725 1.461 3.810 5.996
I diritti e potenziale esplorativo riguardano il valore di libro re-
siduo dei bonus di rma e dei costi di acquisizione di licen-
ze esplorative relativi ad aree con riserve proved, oggetto di
ammortamento in base al criterio UOP e di impairment test,
e aree con riserve unproved i cui costi sono sospesi in attesa
dell’esito dell’attività esplorativa o ntantoché è confermato il
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
produttivi e diritti di utilizzazione di software.
Le radiazioni dei diritti e potenziale esplorativo di €35 milioni
committment del management nell’iniziativa. Gli investimenti
dell’anno riguardano bonus di rma relativi a nuovi acreage
esplorativi in Angola e Costa d’Avorio.
L’analisi dei diritti e potenziale esplorativo per tipologia di atti-
vità è la seguente:
sono riferite a titoli minerari esplorativi principalmente per
abbandono delle iniziative sottostanti per fattori geopolitici
e ambientali.
Le altre attività immateriali riguardano: (i) attività per acqui-
sizione di clientela della linea business Plenitude di €348
(€ milioni)
31.12.2021
31.12.2020
Diritti esplorativi proved
236 225
Diritti esplorativi unproved
677 653
Altri diritti esplorativi
10
913
888
260
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
milioni (€262 milioni al 31 dicembre 2020); (ii) concessioni,
licenze e marchi e diritti simili per €139 milioni (€88 milioni
al 31 dicembre 2020) ed includono diritti di trasporto di gas
naturale di importazione dall’Algeria per €32 milioni (€25
milioni al 31 dicembre 2020); (iii) customer relationship per
€109 milioni rilevati a seguito dell’acquisizione del gruppo
Finproject; (iv) investimenti in corso su gasdotti di cui Eni
ha acquisito i diritti di trasporto per €78 milioni (stesso am-
montare al 31 dicembre 2020).
Le altre attività immateriali a vita utile indenita riguardano l’ac-
quisizione dei brand XL EXTRALIGHT e Levirex di Finproject.
I principali coecienti di ammortamento adottati sono com-
presi nei seguenti intervalli e non hanno subito variazioni ap-
prezzabili rispetto all’esercizio 2020:
(%)
Diritti e potenziale esplorativo
UOP
Diritti di trasporto del gas naturale
3
Altre 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
4 - 20
Il saldo finale della voce goodwill è al netto di svalutazioni
cumulate per un totale di €2.500 milioni. Il goodwill per set-
tore di attività e linea di business si analizza come segue:
(€ milioni)
31.12.2021
31.12.2020
Plenitude
2.446 1.047
Rening & Marketing
173 93
Exploration & Production
139 146
Chimica
93
Corporate e Altre attività
11 11
2.862 1.297
La svalutazione del goodwill nel 2021 è riferita essenzial-
mente al settore Exploration & Production.
La variazione dell’area di consolidamento relativa al goodwill
è riferita: (i) per €728 milioni all’acquisizione del 100% di Be
Power SpA che tramite la controllata Be Charge è il secondo
operatore italiano nel segmento delle infrastrutture di rica-
rica per la mobilità elettrica; (ii) per €168 milioni all’acquisi-
zione del 100% di Aldro Energía y Soluciones SLU attiva nel
mercato iberico retail della vendita di energia elettrica, gas e
servizi; (iii) per €302 milioni all’acquisito di Eolica Lucana Srl,
Green Energy Management Services Srl (GEMS), Finpower
Wind Srl, Società Energie Rinnovabili SpA (SER), Società
Energie Rinnovabili 1 SpA (SER1) proprietarie di campi eoli-
ci onshore in esercizio; (iv) per €120 milioni all’acquisizione
di Dhamma Energy Group, proprietaria di una piattaforma
per lo sviluppo di impianti fotovoltaici in Francia e Spagna;
(v) per €93 milioni all’acquisizione del controllo di Finproject
da parte di Versalis; (vi) per €81 milioni all’acquisizione da
Azora Capital di un portafoglio di progetti di energia rinno-
vabile in sviluppo e capacità in esercizio; (vii) per €80 milioni
all’acquisizione del 100% di FRI-EL Biogas Holding (ora Eni-
BioCh4in SpA), attiva nel settore della bioenergia.
Le informazioni sulle allocazioni del goodwill derivanti dalle
operazioni di business combination sono fornite alla nota
n. 5 - Business combination e altre transazioni significative.
Il goodwill rilevato a seguito di business combination è attri-
buito alle cash generating unit (“CGU”) che beneficiano delle
sinergie derivanti dall’acquisizione.
Con riferimento alla linea di business Plenitude relativa alle
attività di vendita retail di gas naturale ed elettricità con signi-
cativi valori allocati di goodwill, in considerazione della mag-
giore integrazione tra i vari Paesi in cui opera il Gruppo Pleni-
tude e delle possibili sinergie transnazionali, la CGU denita
per la valutazione di recuperabilità del goodwill di comples-
sivi €1.214 milioni derivante dalle acquisizioni è stata estesa
dall’Italia all’intero perimetro di attività Mercato e ridenomina-
ta Retail. Tale goodwill riguarda: il buy-out delle minorities ex
Italgas nel 2003 per €706 milioni, società italiane focalizzate
in ambiti territoriali circoscritti, sinergiche ai principali bacini
di attività Eni (€198 milioni) in esercizi passati, l’acquisizione
nel 2021 del 100% di Aldro Energía y Soluciones SLU attiva nel
mercato iberico (€168 milioni), nonché il goodwill preesitente
per l’acquisizione di Eni Gas & Power France SA (€95 milioni)
e altri importi minori. 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, com-
preso l’ammontare del goodwill allocato, è stata verificata
mediante confronto con il valore d’uso stimato sulla base
dei flussi di cassa del piano quadriennale approvato dal
management e di un valore terminale calcolato con il me-
todo della perpetuity dell’ultimo anno del piano assumendo
un tasso di crescita nominale di lungo periodo pari a zero,
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
261
invariato. I flussi di cassa sono stati attualizzati al WACC
post-tax dell’attività retail rettificato per il rischio dei Paesi
di operatività, pari a una media di circa il 4,9%. Non vi sono
ipotesi razionali di variazione del tasso di sconto, del tas-
so di crescita, della redditività o dei volumi che comportino
l’azzeramento dell’headroom di circa €5 miliardi del valore
d’uso della CGU Retail rispetto al valore di libro, compreso il
goodwill ad essa allocato.
Nella linea di business Plenitude relativa alle attività rinno-
vabili, le CGU sono state individuate a livello di progetto si-
gnicativo, in alcuni casi raggruppati a livello societario per i
progetti/impianti caratterizzati da rilevanti sinergie. I ussi di
cassa comprendono sia quelli relativi agli asset esistenti sia
quelli connessi al processo di repowering. Per le acquisizioni
2021, l’impairment è stato condotto aggiornando il modello di
valutazione utilizzato per l’acquisizione confermando la recu-
perabilità dei goodwill allocati alle varie CGU.
Il goodwill della linea di business Plenitude relativo all’attivi-
tà E-mobility è riferito all’acquisizione avvenuta nel 2021 del
100% di Be Power SpA che tramite la controllata Be Charge è
il secondo operatore italiano nel segmento delle infrastrutture
di ricarica per la mobilità elettrica (€728 milioni) ed è stato va-
lutato aggiornando il modello di valutazione dell’operazione.
15 RIPRESE DI VALORE (SVALUTAZIONI) NETTE DI
ATTIVITÀ MATERIALI, IMMATERIALI E DIRITTO
DI UTILIZZO BENI IN LEASING
Le assunzioni per gli impairment test sul settore Plenitude &
Power sono indicate alla nota n. 14 - Attività immateriali. La
valutazione di recuperabilità dei valori d’iscrizione delle cash
generating unit (CGU) Oil & Gas è la più importante delle sti-
me contabili critiche del bilancio Eni in ragione del peso del
capitale investito nel settore sul totale dell’attivo consolida-
to e della complessità del processo di stima dei valori d’uso.
La determinazione dei ussi di cassa futuri associati all’uso
delle CGU Oil & Gas è funzione del giudizio e delle valutazioni
soggettive del management in relazione all’andamento futuro
di variabili caratterizzate da un’elevata alea d’incertezza qua-
li i prezzi di lungo termine degli idrocarburi, le vite utili degli
asset, le proiezioni di costi operativi e di sviluppo, i volumi
di riserve che saranno effettivamente recuperati, il timing e
i costi di decommissioning. Tra queste, i prezzi del petrolio
e del gas naturale costituiscono il principale driver di valore
e, trattandosi di commodity, presentano un elevato livello di
volatilità e di imprevedibilità dovuto alla diretta correlazione
con il ciclo macroeconomico. Le previsioni di prezzo adottate
da Eni per valutare sia la recuperabilità degli asset iscritti a
bilancio sia le decisioni d’investimento, sono elaborate sulla
base della view del management sull’evoluzione nel lungo
termine dei fondamentali del mercato, tra i quali principal-
mente l’evoluzione del mix energetico globale nei prossimi
venti-trent’anni in relazione agli obiettivi di decarbonizzazio-
ne degli Stati deniti nei propri piani nazionali, in linea con
gli obiettivi dell’Accordo di Parigi, la velocità del processo di
transizione energetica, gli impatti durevoli della pandemia del
COVID-19, l’andamento della domanda e dell’offerta di petro-
lio e gas naturale nel lungo termine, la crescita economica e
demograca, l’evoluzione delle tecnologie e delle policy relati-
ve al clima e il cambiamento nelle preferenze dei consumatori
e degli investitori.
Con riferimento al breve termine, il management considera
anche le curve forward e le previsioni di banche d’affari e altri
istituti specializzati.
Eni riconosce e sostiene il processo di transizione dell’econo-
mia verso un modello low carbon e gli obiettivi della COP 21 di
Parigi e su tale base ha elaborato una strategia di decarboniz-
zazione dei prodotti e dei processi industriali del Gruppo che
traguarda l’azzeramento netto delle emissioni Scope 1+2+3 al
2050. In coerenza con tale percorso che considera le possi-
bili evoluzioni del mercato e delle tecnologie e la progressiva
evoluzione del portafoglio prodotti della Compagnia, il mana-
gement ha adottato l’assunzione di un prezzo del petrolio di
lungo termine di 62 $/bbl in termini reali 2020 no al 2035,
per poi declinare a 46 $ nel 2050 in relazione all’assunzione di
progressivo phase out del petrolio dal mix energetico globale
per il conseguimento degli obiettivi climatici deniti dall’Ac-
cordo di Parigi.
Per il 2022-2023, le previsioni di prezzo nominale sono rispet-
tivamente $80 e $75/barile in considerazione della fase di
sostenuta ripresa macroeconomica globale, della disciplina
nanziaria e conseguente limitazione degli investimenti delle
società petrolifere internazionali quotate e dei problemi pro-
duttivi dell’OPEC+; i corrispondenti valori delle assunzioni di
impairment test 2020 erano $55 e $60/barile.
Per quanto riguarda il prezzo del gas naturale, mentre nel breve
termine il benchmark dei prezzi spot dell’Europa continentale
“TTF” è previsto in sensibile ripresa a $21,2 e $14,4/mmbtu
rispettivamente nel 2022 e nel 2023 (vs. $4,7 e $4,9/mmbtu
quali corrispondenti valori dell’impairment test 2020), nel lungo
termine il valore declina in relazione alle ipotesi di progressivo
spiazzamento del gas a opera delle rinnovabili e di ecienta-
mento dei consumi per una previsione di prezzo del TTF in mo-
neta reale 2020 di $8,5/mmbtu nel periodo 2025-2045, per poi
declinare ulteriormente a $6,2/mmbtu nel 2050.
Le previsioni di breve termine sono esposte alle imprevedibili
conseguenze del conitto in corso tra Russia e Ucraina che al
momento ha provocato una fase di volatilità senza precedenti
nel mercato delle commodity energetiche.
Il tasso di attualizzazione dei ussi 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 specico, il Ke considera
sia il premio per il rischio mercato non diversicabile misurato
sulla base dei rendimenti di lungo termine dello S&P 500, sia un
262
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
premio addizionale che considera l’esposizione ai rischi ope-
rativi dei Paesi di attività e i rischi della transizione energetica.
Il risultato è un Ke di circa il 10% che ha bilanciato la discesa
degli yield sugli asset risk free che entrano sia nel calcolo del
Ke sia nella determinazione del costo del debito, mantenendo
un costo del capitale di Gruppo nell’intorno del 7%.
Sulla base del rafforzamento dei prezzi degli idrocarburi at-
tesi nel breve-medio termine il management ha rilevato delle
parziali riprese di valore delle CGU svalutate nel precedente
bilancio. Le riprese di valore più signicative hanno riguardato
giacimenti a gas in Italia e giacimenti petroliferi in Congo, Li-
bia, Usa, Algeria, Turkmenistan, Nigeria e Timor Est. I tassi di
attualizzazione post-tax dei ussi sono compresi in un range
10,7%-6,5%; nel caso della ripresa di valore di maggiore entità
(superiore ai €100 milioni) il wacc post-tax del 6,8% si rideter-
mina in circa 18% pre-tax.
Nel complesso il valore d’uso delle proprietà Oil & Gas sti-
mato allo scenario e ai tassi di attualizzazione Eni, esprime
un headroom (differenza tra il valore d’uso e i valori di libro)
maggiore del 90% del valore di libro degli asset, compresi
i costi che il Gruppo ha pianificato per l’acquisto di credi-
ti di carbonio nell’ambito della partecipazione ai progetti di
conservazione delle foreste, che afferiscono al framework
REDD+ definito dalle Nazioni Unite. Nel calcolo sono inclusi
gli asset di tutte le società consolidate, delle joint ventures
e collegate, esclusa la Vår Energi AS e un asset oggetto di
arbitrato.
Considerata la soggettività delle assunzioni sottostanti la sti-
ma del valore d’uso, il management ha elaborato un’analisi
di sensitività dei valori degli asset Oil & Gas agli scenari di
decarbonizzazione elaborati dalla IEA: lo SDS WEO ’21 e il Net
Zero Emission 2050 (NZE 2050). I sensitivity test agli scenari
IEA SDS e NZE 2050 riguardano sia le assunzioni di prezzo
delle materie prime energetiche diverse da quelle adottate dal
management, sia l’utilizzo di un costo per le emissioni di CO
2
in tutte le aree geograche dove Eni svolge attività Oil & Gas
sulla base dei prezzi riportati nella tabella seguente:
Con riferimento allo scenario NZE 2050, per il quale non sono
considerate possibili azioni di recupero di valore, quali ripro-
grammazione/cancellazione di attività di sviluppo pianica-
te, rinegoziazioni contrattuali, effetto sui costi o azioni volte
ad accelerare il pay-back period, si determina un headroom,
cioè l’eccedenza del complessivo valore d’uso rispetto al cor-
rispondente valore di bilancio delle CGU E&P, consistente e in
eccesso di oltre il 30% rispetto ai dati di bilancio.
La valutazione di recuperabilità degli attivi nel 2021 comprende
la svalutazione del valore di libro residuo delle ranerie e joint
operation in Italia e in Europa per un ammontare pari a €1.179
milioni (compresi investimenti di stay-in-business di CGU pre-
cedentemente svalutate). Tale perdita ha come driver il sensi-
bile peggioramento dei margini, compressi dal peggioramento
dei crack spread dei prodotti e dall’aumento del costo delle
utility indicizzate al gas, e le ridotte prospettive di redditività
delle CGU Eni a causa di fattori di debolezza strutturale dell’in-
dustria della ranazione europea (dimensione subottimale de-
gli impianti, pressione competitiva da parte di ranatori più ef-
cienti) e delle proiezioni di modesta ripresa della domanda di
carburanti anche per effetto della competizione della mobilità
elettrica. Inoltre, i costi operativi sono penalizzati dall’aumento
degli oneri per acquisto dei permessi di emissione nell’ambito
dello Emissions Trading System europeo.
Headroom valore d’uso delle
CGU O&G vs. Valori di libro eccedenza %
Assunzioni al 2050
in termini reali USD 2020
Costi
CO
2
deducibili
Costi
CO
2
non deducibili
Prezzo Brent
Prezzo
gas europeo
Costo
CO
2
Scenario Eni
~90% - 46 $/bbl 6,2 $/mmBTU
proiezioni costi co
2
EU/ETS + previsione
costi di forestry
Scenario IEA SDS WEO 2021
76% 75% 50 $/bbl 4,5 $/mmBTU 200-95 per tonnellata di CO
2
*
Scenario IEA NZE 2050
35% 32% 24 $/bbl 3,6 $/mmBTU 250-55 per tonnellata di CO
2
*
(*) Prezzo differenziato a seconda di economia classicata come “avanzata” o “emergente”.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
263
Le acquisizioni e sottoscrizioni riguardano per €480 milioni
l’acquisizione del 20% delle partecipazioni Doggerbank Off-
shore Wind Farm Project 1 Holdco Ltd e Doggerbank Offsho-
re Wind Farm Project 2 Holdco Ltd che stanno sviluppando il
progetto eolico offshore nel Mare del Nord britannico Dogger
Bank (A e B).
Le cessioni e rimborsi riguardano essenzialmente: (i) la ces-
sione di Unión Fenosa Gas SA per €232 milioni al partner spa-
gnolo Naturgy a seguito della ristrutturazione societaria della
venture con la ripartizione degli asset fra i soci; (ii) il rimborso
di capitale di Angola LNG Ltd per €130 milioni.
Le minusvalenze da valutazione con il metodo del patrimonio
netto sono riferite a: (i) Saipem SpA per €752 milioni dovuta
sia alle perdite gestionali su commesse sia alla rilevazione di
oneri straordinari e di ristrutturazione. La perdita è stata sti-
mata dal management sulla base delle migliori informazioni
disponibili sul mercato e dei risultati preliminari dell’esercizio
2021 annunciati dalla partecipata; (ii) Abu Dhabi Oil Rening
Co (TAKREER) per €362 milioni relativi alla perdita di esercizio
dovuta principalmente alla rilevazione di svalutazioni di im-
pianti per minori prospettive di redditività e accantonamenti
di decommissioning per chiusura di alcune linee produttive.
La valutazione con il metodo del patrimonio netto ha compor-
tato l’iscrizione di una perdita di €78 milioni per la Cardón IV
SA (Eni 50%) che opera il giacimento a gas Perla in Venezuela
che sconta il rallentamento dell’attività e dei prelievi di gas da
parte di PDVSA in relazione al dicile contesto operativo e le
perdite su crediti. Il valore residuo di €51 milioni della parteci-
pazione nell’altro progetto venezuelano PetroJunín è stato az-
zerato per mancanza di prospettive di redditività del progetto.
Il decremento per dividendi è riferito per €561 milioni alla Vår
Energi AS.
16 PARTECIPAZIONI
PARTECIPAZIONI VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO
2021 2020
(€ 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
80 2.832 3.837 6.749 86 4.592 4.357 9.035
Acquisizioni e sottoscrizioni
1 558 103 662 2 75 198 275
Cessioni e rimborsi
(21) (231) (133) (385) (3) (1) (4)
Plusvalenze da valutazione
al patrimonio netto
6 31 165 202 3 21 14 38
Minusvalenze da valutazione
al patrimonio netto
(3) (910) (381) (1.294) (2) (1.399) (332) (1.733)
Decremento per dividendi
(25) (586) (16) (627) (5) (296) (13) (314)
Variazione dell'area di consolidamento
5 355 360 3 30 1 34
Differenze di cambio da conversione
2 83 296 381 (4) (254) (345) (603)
Altre variazioni
(1) (75) (85) (161) (3) 66 (42) 21
Valore nale
44 2.057 3.786 5.887 80 2.832 3.837 6.749
264
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
31.12.2021 31.12.2020
(€ milioni)
Valore
contabile
%
di partecipazione
Valore
contabile
%
di partecipazione
Imprese controllate:
- Eni BTC Ltd
2 100,00 24 100,00
- Altre
42 56
44
80
Imprese in joint venture:
- Vår Energi AS
645 69,85 1.144 69,85
- Mozambique Rovuma Venture SpA
355
35,71
- Cardón IV SA
279 50,00 199 50,00
- Doggerbank Offshore Wind Farm Project 1 Holdco Ltd
246 20,00
- Doggerbank Offshore Wind Farm Project 2 Holdco Ltd
238
20,00
- Saipem SpA
137 31,20 908 31,08
- Lotte Versalis Elastomers Co Ltd
54 50,00 51 50,00
- Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA
27
70,00
32
70,00
- PetroJunín SA
40,00 50 40,00
- Unión Fenosa Gas SA
242 50,00
- Gas Distribution Company of Thessaloniki - Thessaly SA
140
49,00
- Altre
76 66
2.057
2.832
Imprese collegate:
- Abu Dhabi Oil Rening Co (Takreer)
2.151 20,00 2.335 20,00
- Angola LNG Ltd
1.084 13,60 1.039 13,60
- Coral FLNG SA
156 25,00 138 25,00
- Novis Renewables Holdings Llc
75 49,00 65 49,00
- United Gas Derivatives Co
75 33,33 58 33,33
- Bluebell Solar Class A Holdings II Llc
71 99,00
- ADNOC Global Trading Ltd
42 20,00 20,00
- Finproject SpA
73 40,00
- Altre
132 129
3.786
3.837
5.887
6.749
La partecipazione detenuta nella società Mozambique Rovu-
ma Venture SpA è stata riclassicata da joint operation a joint
venture. Le motivazioni della riclassica sono riportate alla n.
4 - Principi contabili di recente emanazione - Modica della
classicazione del joint arrangement Mozambique Rovume
Venture SpA.
Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio net-
to sono analizzate per settore di attività alla nota n. 35 - In-
formazioni per settore di attività e per area geografica.
I valori di libro delle imprese valutate con il metodo del pa-
trimonio netto sono superiori rispetto ai patrimoni netti con-
tabili per €487 milioni; la differenza è riferita principalmente
alle partecipazioni Doggerbank Offshore Wind Farm Project
1 Holdco Ltd e Doggerbank Offshore Wind Farm Project 2
Holdco Ltd per €483 milioni e riflette le prospettive reddituali
delle iniziative valutate all’atto dell’acquisizione.
Al 31 dicembre 2021 i valori di libro e di mercato della Saipem
SpA, società partecipata da Eni quotata in borsa, sono i seguenti:
Saipem SpA
Numero di azioni
308.767.968
% di partecipazione
31,20
Prezzo delle azioni (€)
1,845
Valore di mercato (€ milioni)
570
Valore di libro (€ milioni)
137
Il valore netto delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto riguarda le seguenti imprese:
Le ulteriori informazioni richieste sulle partecipazioni sono indicate alla nota n. 37 - Altre informazioni sulle partecipazioni.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
265
I crediti nanziari sono esposti al netto del fondo svalutazione che si analizza come segue:
(€ milioni)
2021
2020
Valore iniziale
352 379
Accantonamenti
41 7
Utilizzi
(15) (7)
Differenze di cambio da conversione
25
(26)
Altre variazioni
(1)
Valore nale
403
352
ALTRE PARTECIPAZIONI
(€ milioni)
2021
2020
Valore iniziale
957
929
Acquisizioni e sottoscrizioni
175 8
Valutazione al fair value con effetto a OCI
105 24
Cessioni e rimborsi
(12)
Differenze di cambio da conversione
57 (61)
Altre variazioni
69
Valore nale
1.294
957
La valutazione del fair value delle principali partecipazioni mino-
ritarie non quotate, rientrante nel livello 3 della gerarchia del fair
value, è stata determinata adottando principalmente, quale tec-
nica di valutazione, un approccio che tiene conto del patrimonio
netto contabile e del valore attuale degli extra redditi attesi (c.d.
residual income approach). Tale tecnica di valutazione conside-
ra, tra l’altro, i seguenti input: (i) gli utili netti attesi, considerati
rappresentativi della futura prottabilità delle partecipate, de-
terminati sulla base dei piani aziendali e retticati, ove oppor-
tuno, per tener conto delle ipotesi che sarebbero considerate
da operatori di mercato; (ii) il costo del capitale, retticato per
tener conto del rischio Paese specico in cui si svolgono le at-
tività intraprese dalle partecipate. Variazioni dell’1% del costo
del capitale considerato nella valutazione non producono signi-
cative modiche alla valutazione del fair value.
Le acquisizioni e sottoscrizioni riguardano per €120 milioni il
versamento di acconti per l’acquisto di partecipazioni.
La valutazione al fair value con effetto ad OCI è riferita per €106
milioni alla Novamont SpA.
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 2021 inclu-
de la Nigeria LNG Ltd per €637 milioni (€579 milioni al 31 di-
cembre 2020), la Saudi European Petrochemical Co ‘IBN ZAHR’
per €124 milioni (€115 milioni al 31 dicembre 2020) e la Nova-
mont SpA per €183 milioni (€77 milioni al 31 dicembre 2020).
Le partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto,
collegate e rilevanti al 31 dicembre 2021 sono indicate nell’alle-
gato “Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2021” che costi-
tuisce parte integrante delle presenti note.
17 ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE
31.12.2021
31.12.2020
(€ milioni)
Correnti
Non correnti
Correnti
Non correnti
Crediti nanziari strumentali all’attività operativa a lungo termine
17 1.832 29 953
Crediti nanziari strumentali all’attività operativa a breve termine
39 22
56
1.832
51
953
Crediti nanziari non strumentali all’attività operativa
4.252
203
4.308 1.832 254 953
Titoli strumentali all’attività operativa
53 55
4.308 1.885 254 1.008
268
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Costo Ammortizzato
(€ milioni)
Valore Nominale
(€ milioni)
Fair Value
(€ milioni)
Tasso di rendimento
nominale
%
Anno di scadenza
Classe di rating
Moody’s
Classe di rating S&P
Stati Sovrani
Tasso sso
Italia
24 24 24 da 0,0 a 1,75 dal 2022 al 2031 Baa3 BBB
Altri
(*)
16 16 16 da 0,0 a 0,20 dal 2023 al 2025 da Aa3 a Baa1 Da AA a A
Tasso variabile
Italia
11 11 11 da 0,22 a 0,43 dal 2022 al 2025 Baa3 BBB
Altri
2 2 2 1,10 2022 Baa2 BBB
Totale Stati Sovrani
53
53
53
(*) Di importo unitario inferiore a €10 milioni.
Tutti i titoli in portafoglio scadono entro cinque anni.
Il fair value dei titoli è determinato sulla base delle quotazioni
di mercato.
I crediti nanziari strumentali all’attività operativa riguardano
nanziamenti concessi principalmente dal settore Exploration
& Production (€1.763 milioni) a società collegate e joint agre-
ement per l’esecuzione di progetti industriali di interesse Eni.
Tali crediti sono espressione di interessenze di lungo termine
nelle iniziative nanziate. L’esposizione maggiore è nei con-
fronti: (i) della Mozambique Rovuma Venture SpA per €1.008
milioni; (ii) della Coral FLNG SA per €383 milioni (€288 milioni
al 31 dicembre 2020); (iii) della joint venture Cardón IV SA (Eni
50%) in Venezuela operatore del giacimento a gas Perla, nei
confronti della quale è outstanding un credito nanziario di
€199 milioni (€383 milioni al 31 dicembre 2020).
I crediti nanziari strumentali all’attività operativa con scaden-
za oltre i 5 anni ammontano a €399 milioni (€771 milioni al 31
dicembre 2020).
Il fair value dei crediti nanziari strumentali all’attività operativa
non correnti ammonta a €1.832 milioni ed è stimato sulla base
del valore attuale dei ussi di cassa futuri con tassi di sconto
compresi tra -0,3% e 1,7% (-0,5% e 1,4% al 31 dicembre 2020).
La recuperabilità del credito nanziario verso la joint venture
Cardón IV SA, oltre che sulla base del modello di expected loss
è valutato sulla base della recuperabilità dell’investimento fatto
I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rap-
porti con parti correlate.
L’analisi dei titoli per emittente è la seguente:
dalla JV per lo sviluppo del giacimento Perla, corrispondente
al valore attuale dei ussi di cassa futuri associati alla vendita
delle riserve di gas che scontano l’apprezzamento del rischio
controparte sotto forma di dilazione dei tempi di incasso dei
fatturati futuri.
Per la valutazione delle altre attività nanziarie a lungo termine
è stata considerata la probabilità di default nei successivi 12
mesi non essendosi ravvisati signicativi deterioramenti dei
meriti di credito.
I crediti nanziari non strumentali all’attività operativa riguar-
dano per €4.233 milioni (€203 milioni al 31 dicembre 2020)
depositi vincolati a garanzia di operazioni su contratti derivati
riferiti essenzialmente al settore Global Gas & LNG Portfolio e
per €19 milioni depositi presso banche come impiego di sur-
plus di liquidità.
I crediti nanziari sono denominati in euro e in dollari USA ri-
spettivamente per €3.729 milioni e €1.980 milioni.
I titoli strumentali all’attività operativa sono emessi da Stati
Sovrani.
Titoli per €20 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2020)
sono vincolati a garanzia del cauzionamento bombole del gas
sulla base di norme di legge italiane.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
269
18 DEBITI COMMERCIALI E ALTRI DEBITI
19 PASSIVITÀ FINANZIARIE
L’incremento dei debiti commerciali di €8.116 milioni è riferi-
to ai settori Global Gas & LNG Portfolio per €6.626 milioni e
Refining & Marketing e Chimica per €1.220 milioni.
I debiti verso altri comprendono: (i) debiti verso il personale
per €328 milioni (€255 milioni al 31 dicembre 2020); (ii) gli
importi ancora dovuti per l’attivazione della clausola take-or-
pay dei contratti di fornitura long-term di €185 milioni (€371
milioni al 31 dicembre 2020); (iii) debiti verso istituti di pre-
videnza e sicurezza sociale per €112 milioni (€92 milioni al
31 dicembre 2020).
L’incremento delle passività nanziarie di €1.108 milioni è detta-
gliato nella tabella “Variazioni delle passività nanziarie derivanti
da attività di nanziamento” riportata alla ne della presente nota.
I debiti nanziari rappresentati da titoli di credito riguardano
l’emissione di commercial paper da parte delle società nan-
ziarie del Gruppo.
Al 31 dicembre 2021 le passività nanziarie con banche com-
prendono contratti di nanziamento sustainability-linked, che
prevedono un meccanismo di aggiustamento del costo del -
nanziamento collegato al conseguimento di determinati obiettivi
di sostenibilità, per €1.300 milioni (tale ammontare non conside-
ra le linee di credito committed utilizzate al 31 dicembre 2021).
(€ milioni)
31.12.2021
31.12.2020
Debiti commerciali
16.795 8.679
Acconti e anticipi da partner per attività di esplorazione e produzione
552 417
Debiti verso fornitori per attività di investimento
1.732 1.393
Debiti verso partner per attività di esplorazione e produzione
1.188 1.120
Debiti verso altri
1.453 1.327
21.720 12.936
31.12.2021
31.12.2020
(€ milioni)
Passività
nanziarie
a breve termine
Quote a breve
di passività
nanziarie
a lungo termine
Passività
nanziarie
a lungo termine
Totale
Passività
nanziarie
a breve termine
Quote a breve
di passività
nanziarie
a lungo termine
Passività
nanziarie
a lungo termine
Totale
Banche
362 347 4.650
5.359
337 759 3.193
4.289
Obbligazioni ordinarie
913 18.049
18.962
1.140 18.280
19.420
Obbligazioni convertibili
399
399
396
396
Sustainability‐Linked Bond
2 996
998
Debiti nanziari rappresentati da titoli di credito
836
836
2.233
2.233
Altri nanziatori
1.101 120 19
1.240
312 10 26
348
2.299 1.781 23.714 27.794 2.882 1.909 21.895 26.686
I debiti commerciali e altri debiti sono denominati in euro e in
dollari USA rispettivamente per €14.250 milioni e €5.864 milioni.
La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti
non produce effetti signicativi considerato il breve periodo di
tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza.
I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rap-
porti con parti correlate.
Eni ha stipulato con la Banca Europea per gli Investimenti ac-
cordi di nanziamento a lungo termine che prevedono il mante-
nimento di un rating minimo. Nel caso di perdita del rating mi-
nimo, gli accordi prevedono la facoltà per la Banca Europea per
gli Investimenti di richiedere garanzie alternative accettabili per
la stessa Banca. Al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020 i
debiti nanziari soggetti a queste clausole restrittive ammon-
tavano rispettivamente a €899 milioni e a €1.051 milioni. Eni ha
rispettato le condizioni concordate.
Le obbligazioni ordinarie riguardano il programma di Euro Me-
dium Term Notes per complessivi €15.542 milioni e altri presti-
ti obbligazionari per complessivi €3.420 milioni.
270
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
L’analisi delle obbligazioni ordinarie per emittente e per valuta con l’indicazione della scadenza e del tasso di interesse è la seguente:
Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto
mesi ammontano a €703 milioni. Nel corso del 2021 non sono
state emesse nuove obbligazioni ordinarie.
Importo
Disaggio
di emissione
e rateo di interesse
Totale
Valuta
Scadenza
Tasso
(%)
(€ milioni)
da a da a
Società emittente
Euro Medium Term Notes
Eni SpA
1.000 29
1.029
EUR 2029 3,625
Eni SpA
1.200 15
1.215
EUR 2025 3,750
Eni SpA
1.000 13
1.013
EUR 2023 3,250
Eni SpA
1.000 10
1.010
EUR 2026 1,500
Eni SpA
1.000 10
1.010
EUR 2031 2,000
Eni SpA
1.000 3
1.003
EUR 2030 0,625
Eni SpA
1.000 1
1.001
EUR 2026 1,250
Eni SpA
900 (1)
899
EUR 2024 0,625
Eni SpA
800 1
801
EUR 2028 1,625
Eni SpA
750 11
761
EUR 2024 1,750
Eni SpA
750 7
757
EUR 2027 1,500
Eni SpA
750 (4)
746
EUR 2034 1,000
Eni SpA
700 3
703
EUR 2022 0,750
Eni SpA
650 4
654
EUR 2025 1,000
Eni SpA
600 (3)
597
EUR 2028 1,125
Eni Finance International SA
1.545 (4)
1.541
USD 2026 2027 variabile
Eni Finance International SA
795 7
802
EUR 2025 2043 1,275 5,441
15.440 102 15.542
Altri prestiti obbligazionari
Eni SpA
883 7
890
USD 2023 4,000
Eni SpA
883 4
887
USD 2028 4,750
Eni SpA
883
883
USD 2029 4,250
Eni SpA
309 1
310
USD 2040 5,700
Eni USA Inc
353
353
USD 2027 7,300
CEF3 Wind Energy SpA
99 (2)
97
EUR 2025 2,010
3.410 10 3.420
18.850 112 18.962
(€ milioni)
Importo
Disaggio
di emissione
e rateo di interesse
Totale
Valuta
Scadenza
Tasso
(%)
Eni SpA
400 (1)
399
EUR 2022 0,000
Le informazioni relative al prestito obbligazionario convertibile
emesso da Eni SpA sono le seguenti:
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
271
Il prestito obbligazionario prevede una formula equity-linked
cash-settled non diluitivo con un valore di rimborso legato al
prezzo di mercato delle azioni Eni. Gli obbligazionisti hanno
la facoltà di esercitare il diritto di conversione in determinati
periodi e/o in presenza di determinati eventi, fermo restando
che le obbligazioni saranno regolate mediante cassa, senza
effetto diluitivo per gli azionisti. Al ne di gestire l’esposizione
al rischio di prezzo, sono state acquistate opzioni call sulle
azioni Eni che saranno regolate su base netta per cassa (c.d.
cash-settled call options). Il prezzo iniziale di conversione del-
le obbligazioni è stato ssato a €17,62 ed include un premio
del 35% rispetto al prezzo di riferimento delle azioni riferibile al
momento dell’emissione. Il prestito obbligazionario convertibi-
le è valutato al costo ammortizzato; l’opzione di conversione,
implicita negli strumenti nanziari emessi, e le opzioni call sulle
Al 31 dicembre 2021 Eni dispone di linee di credito uncommit-
ted non utilizzate a breve termine per €6.207 milioni (€7.183
milioni al 31 dicembre 2020) e di linee di credito committed
non utilizzate per €2.835 milioni, di cui €2.820 milioni scadenti
oltre 12 mesi (€5.295 milioni al 31 dicembre 2020, di cui 4.750
milioni scadenti oltre 12 mesi). Questi contratti prevedono inte-
ressi e commissioni di mancato utilizzo in linea con le normali
condizioni di mercato. Al 31 dicembre 2021 le linee di credito
committed, utilizzate e non utilizzate, comprendono contratti
azioni Eni acquistate sono valutate a fair value con imputazio-
ne degli effetti a conto economico. Il prestito obbligazionario
scade nei prossimi 12 mesi.
Nel corso dell’esercizio 2021 Eni, nell’ambito del programma
di Euro Medium-Term Notes, ha emesso sustainability-linked
bond per un ammontare nominale complessivo di €1.000
milioni le cui obbligazioni sono collegate al conseguimento
di determinati obiettivi di sostenibilità, che riguardano: (i) Net
Carbon Footprint upstream (emissioni GHG Scope 1 + Scope
2) inferiori o uguali a 7,4 milioni di tonnellate di CO
2
equivalenti
entro il 2024; (ii) capacità installata da fonti rinnovabili di 5 GW
entro il 2025. Nel caso di mancato raggiungimento di uno dei
due obiettivi gli accordi prevedono un incremento del tasso di
interesse. Le informazioni relative alle obbligazioni sustainabi-
lity-linked bond sono le seguenti:
sustainability-linked per €4.850 milioni. L’utilizzo delle linee di
credito è avvenuto per adempiere gli obblighi di mantenere un
ammontare adeguato di depositi nanziari (margin call) a ga-
ranzia del settlement delle operazioni in derivati su commodity
in relazione ai signicativi aumenti dei prezzi spot del gas e
dell’energia elettrica registrati nel dicembre 2021.
Al 31 dicembre 2021 non risultano inadempimenti di clausole
contrattuali connesse a contratti di nanziamento.
31.12.2021
31.12.2020
Passività nanziarie
a breve termine
(€ milioni)
Tasso medio
(%)
Passività nanziarie
a lungo termine
e quote a breve di
passività nanziarie
a lungo termine
(€ milioni)
Tasso medio
(%)
Passività nanziarie
a breve termine
(€ milioni)
Tasso medio
(%)
Passività nanziarie
a lungo termine e
quote a breve di
passività nanziarie a
lungo termine
(€ milioni)
Tasso medio
(%)
Euro
1.356
20.399
1,5
1.004
19.142
1,7
Dollaro USA
928 0,2 5.096 3,8 1.870 1,1 4.522 4,6
Altre valute
15 (0,3) 8 (0,5) 140 4,3
Totale
2.299 25.495 2.882 23.804
(€ milioni)
Importo
Disaggio
di emissione
e rateo di interesse
Totale
Valuta
Scadenza
Tasso
(%)
Eni SpA
1.000 (2)
998
EUR 2028 0,375
Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes,
grazie al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali no
a €20 miliardi; al 31 dicembre 2021 il programma risulta utilizza-
to per €16,4 miliardi.
Le passività nanziarie sono di seguito analizzate nella valuta in
cui sono denominate e con l’indicazione del tasso medio ponde-
rato di riferimento.
272
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
l fair value dei debiti nanziari è stimato sulla base del valore
attuale dei ussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi
tra -0,3% e 1,7% (-0,5% e 1,4% al 31 dicembre 2020).
La valutazione al fair value delle passività nanziarie a breve
termine non produce effetti signicativi considerato il breve
periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua
scadenza e le condizioni di remunerazione.
(€ milioni)
31.12.2021
31.12.2020
Obbligazioni ordinarie e Sustainability‐Linked Bond
23.070 22.429
Obbligazioni convertibili
513 497
Banche
5.029 4.008
Altri nanziatori
138 36
28.750 26.970
La variazione dell’area di consolidamento è riferita alla linea di bu-
siness Plenitude per €474 milioni e alla linea di business Rening
& Marketing per €213 milioni.
Le altre variazioni non monetarie comprendono €1.102 milioni di
assunzioni di passività per beni in leasing (€808 milioni al 31 di-
cembre 2020).
Le passività per beni in leasing sono commentate alla nota n. 13
- Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing.
I debiti nanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36
- Rapporti con parti correlate.
(€ milioni)
Debiti nanziari a
lungo termine
e quote a breve di
debiti nanziari
a lungo termine
Debiti nanziari
a breve termine
Passività per beni
in leasing a lungo
termine e quote a
breve di passività
per leasing a
lungo termine
Totale
Valore al 31.12.2020
23.804 2.882 5.018 31.704
Variazioni monetarie
666
(910)
(939)
(1.183)
Differenze di cambio da conversione e da allineamento
255 153 303 711
Variazione dell'area di consolidamento
545 160 103 808
Altre variazioni non monetarie
225
14
852
1.091
Valore al 31.12.2021
25.495
2.299
5.337
33.131
Valore al 31.12.2019
22.066 2.452 5.648 30.166
Variazioni monetarie
2.178 937 (869) 2.246
Differenze di cambio da conversione e da allineamento
(348)
(528)
(333)
(1.209)
Variazione area di consolidamento
64 22 4 90
Altre variazioni non monetarie
(156) (1) 568 411
Valore al 31.12.2020
23.804
2.882
5.018
31.704
VARIAZIONI DELLE PASSIVITÀ FINANZIARIE DERIVANTI DA ATTIVITÀ DI FINANZIAMENTO
20 ANALISI DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
Lo schema dell’indebitamento nanziario netto è stato aggior-
nato sulla base delle indicazioni Consob che ha richiesto nuove
voci o nuove aggregazioni di voci esistenti. L’indebitamento -
Il fair value dei debiti nanziari a lungo termine, comprensivi della quota a breve termine si analizza come segue:
nanziario netto posto a confronto è stato rideterminato alla luce
del nuovo schema senza modiche quantitative.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
273
21 FONDI PER RISCHI E ONERI
Il fondo abbandono e ripristino siti e social project accoglie
la stima dei costi che saranno sostenuti al termine dell’atti-
vità di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei
pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti (€8.580
milioni). La rilevazione iniziale e variazione stima comprende
l’incremento dell’asset retirement cost delle attività materiali
del settore Exploration & Production. Il fondo include anche la
stima degli oneri per social project da sostenere a fronte degli
(€ 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 OIL
Fondo esodi agevolati
Altri fondi
Totale
Valore al 31.12.2020
9.362 2.263 385 170 258 198 95 53 654 13.438
Accantonamenti
289 234 34 102 15 2 1 219 896
Rilevazione iniziale e variazione stima
195 195
Oneri nanziari connessi al trascorrere del tempo
153
(9)
144
Utilizzi a fronte oneri
(469) (313) (90) (9) (63) (3) (308) (1.255)
Utilizzi per esuberanza
(10) (72) (8) (16) (4) (36) (45) (191)
Differenze cambio da conversione
445
2
21
8
3
1
8
488
Altre variazioni
(65) (16) (26) 16 (2) (5) (1) (23) (122)
Valore al 31.12.2021
9.621 2.206 452 211 295 195 93 15 505 13.593
Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono cir-
ca €115 milioni soggetti a misure di pignoramento da parte di
terzi e di vincoli relativi al pagamento di debiti.
L’aumento delle altre attività nanziarie correnti è dovuto all’a-
dempimento delle obbligazioni nei confronti delle istituzioni
nanziarie e dei commodity-based exchange di incrementare
i depositi a garanzia del settlement delle operazioni in derivati
su commodity e riette l’eccezionale aumento dei prezzi spot
del gas e dell’energia elettrica registrato in Europa nel dicem-
bre 2021 (margin call).
Le altre attività nanziarie correnti comprendono: (i) le attività
nanziarie destinate al trading che sono commentate alla nota
n. 7 - Attività nanziarie destinate al trading; (ii) crediti nanziari
che sono commentati alla nota n. 17 - Altre attività nanziarie.
La composizione delle voci relative ai debiti nanziari correnti
e non correnti è indicata alla nota n. 19 - Passività nanziarie.
La quota corrente del debito nanziario non corrente e il de-
bito nanziario non corrente comprendono passività per beni
in leasing rispettivamente per €948 milioni e €4.389 milioni
(rispettivamente €849 milioni e €4.169 milioni al 31 dicembre
2020) di cui, €1.684 milioni (€1.652 milioni al 31 dicembre
2020) relativi alla quota delle passività di competenza dei
joint operator nei progetti a guida Eni che sarà recuperata at-
traverso il meccanismo di riaddebito delle cash call. Maggiori
informazioni sulle passività per beni in leasing sono riportate
alla nota n. 13 - Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per
beni in leasing.
(€ milioni)
31.12.2021 31.12.2020
A. Disponibilità liquide
2.758 2.500
B, Mezzi equivalenti a disponibilità liquide
5.496 6.913
C. Altre attività nanziarie correnti
10.553 5.705
D. Liquidità (A+B+C)
18.807 15.118
E. Debito nanziario corrente
3.613 4.022
F. Quota corrente del debito nanziario non corrente
1.415
1.618
G. Indebitamento nanziario corrente (E+F)
5.028 5.640
H. Indebitamento nanziario corrente netto (G-D)
(13.779) (9.478)
I. Debito nanziario non corrente
9.058 7.388
J. Strumenti di debito
19.045 18.676
K. Debiti commerciali e altri debiti non correnti
L. Indebitamento nanziario non corrente (I+J+K)
28.103 26.064
M. Totale indebitamento nanziario (H+L)
14.324
16.586
274
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
L’ammontare della passività relative agli impegni Eni di coper-
tura delle spese sanitarie del personale è determinato conside-
rando, tra l’altro, i contributi versati dall’azienda.
Gli altri fondi per beneci ai dipendenti riguardano gli incentivi
impegni assunti e in corso di formalizzazione tra Eni SpA e la
Regione Basilicata in relazione al programma di sviluppo petro-
lifero nell’area della concessione Val d’Agri (€134 milioni). Gli
oneri nanziari connessi al trascorrere del tempo rilevati a con-
to economico di €153 milioni sono stati determinati con tassi
di attualizzazione compresi tra -0,4% e 3,8% (-0,2% e 3,7% al 31
dicembre 2020). Gli esborsi connessi agli interventi di smantel-
lamento e di ripristino saranno sostenuti in un arco temporale
che copre i prossimi 50 anni.
Il fondo rischi ambientali accoglie la stima degli oneri relativi
a interventi di bonica 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 per i quali sussiste, alla data di bilancio, un’ob-
bligazione 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 vericarono gli episodi di
inquinamento o a causa della responsabilità di terzi operatori
ai quali Eni è subentrato nella gestione del sito. Il presuppo-
sto per la rilevazione di tali costi ambientali è l’approvazione o
la presentazione dei relativi progetti alle competenti ammini-
strazioni, ovvero l’assunzione di un impegno verso le compe-
tenti amministrazioni quando supportato da adeguate stime.
Alla data di bilancio, la consistenza del fondo è riferita alla Eni
Rewind SpA per €1.532 milioni e alla linea di business Rening
& Marketing per €376 milioni.
Il fondo rischi per contenziosi accoglie gli oneri previsti a fronte
di contenziosi in sede giudiziale e stragiudiziale, correlati a con-
testazioni contrattuali e procedimenti di natura commerciale,
anche in sede arbitrale, sanzioni per procedimenti antitrust e di
altra natura. Il fondo è stato stanziato sulla base della miglior
stima della passività esistente alla data di bilancio ed è riferito
al settore Exploration & Production per €258 milioni. Gli utilizzi
a fronte oneri sono relativi per €61 milioni alla risoluzione di
dispute contrattuali del settore Exploration & Production.
Il fondo per imposte non sul reddito riguarda gli oneri che si
prevede di sostenere per contenziosi e contestazioni penden-
ti con le Autorità scali in relazione alle incertezze applicative
delle norme in vigore ed è riferito al settore Exploration & Pro-
duction per €186 milioni.
Il fondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione
accoglie gli oneri verso terzi previsti a fronte dei sinistri assicu-
rati dalla compagnia di assicurazione di Gruppo Eni Insurance
DAC. A fronte di tale passività sono iscritti all’attivo di bilancio
€94 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
stanziamenti effettuati in sede di valutazione delle partecipa-
zioni a fronte di perdite eccedenti il patrimonio netto delle im-
prese partecipate e riguarda in particolare Industria Siciliana
Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) per €144 milioni.
Il fondo mutua assicurazione OIL accoglie gli oneri relativi ai
premi assicurativi che saranno liquidati nei prossimi 5 anni alla
Mutua Assicurazione OIL Insurance Ltd a cui Eni partecipa in-
sieme ad altre compagnie petrolifere.
Il fondo esodi agevolati è riferito principalmente allo stanzia-
mento degli oneri a carico Eni nell’ambito di procedure di col-
locamento in mobilità del personale italiano attivate in esercizi
precedenti.
22 FONDI PER BENEFICI AI DIPENDENTI
(€ milioni)
31.12.2021 31.12.2020
Piani a beneci deniti:
- TFR
227 258
- Piani esteri a beneci deniti
129 493
- Fisde, altri piani medici esteri e altri
162 182
518 933
Altri fondi per beneci ai dipendenti
301 268
819 1.201
monetari differiti per €124 milioni, il contratto di espansione
per €69 milioni, i piani isopensione di Eni gas & luce SpA So-
cietà Benet per €66 milioni, i premi di anzianità per €29 milioni
e gli altri piani a lungo termine per €13 milioni.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
275
I fondi per beneci ai dipendenti, valutati applicando tecniche attuariali, si analizzano come di seguito indicato:
2021 2020
(€ milioni)
TFR
Piani esteri
a beneci
deniti
FISDE, altri
piani medici
esteri e altri
Totale piani a
beneci deniti
Altri fondi
per beneci
ai dipendenti
Totale
TFR
Piani esteri
a beneci
deniti
FISDE, altri
piani medici
esteri e altri
Totale piani a
beneci deniti
Altri fondi
per beneci
ai dipendenti
Totale
Valore attuale dell'obbligazione all'inizio
dell'esercizio
258 1.140 182 1.580 268 1.848 269 1.044 177 1.490 278 1.768
Costo corrente
1 16 3
20
49
69
23 3
26
50
76
Interessi passivi
1 24 1
26 26
2 27 2
31
1
32
Rivalutazioni:
(118) (6)
(124)
(11)
(135)
5 48 13
66
4
70
- (Utili) perdite attuariali risultanti da
variazioni nelle ipotesi demograche
(1) (3) (4) (8) (1) (9) (3) (10) 2 (11) 2 (9)
- (Utili) perdite attuariali risultanti da
variazioni nelle ipotesi nanziarie
(1) (111) 3 (109) 2 (107) 9 71 13 93 5 98
- Effetto dell'esperienza passata
2
(4)
(5)
(7)
(12)
(19)
(1)
(13)
(2)
(16)
(3)
(19)
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite
per estinzione
107
107
(2)
(2)
20
18
Contributi al piano:
1
1 1
1
1
1
- Contributi dei dipendenti 1 1 1 1 1 1
Beneci pagati
(36) (39) (8)
(83)
(56)
(139)
(20) (33) (9)
(62)
(63)
(125)
Differenze di cambio da conversione e altre
variazioni
3 (263) (10)
(270)
(56)
(326)
2 32 (4)
30
(22)
8
Valore attuale dell'obbligazione alla ne
dell'esercizio (a)
227 761 162 1.150 301 1.451 258 1.140 182 1.580 268 1.848
Attività a servizio del piano all'inizio
dell'esercizio
648 648 648 632 632 632
Interessi attivi
12
12 12
15
15 15
Rendimento delle attività a servizio del piano
(5)
(5) (5)
51
51 51
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite
per estinzione
(3)
(3) (3)
Contributi al piano:
15
15 15
15
15 15
- Contributi dei dipendenti 1 1 1 1 1 1
- Contributi del datore di lavoro 14 14 14 14 14 14
Beneci pagati
(28)
(28) (28)
(21)
(21) (21)
Differenze di cambio da conversione e altre
variazioni
(9)
(9) (9)
(41)
(41) (41)
Attività a servizio del piano alla ne
dell'esercizio (b)
633 633 633 648 648 648
Massimale di attività all'inizio dell'esercizio
1 1 1
Modiche nel massimale di attività
1
1 1
Massimale di attività alla ne dell'esercizio (c)
1 1 1 1 1 1
Passività netta rilevata in bilancio (a-b+c)
227 129 162 518 301 819 258 493 182 933 268 1.201
I fondi per beneci ai dipendenti comprendono la passività at-
tuariale, al netto delle attività al servizio del piano, di competen-
za dei partner per attività di esplorazione e produzione per un
ammontare di €1 milione e di €268 milioni rispettivamente al
31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020; a fronte di tale passi-
vità è stato iscritto un credito di pari ammontare. Il decremento
della passività netta di €267 milioni è dovuto essenzialmente al
ricalcolo della passività attuariale con nuovi parametri.
276
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
I costi relativi alle passività per beneci verso i dipendenti, valutati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si
analizzano come segue:
(€ milioni)
TFR
Piani esteri
a beneci
deniti
FISDE, altri
piani medici
esteri e altri
Totale piani a
beneci deniti
Altri fondi
per beneci
ai dipendenti
Totale
2021
Costo corrente
1 16 3
20
49
69
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione
107
107
Interessi passivi (attivi) netti:
- Interessi passivi sull'obbligazione 1 24 1 26 26
- Interessi attivi sulle attività a servizio del piano (12) (12) (12)
Totale interessi passivi (attivi) netti
1 12 1
14 14
- di cui rilevato nel "Costo lavoro"
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) nanziari" 1 12 1 14 14
Rivalutazioni dei piani a lungo termine
(11)
(11)
Totale
2 28 4 34 145 179
- di cui rilevato nel "Costo lavoro"
1
16
3
20
145
165
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) nanziari" 1 12 1 14 14
2020
Costo corrente
23 3
26
50
76
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione
1
1
20
21
Interessi passivi (attivi) netti:
- Interessi passivi sull'obbligazione 2 27 2 31 1 32
- Interessi attivi sulle attività a servizio del piano (15) (15) (15)
Totale interessi passivi (attivi) netti
2 12 2
16
1
17
- di cui rilevato nel "Costo lavoro"
1
1
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) nanziari" 2 12 2 16 16
Rivalutazioni dei piani a lungo termine
4
4
Totale
2 36 5 43 75 118
- di cui rilevato nel "Costo lavoro" 24 3 27 75 102
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) nanziari"
2
12
2
16
16
I costi per piani a beneci deniti rilevati tra le altre componenti dell’utile complessivo si analizzano come segue:
2021
2020
(€ milioni)
TFR
Piani esteri
a beneci
deniti
FISDE, altri
piani medici
esteri e altri
Totale piani a
beneci deniti
TFR
Piani esteri
a beneci
deniti
FISDE, altri
piani medici
esteri e altri
Totale piani a
beneci deniti
Rivalutazioni:
- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demograche
(1) (3) (4)
(8)
(3) (10) 2
(11)
- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi nanziarie
(1) (111) 3
(109)
9 71 13
93
- Effetto dell'esperienza passata
2 (4) (5)
(7)
(1) (13) (2)
(16)
- Rendimento delle attività a servizio del piano
5
5
(51)
(51)
- Modiche nel massimale di attività
1
1
(113) (6) (119)
5
(2) 13 16
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
277
(€ milioni)
Disponibilità
liquide
ed equivalenti
Strumenti
rappresentativi
di capitale
Strumenti
rappresentativi
di debito
Immobili
Derivati
Fondi
comuni di
investimento
Attività
detenute da
compagnie di
assicurazione
Altre
attività
Totale
31.12.2021
Attività a servizio del piano:
- con prezzi quotati in mercati attivi
95 43 299 8 3 1 23 157
629
- con prezzi non quotati in mercati attivi
4 4
95 43 299 8 3 1 27 157 633
31.12.2020
Attività a servizio del piano:
- con prezzi quotati in mercati attivi
117 38 297 8 2 76 20 87 645
- con prezzi non quotati in mercati attivi
3
3
117 38 297 8 2 76 23 87 648
TFR
Piani esteri a
beneci deniti
Fisde, altri
piani medici
esteri e altri
Altri fondi
per beneci
ai dipendenti
2021
Tasso di sconto
(%)
1,0
0,3-15,3
1,0
0,0-1,0
Tasso tendenziale di crescita dei salari
(%) 2,8 1,5-12,5
Tasso d’inazione
(%) 1,8 0,7-13,3 1,8 1,8
Aspettativa di vita all'età di 65 anni
(anni)
13-25
24
2020
Tasso di sconto
(%) 0,3 0,1-14,7 0,3 0,0-0,3
Tasso tendenziale di crescita dei salari
(%)
1,8
1,3-12,5
Tasso d’inazione
(%) 0,8 0,8-12,2 0,8 0,8
Aspettativa di vita all'età di 65 anni
(anni) 13-26 24
Eurozona
Resto
Europa
Africa
Resto del
Mondo
Piani esteri
a beneci
deniti
2021
Tasso di sconto
(%) 0,9-1,2 0,3-1,9 3,0-15,3 6,7
0,3-15,3
Tasso tendenziale di crescita dei salari
(%) 1,5-3,0 2,5-4,0 1,9-12,5 5,0
1,5-12,5
Tasso d’inazione
(%) 1,5-1,9 0,7-3,5 3,0-13,3 3,0
0,7-13,3
Aspettativa di vita all'età di 65 anni
(anni) 21-23 23-25 13-15
13-25
2020
Tasso di sconto
(%) 0,4-0,8 0,1-1,4 2,6-14,7 6,4-9,8
0,1-14,7
Tasso tendenziale di crescita dei salari
(%) 1,3-3,0 2,5-3,6 2,0-12,5 5,0-9,8
1,3-12,5
Tasso d’inazione
(%) 1,3-1,9 0,8-3,1 2,6-12,2 3,0-5,0
0,8-12,2
Aspettativa di vita all'età di 65 anni
(anni) 21-22 23-26 13-17
13-26
Le attività al servizio del piano si analizzano come segue:
Le principali ipotesi attuariali adottate per valutare le passività alla ne dell’esercizio e per determinare il costo dell’esercizio suc-
cessivo sono di seguito indicate:
Le principali ipotesi attuariali adottate per i piani esteri a beneci deniti più rilevanti si analizzano per area geograca come segue:
278
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Gli effetti derivanti da una modica ragionevolmente possibile delle principali ipotesi attuariali alla ne dell’esercizio sono di se-
guito indicati:
Tasso di sconto
Tasso
di inazione
Tasso
tendenziale
di crescita
dei salari
Tasso
tendenziale
di crescita del
costo sanitario
Tasso
di crescita
delle pensioni
(€ milioni)
Incremento
dello 0,5%
Riduzione
dello 0,5%
Incremento
dello 0,5%
Incremento
dello 0,5%
Incremento
dello 0,5%
Incremento
dello 0,5%
31.12.2021
Effetto sull'obbligazione (DBO)
TFR
(9) 9 6
Piani esteri a beneci deniti
(49) 55 34 11 28
Fisde, altri piani medici esteri e altri
(10)
11
10
Altri fondi per beneci ai dipendenti
(4) 1 1
31.12.2020
Effetto sull'obbligazione (DBO)
TFR
(10)
6
7
Piani esteri a beneci deniti
(84) 92 47 25 67
Fisde, altri piani medici esteri e altri
(10) 7 11
Altri fondi per beneci ai dipendenti
(3) 1 1
L’analisi di sensitività è stata eseguita sulla base dei risultati
delle analisi effettuate per ogni piano elaborando le valutazioni
con i parametri modicati.
L’ammontare dei contributi che si prevede di versare ai piani
per beneci ai dipendenti nell’esercizio successivo ammonta a
€123 milioni, di cui €40 milioni relativi ai piani a beneci deniti.
Il prolo di scadenza e la durata media ponderata delle obbliga-
zioni per piani a beneci ai dipendenti sono di seguito indicate:
(€ milioni)
TFR
Piani esteri
a beneci
deniti
Fisde,
altri piani medici
esteri e altri
Altri fondi
per beneci ai
dipendenti
31.12.2021
2022
16
23
9
83
2023
16 24 7 80
2024
18 29 7 69
2025
20
24
7
25
2026
20 25 7 11
Oltre
137 4 125 33
Durata media ponderata
(anni)
9,8 17,6 13,6 3,1
31.12.2020
2021
12 44 8 71
2022
13
42
7
66
2023
17 50 7 63
2024
20 63 7 16
2025
21
67
7
12
Oltre
175 227 146 40
Durata media ponderata
(anni)
8,2
19,1
13,7
2,8
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
279
23 PASSIVITÀ PER IMPOSTE DIFFERITE E ATTIVITÀ PER IMPOSTE ANTICIPATE
(€ milioni)
31.12.2021 31.12.2020
Passività per imposte differite lorde
10.668
8.581
Attività per imposte anticipate compensabili
(5.833) (3.057)
Passività per imposte differite
4.835 5.524
Attività per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione
8.546 7.166
Passività per imposte differite compensabili
(5.833) (3.057)
Attività per imposte anticipate
2.713
4.109
(€ milioni)
31.12.2021 31.12.2020
Passività per imposte differite lorde
- ammortamenti eccedenti
7.346
6.171
- contratti di leasing IFRS 16
1.076 1.089
- contratti derivati
916 27
- differenza tra fair value e valore contabile degli asset acquisiti
408
415
- abbandono e ripristino siti (attività materiali)
166 199
- applicazione del costo medio ponderato per le rimanenze
87 56
- altre
669
624
10.668 8.581
Attività per imposte anticipate lorde
- perdite scali portate a nuovo
(7.374)
(6.983)
- abbandono e ripristino siti (fondi per rischi e oneri)
(2.400) (2.211)
- ammortamenti deducibili in futuri esercizi
(2.354) (2.206)
- svalutazioni delle immobilizzazioni non deducibili
(1.417)
(1.213)
- accantonamenti per svalutazione crediti e fondi rischi e oneri non deducibili
(1.095) (1.371)
- contratti di leasing IFRS 16
(1.091) (1.113)
- derivati
(343)
(2)
- over/under lifting
(219) (211)
- beneci ai dipendenti
(155) (213)
- utili infragruppo
(71)
(117)
- altre
(631) (591)
(17.150) (16.231)
Fondo svalutazione attività per imposte anticipate
8.604
9.065
Attività per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione
(8.546) (7.166)
La natura delle differenze temporanee più signicative che hanno determinato le passività per imposte differite e attività per
imposte anticipate è la seguente:
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 31.12.2020
8.581
(16.231)
9.065
(7.166)
Incrementi
1.977
(1.783)
270
(1.513)
Decrementi
(765) 1.804 (863) 941
Differenze di cambio da conversione
683
(682)
186
(496)
Altre variazioni
192 (258) (54) (312)
Valore al 31.12.2021
10.668 (17.150) 8.604 (8.546)
Valore al 31.12.2019
9.583 (15.767) 6.744 (9.023)
Incrementi
960 (2.649) 2.638 (11)
Decrementi
(1.326)
1.357
(130)
1.227
Differenze di cambio da conversione
(725) 742 (192) 550
Altre variazioni
89 86 5 91
Valore al 31.12.2020
8.581
(16.231)
9.065
(7.166)
280
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Le perdite scali ammontano a €27.948 milioni e sono utilizza-
bili illimitatamente per €19.515 milioni. Le perdite scali sono
riferite a società italiane per €16.260 milioni e a società estere
per €11.688 milioni; le relative attività per imposte anticipate
al lordo del fondo svalutazione ammontano rispettivamente a
€3.914 milioni e €3.460 milioni.
Secondo la normativa scale italiana le perdite scali possono
essere portate a nuovo illimitatamente. Le perdite scali del-
le imprese estere sono riportabili a nuovo in un periodo me-
diamente superiore a cinque esercizi con una parte rilevante
riportabile a nuovo illimitatamente. Le perdite scali sono re-
cuperabili con l’aliquota del 24% per le imprese italiane e con
un’aliquota media del 29,6% per le imprese estere.
Il fondo svalutazione attività per imposte anticipate è riferito a so-
cietà italiane per €6.609 milioni e a società estere per €1.995 milioni.
Le imposte sono indicate alla nota n. 33 - Imposte sul reddito.
24 STRUMENTI FINANZIARI DERIVATI E HEDGE ACCOUNTING
31.12.2021
31.12.2020
(€ milioni)
Fair value
attivo
Fair value
passivo
Gerarchia
del fair value
- Livello
Fair value
attivo
Fair value
passivo
Gerarchia
del fair value
- Livello
Contratti derivati non di copertura
Contratti su valute
- Currency swap
113 39 2 125 127 2
- Interest currency swap
30 7 2 128 2 2
- Outright
3 11 2 4 7 2
146 57 257 136
Contratti su interessi
- Interest rate swap
13 43 2 23 74 2
13 43 23 74
Contratti su merci
- Future
603 496 1 418 447 1
- Over the counter
102 121 2 89 77 2
- Altro
1 55 2 5 2
706 672 512 524
865 772 792 734
Contratti derivati di negoziazione
Contratti su merci
- Over the counter
12.050 11.939 2 1.167 1.451 2
- Future
6.555 5.002 1 440 525 1
- Opzioni
4 3 2
18.605 16.941 1.611 1.979
Contratti derivati cash ow hedge
Contratti su merci
- Over the counter
7 735 2 209 30 2
- Future
193 1.672 1 119 8 1
200 2.407 328 38
Contratti su interessi
- Interest rate swap
3 2
3
200 2.410 328 38
Opzioni
- Opzioni implicite su prestiti obbligazionari convertibili
2 2 2
- Altre opzioni
62 3 51 3
62 2 53
Totale contratti derivati lordi
19.670 20.185 2.733 2.804
Compensazione
(7.159) (7.159) (1.033) (1.033)
Totale contratti derivati netti
12.511
13.026
1.700
1.771
Di cui:
- correnti
12.460 12.911 1.548 1.609
- non correnti
51 115 152 162
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
281
Nel corso dell’esercizio 2021 Eni ha sottoscritto interest curren-
cy swap sustainability-linked con primari istituti bancari che pre-
vedono un meccanismo di aggiustamento del costo collegato al
conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità. Al 31 di-
cembre 2021 il fair value di tali contratti è passivo per €1 milione.
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 ow attesi o il fair value
degli asset. Eni stipula contratti derivati nanziari e sici in mer-
cati organizzati, MTF, OTF o negoziati nei circuiti Over the Coun-
ter (in particolare contratti swap, forward, Contracts for Differen-
ces e opzioni su commodity) per ridurre o gestire tali rischi con
sottostante commodity, valute o tassi, nonché in misura limitata
e nel rispetto di soglie autorizzative interne, con nalità specula-
tive cioè per trarre protto da andamenti attesi di mercato.
Il fair value degli strumenti nanziari derivati è calcolato sulla
base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider;
per gli strumenti non quotati, sulla base di tecniche di valuta-
zione generalmente adottate in ambito nanziario.
Il fair value degli strumenti nanziari derivati non di copertura
riguarda strumenti nanziari derivati privi dei requisiti formali
per essere trattati in hedge accounting secondo gli IFRS.
Il fair value degli strumenti nanziari derivati di negoziazione
riguarda vendite a termine di gas naturale per le quali è prevista
la consegna sica, non oggetto di applicazione della own use
exemption, nonché operazioni di trading proprietario.
Il fair value degli strumenti nanziari derivati di copertura cash
ow hedge riguarda essenzialmente operazioni in derivati su
commodity poste in essere nel settore Global Gas & LNG Por-
tfolio con l’obiettivo di minimizzare il rischio di variabilità dei
cash ow futuri associati a operazioni commerciali con elevata
probabilità o a operazioni commerciali già contrattate derivanti
dalla differente indicizzazione dei contratti di somministrazio-
ne rispetto ai contratti di approvvigionamento. La medesima
logica è utilizzata nell’ambito delle strategie di riduzione del
rischio di cambio. Ai ni della qualicazione di tali strumenti
come di copertura è vericata l’esistenza di una relazione eco-
nomica con l’oggetto coperto in modo da compensare le rela-
tive variazioni di valore e che tale capacità di compensazione
non sia inciata dal livello del rischio di credito di controparte.
Il rapporto di copertura tra gli oggetti coperti e lo strumento di
copertura, c.d. hedge ratio, è denito in modo coerente con le
strategie e gli obiettivi specici di risk management deniti. Le
relazioni di copertura sono discontinuate in presenza di modi-
che 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 nanziari
derivati cash ow hedge sono indicati alla nota n. 26 - Patrimo-
nio 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 nanziari.
L’esposizione al rischio di cambio derivante dai titoli denominati
in dollari USA (€2.109 milioni) compresi nel portafoglio di liquidi-
tà strategica, è gestita utilizzando quale strumento di copertura,
in una relazione fair value hedge, le differenze di cambio (negati-
ve di €153 milioni nel corso del 2021) che maturano su una por-
zione dei prestiti obbligazionari in dollari USA (€2.083 milioni).
Le opzioni implicite su prestiti obbligazionari convertibili al 31 di-
cembre 2020 riguardano il prestito obbligazionario equity-linked
cash-settled. Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 19
- Passività nanziarie.
La compensazione degli strumenti nanziari derivati è riferita a
Eni Global Energy Markets.
Nel corso dell’esercizio 2021 non vi sono stati trasferimenti tra
i diversi livelli della gerarchia del fair value.
Gli strumenti nanziari di copertura si analizzano come segue:
31.12.2021
31.12.2020
(€ milioni)
Valore nominale
dello strumento
di copertura
Variazione fair
value ecace
Variazione fair
value inecace
Valore nominale
dello strumento
di copertura
Variazione fair
value ecace
Variazione fair
value inecace
Contratti derivati cash ow hedge
Contratti su commodity
- Over the counter
(461) (2.016) (46) 821 (438)
- Future
(364) 534 (5) 541 158 (1)
(825)
(1.482)
(51)
1.362
(280)
(1)
Contratti su interessi
- Interest rate swap
84 3
84 3
(741) (1.479) (51) 1.362 (280) (1)
282
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
31.12.2021 31.12.2020
(€ milioni)
Variazione di valore
cumulata dell’oggetto
coperto utilizzata per il
calcolo dell’inecacia
delle coperture
Riserva cash
ow hedge
Rigiro a conto
economico
Variazione di valore
cumulata dell’oggetto
coperto utilizzata per il
calcolo dell’inecacia
delle coperture
Riserva cash
ow hedge
Rigiro a conto
economico
Cash ow hedge
Rischio prezzo commodity
- Vendite programmate
86 (1.272) (215) 284 (7) (941)
86
(1.272)
(215)
284
(7)
(941)
Contratti su interessi
- Flussi su ammontari coperti
(3) 3
(3)
3
83 (1.269) (215) 284 (7) (941)
Di seguito è fornita l’analisi degli oggetti coperti distintamente per tipologia di rischio nell’ambito di coperture cash ow hedge:
Maggiori informazioni sono fornite alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi - Gestione dei rischi nanziari.
EFFETTI RILEVATI TRA GLI ALTRI PROVENTI (ONERI) OPERATIVI
Gli altri proventi (oneri) operativi relativi a strumenti nanziari derivati su commodity si analizzano come segue:
(€ milioni)
2021
2020
2019
Proventi (oneri) netti su strumenti nanziari derivati di copertura cash ow hedge
(51)
(1)
(2)
Proventi (oneri) netti su altri strumenti nanziari derivati
954
(765)
289
903
(766)
287
(€ milioni)
2021 2020 2019
- Strumenti nanziari derivati su valute
(322)
391
9
- Strumenti nanziari derivati su tassi di interesse
16 (40) (23)
(306) 351 (14)
I proventi (oneri) netti su strumenti nanziari derivati di copertu-
ra cash ow hedge riguardano la quota inecace del fair value
degli strumenti nanziari derivati su commodity.
I proventi (oneri) netti su altri strumenti nanziari derivati ri-
guardano gli effetti da regolamento e valutazione a fair value
degli strumenti nanziari derivati su merci privi dei requisiti
formali per essere trattati in base all’hedge accounting secon-
do gli IFRS, di trading sui prezzi delle commodity e per attività
di trading proprietario.
EFFETTI RILEVATI TRA I PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
I proventi nanziari netti su strumenti nanziari derivati com-
prendono la valutazione al fair value degli strumenti nanziari
derivati privi dei requisiti 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
speciche transazioni commerciali o nanziarie. Gli strumen-
ti nanziari 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
283
CAPITALE SOCIALE
Al 31 dicembre 2021, il capitale sociale di Eni SpA, interamente
versato, ammonta a €4.005.358.876 (stesso ammontare al 31
dicembre 2020) ed è rappresentato da n. 3.605.594.848 azioni
ordinarie prive di indicazione del valore nominale (stesso am-
montare al 31 dicembre 2020).
Il 12 maggio 2021, l’Assemblea Ordinaria degli Azionisti di Eni
SpA ha deliberato: (i) la distribuzione del dividendo di €0,24 per
azione, con esclusione delle azioni proprie in portafoglio alla
data di stacco cedola, a saldo dell’acconto sul dividendo dell’e-
sercizio 2020 di €0,12 per azione; il saldo del dividendo è stato
messo in pagamento il 26 maggio 2021, con data di stacco il
24 maggio 2021 e “record date” il 25 maggio 2021. Il dividendo
complessivo per azione dell’esercizio 2020 ammonta perciò a
€0,36; (ii) l’autorizzazione al Consiglio d’Amministrazione – ai
sensi e per gli effetti dell’art. 2357 del Codice Civile – a proce-
dere, entro 18 mesi dalla data della delibera, all’acquisto massi-
mo di un numero di azioni pari al 7% delle azioni ordinarie (e al
7% del capitale sociale) della Società (senza calcolare le azioni
proprie già in portafoglio), per un esborso complessivo no a
€1.600 milioni; in esecuzione di detta delibera al 31 dicembre
2021 sono state acquistate n. 34.106.871 azioni proprie per un
controvalore complessivo di €400 milioni.
UTILI RELATIVI A ESERCIZI PRECEDENTI
Gli utili relativi a esercizi precedenti comprendono l’effetto della
distribuzione dell’acconto sul dividendo 2021 di €1.533 milioni
pari a €0,43 per azione che è stato deliberato il 29 luglio 2021 dal
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.
Consiglio di Amministrazione ai sensi dell’art. 2433-bis, comma
5, del Codice Civile. L’acconto è stato messo in pagamento il 22
settembre 2021.
PATRIMONIO NETTO DI ENI
(€ milioni)
31.12.2021
31.12.2020
Capitale sociale
4.005
4.005
Utili relativi a esercizi precedenti
22.750
34.043
Riserva per differenze cambio da conversione
6.530
3.895
Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale:
- Obbligazioni subordinate perpetue
5.000 3.000
- Riserva legale
959 959
- Riserva per acquisto di azioni proprie
958 581
- Riserva OCI strumenti nanziari derivati cash ow hedge
(896) (5)
- Riserva OCI piani a beneci deniti per i dipendenti
(117) (158)
- Riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto
54 85
- Riserva OCI partecipazioni valutate al fair value
141 36
- Altre riserve
190
190
Azioni proprie
(958)
(581)
Utile (perdita) dell'esercizio
5.821
(8.635)
44.437
37.415
25 ATTIVITÀ DESTINATE ALLA VENDITA E PASSIVITÀ DIRETTAMENTE ASSOCIABILI
26 PATRIMONIO NETTO
Le attività destinate alla vendita di €263 milioni (€44 milioni al 31
dicembre 2020) e passività direttamente associabili €124 milio-
ni riguardano: (i) l’accordo di cessione delle attività in Pakistan a
Prime International Oil & Gas Company e riguardano il 100% delle
società consolidate Eni AEP Ltd, Eni Pakistan Ltd, Eni Pakistan (M)
Ltd Sàrl e Eni New Energy Pakistan (Private) Ltd. Le attività oggetto
dell’accordo consistono in partecipazioni in otto licenze di sviluppo
e produzione nei bacini Kithar Fold Belt e Middle Indus e quattro
licenze di esplorazione nei bacini Middle Indus e Indus Offshore. I
valori di iscrizione delle attività destinate alla vendita e passività di-
rettamente associabili ammontano rispettivamente a €114 milioni
(di cui attività correnti €81 milioni) e a €124 milioni (di cui passività
correnti €34 milioni); (ii) la cessione della partecipata Gas Distribu-
tion Company of Thessaloniki – Thessaly SA attiva nella distribu-
zione del gas in Grecia per €135 milioni; (iii) la cessione di attività
materiali per un valore di iscrizione complessivo di €14 milioni.
284
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
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
RISERVA PER ACQUISTO DI AZIONI PROPRIE
La riserva per acquisto di azioni proprie riguarda la riserva costituita per l’acquisto di azioni proprie in esecuzione di deliberazioni
dell’Assemblea degli azionisti.
RISERVE PER UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO
essere distribuita a titolo di dividendo. La riserva ha raggiunto
l’ammontare massimo richiesto dalla legge.
OBBLIGAZIONI SUBORDINATE PERPETUE
Nell’esercizio 2021, Eni ha emesso 2 obbligazioni perpetue su-
bordinate ibride del valore nominale complessivo di €2 miliardi;
i costi di emissione ammontano a €15 milioni.
Le obbligazioni ibride sono regolate dalla legge inglese e sono
negoziate alla Borsa del Lussemburgo e ammontano comples-
sivamente a €5 miliardi.
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% no 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% no 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 partire dal 13 ottobre 2049; (iii) emissione perpetua subordi-
nata 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% no alla prima data di reset prevista l’11 maggio 2027.
A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso antici-
pato 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 ulte-
riore margine di 25 punti base a partire dall’11 maggio 2032 e di
un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall’11
maggio 2047; (iv) emissione perpetua subordinata ibrida dell’am-
montare 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% no
alla prima data di reset prevista l’11 maggio 2030. A partire da tale
data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la pri-
ma data di reset, che coincide con l’ultimo giorno di rimborso an-
ticipato, tale obbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro
Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine
iniziale di 277,1 punti base, incrementato di un ulteriore margine
di 25 punti base a partire dall’11 maggio 2035 e di un successivo
aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall’11 maggio 2050.
Riserva OCI strumenti
nanziari derivati cash ow hedge
Riserva OCI piani a beneci
deniti per i dipendenti
Riserve OCI
partecipazioni
valutate
al patrimonio netto
(*)
Riserva OCI
partecipazioni
valutate
al fair value
(€ milioni)
Riserva
lorda
Effetto
scale
Riserva
netta
Riserva
lorda
Effetto
scale
Riserva
netta
Riserva al 31.12.2020
(7) 2 (5) (205) 47 (158) 85 36
Variazione dell'esercizio
(1.479) 434 (1.045) 119 (77) 42 (32) 105
Differenze cambio
2 (3) (1) 1
Rigiro a rettica Rimanenze
2 (1) 1
Rigiro a conto economico
215 (62) 153
Riserva al 31.12.2021
(1.269) 373 (896) (84) (33) (117) 54 141
Riserva al 31.12.2019
(656) 191 (465) (183) 17 (166) 53 12
Variazione dell'esercizio
(280) 81 (199) (16) 25 9 32 24
Differenze cambio
(6) 5 (1)
Rigiro a rettica Rimanenze
(12) 3 (9)
Rigiro a conto economico
941 (273) 668
Riserva al 31.12.2020
(7) 2 (5) (205) 47 (158) 85 36
La riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto al 31 dicembre 2021 comprende -€4 milioni relativi ai piani a beneci deniti per i dipendenti (-€7 milioni al 31 dicembre 2020).
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
285
PROSPETTO DI RACCORDO DEL RISULTATO DELL’ESERCIZIO E DEL PATRIMONIO NETTO DI ENI SPA CON QUELLI
CONSOLIDATI
Risultato dell’esercizio Patrimonio netto
(€ milioni)
2021 2020 31.12.2021 31.12.2020
Come da bilancio di esercizio di Eni SpA
7.694 1.607 51.058 44.707
Eccedenza dei patrimoni netti dei bilanci di esercizio, comprensivi dei risultati di esercizio,
rispetto ai valori di carico delle partecipazioni in imprese consolidate
(3.343) (10.660) (9.929) (8.839)
Rettiche effettuate in sede di consolidamento per:
- differenza tra prezzo di acquisto e corrispondente patrimonio netto contabile
(6) 153 193
- rettiche per uniformità dei principi contabili
1.855 264
4.266
2.086
- eliminazione di utili infragruppo
(176) 88 (654) (478)
- imposte sul reddito differite e anticipate
(190) 79 (375) (176)
5.840 (8.628) 44.519 37.493
Interessenze di terzi
(19) (7) (82) (78)
Come da bilancio consolidato
5.821
(8.635)
44.437
37.415
ALTRE RISERVE
Le altre riserve riguardano per €127 milioni la variazione delle riserve di Gruppo in contropartita alle interessenze di terzi a seguito
dell’acquisto o cessione di quote di partecipazioni consolidate.
RISERVE DISTRIBUIBILI
Il patrimonio netto di Eni al 31 dicembre 2021 comprende riserve distribuibili per circa €34 miliardi.
AZIONI PROPRIE
Le azioni proprie ammontano a €958 milioni (€581 milioni al 31
dicembre 2020) e sono rappresentate da n. 65.838.173 azioni
ordinarie Eni (33.045.197 azioni ordinarie Eni al 31 dicembre
2020) possedute da Eni SpA.
Nell’esercizio 2021, sono state acquistate n. 34.106.871 azioni
proprie per un controvalore complessivo di €400 milioni e sono
state assegnate a titolo gratuito ai dirigenti Eni n. 1.313.895
azioni proprie, a seguito della conclusione del Periodo di Vesting
come previsto dal “Piano di incentivazione di lungo termine
2017-2019” approvato dall’Assemblea di Eni del 13 aprile 2017.
L’Assemblea del 13 maggio 2020 ha approvato il Piano di Incen-
tivazione di Lungo Termine azionario 2020-2022, conferendo al
Consiglio di Amministrazione ogni potere necessario per l’attua-
zione del Piano e autorizzando lo stesso a disporre no a un
massimo di 20 milioni di azioni proprie al servizio del Piano.
286
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI DEL RENDICONTO FINANZIARIO
27 ALTRE INFORMAZIONI
(€ milioni)
2021 2020 2019
Analisi degli investimenti in imprese consolidate e in rami d’azienda acquisiti
Attività correnti
262 15 1
Attività non correnti
2.698
193
12
Disponibilità nanziarie nette (indebitamento nanziario netto)
(486)
(64)
Passività correnti e non correnti
(349)
(17)
(6)
Effetto netto degli investimenti
2.125 127 7
Valore corrente della quota della partecipazione posseduta prima dell'acquisizione del controllo
(99)
Interessenze di terzi
(4)
(15)
(2)
Totale prezzo di acquisto
2.022
112
5
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti
(121) (3)
Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite
1.901
109
5
Analisi dei disinvestimenti di imprese consolidate e di rami d’azienda ceduti
Attività correnti
2 77
Attività non correnti
188
Disponibilità nanziarie nette (indebitamento nanziario netto)
11
Passività correnti e non correnti
(57)
Effetto netto dei disinvestimenti
2 219
Riclassica delle differenze di cambio rilevate tra le altre componenti dell'utile complessivo
(24)
Plusvalenza (minusvalenza) per disinvestimenti
16
Totale prezzo di vendita
2
211
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti
(24)
Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute ante business combination
2
187
Business combination Unión Fenosa Gas
Partecipazione Unión Fenosa Gas ceduta
232
a dedurre:
Partecipazioni e rami d'azienda acquistati
Attività correnti
370
Attività non correnti
378
Disponibilità nanziarie nette (indebitamento nanziario netto)
(128)
Passività correnti e non correnti
(420)
Totale partecipazioni e rami d'azienda acquistati
200
Totale disinvestimenti netti
32
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti
42
Business combination Unión Fenosa Gas al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite
74
Imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute
76
187
Gli investimenti del 2021 sono commentati alla nota n. 5 - Busi-
ness Combination e altre transazioni signicative.
I disinvestimenti del 2021 hanno riguardato la ristrutturazione
della joint venture Unión Fenosa Gas SA a seguito degli accordi
con le autorità della Repubblica Araba d’Egitto (ARE) e il partner
spagnolo Naturgy per la risoluzione di tutte le questioni pendenti
della joint venture Unión Fenosa Gas con i partner egiziani che
ha comportato nel complesso un conguaglio di cassa a bene-
cio Eni, rappresentato nelle dismissioni.
Gli investimenti del 2020 hanno riguardato l’acquisizione da
parte di Eni gas e luce SpA Società Benet del 70% del gruppo
Evolvere che opera nella generazione distribuita da fonti rinno-
vabili per €97 milioni al netto della cassa acquisita di €3 milioni
e l’acquisizione da parte di Eni New Energy SpA del 100% di tre
società che detengono i diritti autorizzativi per la realizzazione di
tre progetti eolici in Puglia per €12 milioni. L’allocazione del prez-
zo di acquisto di entrambe le business combination è denitiva.
Gli investimenti del 2019 hanno riguardato: (i) l’acquisizione
del 60% della SEA SpA operante nel settore dei servizi e delle
soluzioni per l’ecienza energetica in ambito residenziale e in-
dustriale; (ii) l’acquisizione residua del 32% della joint operation
Petroven Srl titolare di un deposito costiero adibito a stoccaggio
e movimentazione di prodotti petroliferi.
I disinvestimenti del 2019 hanno riguardato la cessione del
100% della società Agip Oil Ecuador BV titolare del contratto di
servizio del giacimento ad olio di Villano.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
287
Le garanzie rilasciate nell’interesse di imprese consolidate ri-
guardano principalmente: (i) contratti autonomi e altre garan-
zie personali rilasciati a terzi a fronte di partecipazioni a gare
d’appalto e rispetto degli accordi contrattuali per €3.601 milioni
(€3.209 milioni al 31 dicembre 2020); (ii) contratti autonomi ri-
lasciati dal settore Exploration & Production principalmente in
relazione ad attività Oil & Gas per €943 milioni; (iii) contratti au-
tonomi rilasciati a terzi a fronte dell’acquisto di partecipazioni
per 913 milioni. L’impegno effettivo ammonta a €6.267 milioni
(€4.520 milioni al 31 dicembre 2020).
Le garanzie rilasciate nell’interesse di imprese in joint venture e
collegate riguardano principalmente: (i) dejussioni e altre ga-
ranzie personali rilasciate a banche in relazione alla concessio-
ne di prestiti e linee di credito per €1.413 milioni (€1.533 milioni
al 31 dicembre 2020) a benecio del consorzio di nanziatori
con i quali è stato strutturato il project nancing dello sviluppo
delle riserve gas della scoperta di Coral nell’offshore del Mo-
zambico (€1.304 milioni al 31 dicembre 2020); (ii) contratti au-
tonomi ed altre garanzie personali rilasciati a terzi a fronte di
partecipazioni a gare d’appalto e rispetto degli accordi contrat-
tuali per €1.764 milioni (€1.544 milioni al 31 dicembre 2020),
di cui €1.260 milioni a benecio del consorzio delle società ap-
paltatrici del contratto di costruzione della nave Floating Lique-
ed Natural Gas (FLNG) per lo sviluppo della scoperta di Coral
nell’offshore del Mozambico (€1.079 milioni al 31 dicembre
2020); (iii) nel corso del 2021 è stata cancellata la dejussione
di €499 milioni al 31 dicembre 2020 rilasciata da Eni SpA a
Treno Alta Velocità - TAV - SpA (ora RFI - Rete Ferroviaria Ita-
liana SpA) per il puntuale e corretto adempimento del progetto
e dell’esecuzione lavori della tratta ferroviaria Milano-Bologna
da parte del CEPAV (Consorzio Eni per l’Alta Velocità) Uno (col-
legata Saipem); (iv) la garanzia rilasciata a favore di Gulf LNG
Energy e Gulf LNG Pipeline e nell’interesse di Angola LNG Sup-
28 GARANZIE, IMPEGNI E RISCHI
GARANZIE
(€ milioni)
31.12.2021
31.12.2020
Imprese consolidate
6.432
4.758
Imprese controllate non consolidate
190
176
Imprese in joint venture e collegate
3.358 3.800
Altri
180
150
10.160
8.884
ply Service Llc (Eni 13,60%) a copertura degli impegni relativi al
pagamento delle fee di rigassicazione per €179 milioni (€165
milioni al 31 dicembre 2020). L’impegno effettivo ammonta a
€1.816 milioni (€1.898 milioni al 31 dicembre 2020).
Le garanzie rilasciate nell’interesse di altri riguardano per €157
milioni (€145 milioni al 31 dicembre 2020) la quota di spettan-
za della società petrolifera di Stato del Mozambico ENH delle
garanzie rilasciate a benecio del consorzio di nanziatori con i
quali è stato strutturato il project nancing per lo sviluppo delle
riserve gas della scoperta di Coral. L’impegno effettivo ammon-
ta a €124 milioni (€87 milioni al 31 dicembre 2020).
In base a quanto previsto dal contratto petrolifero che regola
le attività di ricerca e produzione di idrocarburi dell’Area 4 del
Mozambico, Eni SpA in qualità di Parent Company dell’opera-
tore ha emesso contestualmente all’approvazione del piano
di sviluppo delle riserve del permesso di esclusiva pertinenza
dell’area, una garanzia irrevocabile a benecio del Governo
del Mozambico e di terze parti a copertura di eventuali danni
o violazioni contrattuali derivanti dalle attività petrolifere ese-
guite nell’area contrattuale, comprese le attività svolte da so-
cietà di scopo quali la Coral FLNG SA. La garanzia a favore del
Governo del Mozambico è di ammontare illimitato (impegno
non quanticabile), mentre per la parte a copertura di claims
di parti terze prevede un massimale di €1.324 milioni. La ga-
ranzia avrà ecacia no al completamento delle attività di
decommissioning relative sia al piano di sviluppo Coral sia ad
altri progetti dell’Area 4 (quali in particolare Mamba). In con-
comitanza all’emissione di tale garanzia al 100% sono state
emesse a favore di Eni SpA delle controgaranzie da parte de-
gli altri Concessionari di Area 4 (Kogas, Galp, ed ENH) e degli
altri due soci della joint venture Mozambique Rovuma Ventu-
re SpA (CNPC e ExxonMobil) in proporzione ai participating
interest in Area 4.
IMPEGNI E RISCHI
(€ milioni)
31.12.2021
31.12.2020
Impegni
75.201
69.998
Rischi
934 600
76.135
70.598
288
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Gli impegni riguardano principalmente: (i) le parent company
guarantees rilasciate a fronte degli impegni contrattuali assunti
dal settore Exploration & Production per l’attività di esplorazione
e produzione di idrocarburi quanticabili, sulla base degli investi-
menti ancora da eseguire, in €70.039 milioni (€64.294 milioni al
31 dicembre 2020). L’incremento di €5.745 milioni è riferito es-
senzialmente a differenze di cambio da conversione; (ii) la parent
company guarantees per un ammontare complessivo di €3.532
milioni (€3.260 milioni al 31 dicembre 2020) rilasciata nell’interes-
se di Eni Abu Dhabi Rening & Trading BV a seguito dell’accordo
con la società Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC), che ha
portato all’acquisizione del 20% della società ADNOC Rening e
alla costituzione della joint venture ADNOC Global Trading Ltd de-
dicata alla commercializzazione di prodotti petroliferi. La parent
company guarantee rimarrà in essere no a quando sarà mante-
nuta la partecipazione azionaria; (iii) nel corso del 2021 è cessato
denitivamente l’impegno di €1.672 milioni al 31 dicembre 2020
assunto da Eni USA Gas Marketing Llc nei confronti della società
Angola LNG Supply Service Llc per l’acquisto del gas rigassicato
al terminale di Pascagoula (USA) per 20 anni (no al 2031); (iv)
l’impegno di €385 milioni per la vendita a Snam Rete Gas SpA
del 49,9% delle partecipazioni detenute in Trans Tunisian Pipeli-
ne Company SpA e Transmediterranean Pipeline Co Ltd, società
che gestiscono i gasdotti internazionali che collegano l’Algeria
all’Italia; (v) l’impegno di €262 milioni per l’acquisto del 20% del
progetto relativo al campo eolico Dogger Bank (C) nel Mare del
Nord; (vi) gli impegni della linea di business Plenitude per l’acqui-
sto di progetti nel campo delle energie rinnovabili in Spagna e
in Grecia per €250 milioni; (vii) gli impegni, anche per conto del
partner Shell Italia E&P SpA, derivanti dalla rma del protocollo di
intenti stipulato con la Regione Basilicata, connesso al program-
ma di sviluppo petrolifero proposto da Eni SpA nell’area della Val
d’Agri per €106 milioni (€108 milioni al 31 dicembre 2020). Que-
sto impegno contrattuale è valorizzato nella tabella degli impegni
contrattuali fuori bilancio indicati nel successivo paragrafo “Ri-
schio di liquidità”; (viii) l’impegno di €99 milioni di EniPower SpA
per l’acquisto di due nuove turbine a gas.
I rischi riguardano: (i) indennizzi relativi a impegni assunti per
la cessione di partecipazioni e rami aziendali per €246 milioni
(€230 milioni al 31 dicembre 2020); (ii) rischi di custodia di beni
di terzi per €688 milioni (€370 milioni al 31 dicembre 2020).
ALTRI IMPEGNI E RISCHI
Gli altri impegni e rischi includono la Parent Company Guarantee
rilasciata nell’interesse della società a controllo congiunto Car-
dón IV SA (Eni 50%), titolare della concessione del giacimento
Perla in Venezuela, per la fornitura a PDVSA GAS del gas estratto
no all’anno 2036, termine della concessione mineraria. In caso
di inadempimento dell’obbligo di consegna il valore della garan-
zia sarà determinata secondo la legislazione locale. Il valore
complessivo della fornitura in quota Eni (50%) pari a circa €11
miliardi, pur non costituendo un riferimento valido per valoriz-
zare la garanzia prestata, rappresenta il valore teorico massimo
del rischio. Analoga garanzia è stata prestata ad Eni da PDVSA
per l’adempimento degli obblighi di ritiro da parte di PDVSA GAS.
Gli altri impegni includono gli accordi assunti per le iniziative di
forestry, poste in essere nell’ambito della strategia low carbon
denita dall’impresa, e riguardano in particolare gli impegni per
l’acquisto, no al 2038, di crediti di carbonio prodotti e certica-
ti secondo standard internazionali da soggetti specializzati nei
programmi di conservazione delle foreste.
Nella parte nale del 2021 la società partecipata Saipem (quota
Eni 31,2%), controllata congiuntamente con l’altro socio di rife-
rimento CDP, ha registrato un signicativo deterioramento della
business performance con la rilevazione di ingenti perdite su
commesse e importanti svalutazioni dell’attivo che hanno ero-
so in misura rilevante i mezzi propri peggiorando gli indici patri-
moniali e di solvibilità. Il peggioramento dei risultati rispetto alle
attese è stato comunicato al mercato a inizio 2022. È stato inse-
diato un nuovo management che nel marzo 2022 ha approvato
un piano industriale per il recupero di redditività, il miglioramen-
to della generazione di cassa e il rientro dell’indebitamento sulla
cui base innestare una manovra di rafforzamento della struttura
nanziaria e patrimoniale che prevede un aumento di capitale
da €2 miliardi entro ne anno al quale Eni contribuirà in propor-
zione alla propria quota di partecipazione (circa €0,61 miliardi).
In data 5 febbraio 2021 è stato stipulato da EniServizi SpA (Eni-
Servizi) per conto di Eni SpA (Eni) un addendum al contratto di
locazione di immobile da costruire, sottoscritto tra Eni e la So-
cietà di gestione del fondo di investimento immobiliare proprie-
tario del nuovo complesso in corso di costruzione in San Donato
Milanese (la Proprietà) prevedendosi, fra l’altro, la posticipazione
della data di consegna dell’immobile dal 28 luglio 2020 al 31
dicembre 2021. Poiché nemmeno tale nuova data di consegna
è stata rispettata, a decorrere dal 1° gennaio 2022 Eni avrebbe
titolo per applicare alla Proprietà penali per ritardata consegna
del complesso immobiliare. In tale contesto, la Proprietà ha
lamentato il fatto che i ritardi non sarebbero a sé interamente
imputabili, quanto meno per la realizzazione del complesso im-
mobiliare (non anche per le opere pubbliche), per via del fatto
che i lavori sono stati rallentati da: (i) gli effetti della crisi pande-
mica, (ii) presunti difetti rilevati in relazione a lavori propedeutici
alla cessione dell’area e (iii) presunti vizi progettuali. Anche sulla
base di tali doglianze, con comunicazioni del novembre e dicem-
bre 2021, la Proprietà ha manifestato l’intenzione di addebitare
ad EniServizi e/o Eni almeno parte delle riserve che il suo appal-
tatore ha formulato nei confronti della Proprietà medesima pari,
ad oggi, a circa €117 milioni. A tal riguardo, ferma la completa
terzietà ed estraneità di Eni ed EniServizi rispetto ai rapporti con-
trattuali intercorrenti tra la Proprietà e il suo appaltatore (ribadita
in molteplici comunicazioni), si segnala quanto segue:
} i ritardi aventi titolo nei fatti di cui i punti (i) e (ii) sono già
stati oggetto di transazione nel citato accordo del 5 febbra-
io 2021 e quindi riassorbiti nella data di consegna del 31
dicembre 2021;
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
289
} quanto al punto (iii), la Proprietà in sede di contratto di acquisto
dell’area dichiarò di aver accettato il progetto senza alcuna ri-
serva né eccezione, assumendosi comunque ogni conseguen-
te rischio e responsabilità, nonché accettando espressamente
di non avere titolo a qualsivoglia maggiore pagamento, inden-
nizzo o proroga di termini in dipendenza del contenuto del pro-
getto o di errori, omissioni o altri difetti del progetto.
Quanto precede costituisce oggetto di comunicazioni stra-
giudiziali intercorse tra le parti, non essendo stato instaurato,
ad oggi, alcun contenzioso. Al momento, dunque, non si co-
noscono quali potrebbero essere “petitum”, “causa petendi”
e allegazioni probatorie di un’eventuale azione giudiziale pro-
mossa da controparte.
Inoltre, a seguito della cessione di partecipazioni e di rami
aziendali, Eni ha assunto rischi non quanticabili per eventua-
li indennizzi dovuti agli acquirenti a fronte di sopravvenienze
passive di carattere generale, scale, contributivo e ambienta-
le. Eni ritiene che tali rischi non comporteranno effetti negativi
rilevanti sul bilancio consolidato.
GESTIONE DEI RISCHI FINANZIARI
Di seguito è fornita la descrizione dei rischi nanziari e della
relativa gestione. Con riferimento alle tematiche legate al ri-
schio di credito i parametri adottati per la determinazione delle
expected loss, ed in particolare le stime delle probability of de-
fault e delle loss given default, sono stati aggiornati per tener
conto degli impatti del COVID-19 e dei relativi riessi sul conte-
sto economico di riferimento.
Al 31 dicembre 2021 la Società dispone di riserve di liquidità
che il management reputa sucienti a far fronte alle obbliga-
zioni nanziarie in scadenza nei prossimi diciotto mesi. Non
si registrano effetti signicativi sulle operazioni di copertura
connesse per effetto degli impatti del COVID-19 sul contesto
economico di riferimento.
RISCHI FINANZIARI
La gestione dei rischi nanziari si basa su linee di indirizzo
emanate dal Consiglio di Amministrazione di Eni SpA nell’e-
sercizio del suo ruolo di indirizzo e di ssazione dei limiti di
rischio, con l’obiettivo di uniformare e coordinare centralmente
le politiche Eni in materia di rischi nanziari (“Linee di indirizzo
in materia di gestione e controllo dei rischi nanziari”). Le “Li-
nee di indirizzo” deniscono per ciascuno dei rischi nanziari
le componenti fondamentali del processo di gestione e con-
trollo, 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.
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 inuire negativamente sul valore delle attività, delle
passività o dei ussi 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 nanziarie, basato sulle Strutture di Finan-
za Operativa (Finanza Eni Corporate, Eni Finance International SA
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, Finanza Eni
Corporate e Eni Finance International SA garantiscono, rispetti-
vamente, per le società Eni italiane e non italiane la copertura dei
fabbisogni e l’assorbimento dei surplus nanziari; su Finanza Eni
Corporate sono accentrate tutte le operazioni in cambi e in deri-
vati nanziari non commodity di Eni mentre Eni Trade & Biofuels
SpA e Eni Global Energy Markets SpA assicurano la negoziazio-
ne sui mercati dei relativi derivati di copertura sulle commodity
attraverso l’attività di execution. Eni SpA ed Eni Trade & Biofuels
SpA e Eni Global Energy Markets SpA (anche per tramite della
consociata Eni Trading & Shipping Inc) svolgono la negoziazione
di derivati nanziari 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 controparti esterne. Le altre entità legali di Eni
che hanno necessità di derivati nanziari attivano tali operazioni
per il tramite di Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Mar-
kets SpA ed Eni SpA sulla base delle asset class di competenza.
I contratti derivati sono stipulati con l’obiettivo di minimizzare l’e-
sposizione ai rischi di tasso di cambio transattivo e di tasso di
interesse e di gestire il rischio di prezzo delle commodity e il con-
nesso rischio di cambio economico in un’ottica di ottimizzazione.
Eni monitora che ogni attività in derivati classicata come risk
reducing sia direttamente o indirettamente collegata agli asset
industriali coperti ed effettivamente ottimizzi il prolo 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 riclassicati nel trading proprietario. L’attività di
trading proprietario è segregata ex ante dalle altre attività in ap-
positi portafogli di Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy
Markets SpA e la relativa esposizione è soggetta a specici con-
trolli, sia in termini di VaR e Stop Loss, sia in termini di nozio-
nale lordo. Il nozionale lordo delle attività di trading proprietario,
a livello di Eni, è confrontato con i limiti imposti dalle normative
internazionali rilevanti. Lo schema di riferimento denito attraver-
so 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 determina-
to portafoglio in un determinato orizzonte temporale, e di Soglie
di revisione strategia, ossia del livello di Prot & Loss che, se su-
perato, 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 determinato
livello di condenza e un holding period, ipotizzando variazioni av-
290
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
verse nelle variabili di mercato e tenuto conto della correlazione
esistente 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 deniti in capo alle Strutture di Finanza
Operativa che centralizzano le posizioni a rischio di Eni a livello
consolidato, massimizzando ove possibile i beneci del netting.
Le metodologie di calcolo e le tecniche di misurazione utilizzate
sono conformi alle raccomandazioni del Comitato di Basilea per
la Vigilanza Bancaria e i limiti di rischio sono deniti in base a un
approccio prudenziale nella gestione degli stessi nell’ambito di
un gruppo industriale. Alle società operative è indicato di adottare
politiche nalizzate alla minimizzazione del rischio, favorendone
il trasferimento alle Strutture di Finanza Operativa. Per quanto ri-
guarda il rischio di prezzo delle commodity, le “Linee di indirizzo”
deniscono le regole per una gestione nalizzata all’ottimizzazio-
ne dell’attività “core” e al perseguimento degli obiettivi di stabilità
relativi ai margini commerciali/industriali.
In questo caso sono deniti limiti massimi di rischio espressi
in termini di VaR, di Soglie di revisione strategia, di Stop Loss
e di volumi con riferimento all’esposizione di natura commer-
ciale e di trading proprietario, consentita in via esclusiva a Eni
Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA. La
delega a gestire il rischio di prezzo delle commodity prevede
un meccanismo di allocazione e sub-allocazione dei limiti di
rischio alle singole unità di business esposte. Eni Trade & Bio-
fuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA, oltre a gestire il
rischio riveniente dalla propria attività (di natura commerciale
e di trading), accentrano le richieste di copertura in strumenti
derivati delle esposizioni commerciali Eni, garantendo i servizi
di execution nell’ambito dei mercati di riferimento.
Nell’ambito degli obiettivi di struttura nanziaria contenuti nel
Piano Finanziario approvato dal Consiglio di Amministrazione,
Eni ha denito la costituzione e il mantenimento di una riserva di
liquidità all’interno della quale si individua l’ammontare di liquidi-
tà strategica, per consentire di far fronte a eventuali fabbisogni
straordinari, gestita dalla funzione nanza di Eni SpA con l’obiet-
tivo di ottimizzazione del rendimento pur garantendo la massi-
ma 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 nanziaria del ren-
dimento, pur nel rispetto di specici 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 controllo sono state sopra sintetizzate,
presentano le caratteristiche di seguito specicate.
RISCHIO DI MERCATO - TASSO DI CAMBIO
L’esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio deriva
dall’operatività dell’impresa in valute diverse dall’euro (principal-
mente il dollaro USA) e determina i seguenti impatti: sul risultato
economico per effetto della differente signicatività di costi e
ricavi denominati in valuta rispetto al momento in cui sono sta-
te denite le condizioni di prezzo (rischio economico) e per ef-
fetto della conversione di crediti/debiti commerciali o nanziari
denominati in valuta (rischio transattivo); sul bilancio il risultato
economico e patrimonio netto per effetto della conversione di
attività e passività di aziende che redigono il bilancio con mone-
ta funzionale diversa dall’euro. In generale, un apprezzamento
del dollaro USA rispetto all’euro ha un effetto positivo sull’utile
operativo di Eni e viceversa. 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; il rischio derivante dalla maturazione
del reddito d’esercizio in divisa oppure dalla conversione delle at-
tività e passività di aziende che redigono il bilancio con moneta
funzionale diversa dall’euro non è di norma oggetto di copertura,
salvo diversa valutazione specica.
Eni centralizza la gestione del rischio di tasso di cambio, com-
pensando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle di-
verse attività di business coinvolte e coprendo con il mercato
l’esposizione residua, massimizzando i beneci derivanti dal
netting. Al ne di gestire l’esposizione residua, le “Linee di in-
dirizzo” ammettono l’utilizzo di differenti tipologie di strumen-
ti 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 valutazione standard di mercato e su quo-
tazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provi-
der pubblici. Il VaR derivante dall’accentramento sulle Strutture
di Finanza Operativa di posizioni a rischio tasso di cambio di
Eni viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l’approc-
cio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livello di
condenza pari al 99% e un holding period di 20 giorni.
RISCHIO DI MERCATO - TASSO D’INTERESSE
Le oscillazioni dei tassi di interesse inuiscono sul valore di
mercato delle attività e passività nanziarie dell’impresa e sul
livello degli oneri nanziari netti.
L’obiettivo di risk management Eni è la minimizzazione del ri-
schio di tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di
struttura nanziaria deniti e approvati nel “Piano Finanziario”.
Le Strutture di Finanza Operativa, in funzione del modello di
nanza accentrata, raccolgono i fabbisogni nanziari Eni e
gestiscono le posizioni rivenienti, ivi incluse le operazioni di
carattere strutturale, in coerenza con gli obiettivi del “Piano Fi-
nanziario” e garantendo il mantenimento del prolo di rischio
entro i limiti deniti. Eni utilizza contratti derivati su tasso di
interesse, in particolare Interest Rate Swap, per gestire il bi-
lanciamento tra indebitamento a tasso sso 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 mer-
cato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari
info-provider pubblici. Il VaR derivante da posizioni a rischio tasso
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
291
di interesse viene calcolato con frequenza giornaliera secondo
l’approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livel-
lo di condenza pari al 99% e un holding period di 20 giorni.
RISCHIO DI MERCATO - COMMODITY
Il rischio di prezzo delle commodity è identicato come la possi-
bilità che uttuazioni del prezzo delle materie prime e dei prodotti
di base producano signicative variazioni dei margini operativi
di Eni, determinando un impatto sul risultato economico, tale
da compromettere gli obiettivi deniti nel piano quadriennale e
nel budget. Il rischio di prezzo delle commodity è riconducibile
alle seguenti categorie di esposizione: (i) esposizione strategica:
esposizioni identicate direttamente dal Consiglio di Ammini-
strazione in quanto frutto di scelte strategiche di investimento o
al di fuori dell’orizzonte di pianicazione 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 ranazione 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 specici (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 essibilità/opzionalità degli asset; (iii) esposizione di
trading proprietario: operazioni attuate in conto proprio in ottica
opportunistica nel breve termine e normalmente non nalizzate
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, da-
gli asset sici e contrattuali, nel rispetto di specici 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 carattere di straordinarietà, è demandato al top management
previa autorizzazione da parte del Consiglio di Amministrazione.
Sempre previa autorizzazione da parte del Consiglio di Ammini-
strazione, le esposizioni collegate al rischio strategico possono
essere impiegate in combinazione ad altre esposizioni di natura
commerciale al ne di sfruttare opportunità di naturale compen-
sazione tra i rischi (Natural Hedge) e ridurre conseguentemen-
te il ricorso agli strumenti derivati (attivando pertanto logiche di
mercato interno). Per quanto riguarda le esposizioni di natura
commerciale, l’obiettivo di risk management Eni è l’ottimizzazio-
ne delle attività “core” e preservare i risultati economici/nanzia-
ri. Per la gestione del rischio prezzo delle commodity derivante
dall’esposizione commerciale, Eni, per mezzo delle unità di Tra-
ding (Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA)
per la gestione del rischio commodity e delle competenti funzioni
di nanza operativa per la gestione del collegato rischio cambio,
utilizza strumenti derivati negoziati nei mercati regolati, MTF,
OTF e strumenti derivati negoziati sui circuiti Over the Counter
(in particolare contratti swap, forward, Contracts for Differences
e opzioni su commodity) con sottostante greggio, gas, prodotti
petroliferi, energia elettrica e certicati di emissione. Per quan-
to attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti deriva-
ti su commodity, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di
valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di
mercato fornite da primari info-provider pubblici o da operatori
specici del settore. Il VaR derivante dalle posizioni delle Linee di
Business esposte a rischio commodity viene calcolato con fre-
quenza giornaliera secondo l’approccio della simulazione storica
ponderata, adottando un livello di condenza 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 porzio-
ne di riserva di liquidità denominata “liquidità strategica” è identi-
cato come la possibilità che uttuazioni del prezzo degli strumenti
investiti (obbligazioni, strumenti di money market e fondi comuni
di investimento) inuiscano sul valore degli stessi in fase di alie-
nazione o quando sono valutati in bilancio al fair value. La costi-
tuzione e il mantenimento della riserva di liquidità si propongono
principalmente di garantire la essibilità nanziaria necessaria per
far fronte a eventuali fabbisogni straordinari (es. dicoltà di ac-
cesso al credito, shock esogeni, quadro macroeconomico e ope-
razioni straordinarie) ed è dimensionata in modo da assicurare la
copertura del debito a breve termine e del debito a medio-lungo
termine in scadenza in un orizzonte temporale di 24 mesi. Al ne
di regolare l’attività di investimento della liquidità strategica, Eni ha
denito una politica di investimento con specici obiettivi e vincoli,
articolati in termini di tipologia di strumenti nanziari che possono
essere oggetto di investimento, nonché limiti operativi, quantitativi
e di durata; ha individuato altresì un insieme di principi di gover-
nance cui attenersi e introdotto un appropriato sistema di control-
lo. Più in particolare, l’attività di gestione della liquidità strategica
è sottoposta a una struttura di limiti in termini di VaR (calcolato
con metodologia parametrica con holding period 1 giorno e in-
tervallo di condenza pari al 99 percentile), Stop Loss e altri limiti
operativi in termini di concentrazione, per emittente, comparto di
attività e Paese di emissione, duration, classe di rating e tipologia
degli strumenti di investimento da inserire nel portafoglio, volti a
minimizzare sia il rischio di mercato che quello di liquidità. In nes-
sun caso è permesso il ricorso alla leva nanziaria né la vendita
allo scoperto. L’operatività della gestione obbligazionaria ha avuto
292
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
2021 2020
(€ milioni)
Massimo Minimo Media Fine esercizio Massimo Minimo Media Fine esercizio
Tasso di interesse
(a)
11,04 1,29 3,32 3,66 7,39 1,18 2,93 1,34
Tasso di cambio
(a)
0,28 0,11 0,18 0,12 0,48 0,10 0,28 0,18
(a) I valori relativi al VaR di Tasso di interesse e di cambio comprendono le seguenti strutture di Finanza operativa: Finanza Operativa Eni Corporate, Eni Finance International SA, Banque Eni SA
e Eni Finance USA Inc.
2021 2020
(€ milioni)
Massimo Minimo Media Fine esercizio Massimo Minimo Media Fine esercizio
Portfolio Management Esposizioni
Commerciali
(a)
42,76 2,91 23,80 2,91 16,10 3,02 8,50 3,02
Trading
(b)
1,03 0,12 0,37 0,20 1,57 0,10 0,52 0,25
(a) Il perimetro consiste nell’area di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing, Green\Traditional Rening & Marketing, Eni gas e luce, 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 nanziari di copertura di competenza. Di conseguenza l’andamento del VaR di GGP, Power G&M, GTR&M e di EGL nel corso dell’anno risulta decrescente per il graduale
consuntivarsi delle posizioni all’interno dell’orizzonte annuo ssato.
(b) L’attività di trading proprietario cross‐commodity, mediante strumenti nanziari, fa capo a Eni Trading & Biofuels e Eni Global Energy Markets (Londra‐Bruxelles‐Singapore) e a Eni Trading &
Shipping Inc (Houston).
2021
2020
(€ milioni)
Massimo Minimo Media Fine esercizio Massimo Minimo Media Fine esercizio
Liquidità strategica Portafoglio euro
(a)
0,40 0,29 0,33 0,30 0,37 0,29 0,32 0,30
(a) L’operatività della gestione del portafoglio di liquidità strategica è iniziata nel luglio 2013.
2021 2020
(€ milioni)
Massimo
Minimo
Media
Fine esercizio
Massimo
Minimo
Media
Fine esercizio
Liquidità strategica Portafoglio dollaro
(a)
0,14 0,05 0,11 0,13 0,07 0,03 0,05 0,05
(a) L’operatività della gestione del portafoglio di liquidità strategica in dollari USA è iniziata nell’agosto 2017.
(Value at Risk - approccio parametrico varianze/covarianze; holding period: 20 giorni; intervallo di condenza: 99%)
(Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di condenza: 95%)
(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
RISCHIO DI CREDITO
Il rischio di credito rappresenta l’esposizione dell’impresa a poten-
ziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazio-
ni assunte dalla controparte. Eni ha denito policy di gestione del
rischio di credito coerenti con la natura e con le caratteristiche del-
le controparti delle transazioni commerciali e nanziarie nell’am-
bito del modello di nanza accentrata prescelto.
Eni ha adottato un modello per la quanticazione e il controllo
del rischio credito basato sulla valutazione dell’Expected Loss.
L’Expected Loss costituisce il valore della perdita attesa a fronte di
un credito vantato nei confronti di una controparte, per la quale si
stima una probabilità di default e una capacità di recupero sul cre-
dito passato in default attraverso la cosiddetta Loss Given Default.
All’interno del modello di gestione e controllo del rischio credito,
le esposizioni creditizie sono distinte in base alla loro natura in
esposizioni di natura commerciale, sostanzialmente relative ai
contratti di vendita delle commodity oggetto dei business di Eni
ed esposizioni di natura nanziaria relative agli strumenti nan-
ziari 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 com-
merciale, la gestione del credito è adata alle unità di business
e alle funzioni specialistiche corporate di nanza e amministra-
inizio nel secondo semestre 2013, per il Portafoglio espresso in
euro, e nel 2017 per il Portafoglio espresso in USD. Al 31 dicembre
2021 il rating del portafoglio complessivo di Liquidità Strategica è
pari a A-/BBB+ in linea con quello di ne 2020.
Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2021 in termini di
VaR (raffrontati con quelli dell’esercizio 2020) 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
esposizione); relativamente alla liquidità strategica è riportata la
sensitivity a variazioni dei tassi di interesse.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
293
zione dedicate, ed è operata sulla base di procedure formaliz-
zate per la valutazione e l’adamento delle controparti com-
merciali, per il monitoraggio delle esposizioni creditizie, per le
attività di recupero crediti e dell’eventuale gestione del conten-
zioso. A livello corporate vengono deniti gli indirizzi generali e
le metodologie per la quanticazione e il controllo della rischio-
sità del cliente, in particolare la rischiosità delle controparti
commerciali è valutata attraverso un modello di rating interno
che combina i diversi fattori predittivi del default derivanti dalle
variabili di contesto economico, dagli indicatori nanziari, 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 Com-
pany) la Probability of Default, rappresentata essenzialmente
dalla probabilità di un ritardato pagamento, è determinata uti-
lizzando, quale dato di input, i Country Risk Premium adottati ai
ni della determinazione dei WACC per l’impairment degli asset
non nanziari. Inne, per le posizioni retail, in assenza di rating
specici, 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 CREDITO PER ESPOSIZIONI DI NATURA
FINANZIARIA
Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura nan-
ziaria derivante essenzialmente dall’impiego della liquidità cor-
rente e strategica, dalle posizioni in contratti derivati e da transa-
zioni con sottostante sico con controparti nanziarie valutate
al fair value, le policy interne prevedono il controllo dell’esposi-
zione e della concentrazione attraverso limiti di rischio credito
espressi in termini di massimo adamento e corrispondenti a
diverse classi di controparti nanziarie, denite a livello di Consi-
glio di Amministrazione e basate sul rating fornito dalle principali
agenzie. Il rischio è gestito dalle funzioni di nanza operativa, da
Eni Global Energy Markets SpA (EGEM) e da Eni Trade & Biofuels
SpA (ETB) ed Eni Trading & Shipping Inc (ETS Inc) per l’attività in
derivati su commodity nonché dalle società e aree di business
limitatamente alle operazioni su sico con controparti nanzia-
rie, in coerenza con il modello di nanza accentrata. Nell’ambito
dei massimali deniti per classe di rating, sono individuati per
ciascuna struttura operativa gli elenchi nominativi delle contro-
parti abilitate, assegnando a ciascuna un limite massimo di af-
damento per la singola entità legale e complessivamente per il
gruppo di appartenenza, che viene monitorato e controllato at-
traverso la valutazione giornaliera dell’utilizzo degli adamenti e
l’analisi periodica di Expected 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 dicoltà di
reperire fondi (funding liquidity risk) o di liquidare attività sul
mercato (asset liquidity risk). La conseguenza del vericarsi
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 manteni-
mento di un ammontare adeguato di risorse prontamente
disponibili per far fronte a shock esogeni (drastici muta-
menti di scenario, restrizioni nell’accesso al mercato dei
capitali) ovvero per assicurare un adeguato livello di ela-
sticità operativa ai programmi di sviluppo Eni. A tal fine
Eni mantiene una riserva di liquidità strategica costituita
prevalentemente da strumenti finanziari a breve termine e
alta liquidabilità, privilegiando un profilo di rischio molto
contenuto. Allo stato attuale, la Società ritiene di disporre
di fonti di finanziamento adeguate a soddisfare le prevedi-
bili necessità finanziarie, attraverso la disponibilità di attivi
finanziari e di linee di credito nonché l’accesso, tramite il si-
stema creditizio e i mercati dei capitali, a un’ampia gamma
di tipologie di finanziamento a costi competitivi.
A fronte dell’accresciuta volatilità dei mercati delle commo-
dity e del connesso maggior impegno nanziario legato alla
marginazione dei derivati in commodity, Eni ha rafforzato
ulteriormente la propria essibilità nanziaria tramite l’attiva-
zione di nuove linee di nanziamento.
Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes,
grazie al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali
no a €20 miliardi; al 31 dicembre 2021 il programma risul-
ta utilizzato per circa €16,4 miliardi (di cui Eni SpA per €14,1
miliardi). Standard & Poor’s assegna ad Eni il rating A- con
outlook Stabile per il debito a lungo termine e A-2 per il debito
a breve; Moody’s assegna ad Eni il rating Baa1 con outlook
Stabile per il debito a lungo e P-2 per il debito a breve; Fitch
assegna ad Eni il rating A- con outlook 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 metodo-
logie utilizzate dalle agenzie di rating, un downgrade del ra-
ting sovrano italiano può ripercuotersi sul rating delle società
emittenti italiane, tra cui Eni. Nel corso del 2021 S&P ha rivisto
l’outlook di Eni da Negativo a Stabile.
A maggio 2021 Eni ha collocato due emissioni obbligazionarie
subordinate ibride del valore nominale complessivo di €2 mi-
liardi, che si aggiungono a quelle già emesse ad ottobre 2020
del valore complessivo di €3 miliardi. Si tratta di strumenti per-
petui con opzioni di rimborso anticipato a favore dell’emittente
che a ni IFRS sono considerati al 100% Equity. Le agenzie di
rating assegnano alle obbligazioni un rating di Baa3/BBB/BBB
(Moody’s/S&P/Fitch) ed un “equity credit” del 50%.
Nell’ambito del programma di Euro Medium Term Notes, a
giugno 2021 Eni ha emesso un bond sustainability-linked del
valore complessivo di €1 miliardo. Tale bond rappresenta la
prima emissione obbligazionaria sustainability-linked del set-
tore ed è collegata al raggiungimento di obiettivi di sosteni-
294
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Anni di scadenza
(€ milioni)
2022
2023
2024
2025
2026
Oltre
Totale
31.12.2021
Passività nanziarie a lungo termine e quote a breve
1.903
4.339
2.272
2.616
3.910
10.668
25.708
Passività nanziarie a breve termine
2.299
2.299
Passività per beni in leasing
920
688
565
508
481
2.147
5.309
Passività per strumenti nanziari derivati
12.911
3
61
23
28
13.026
18.033
5.030
2.898
3.124
4.414
12.843
46.342
Interessi su debiti nanziari
475
462
386
359
286
905
2.873
Interessi su passività per beni in leasing
282
247
214
184
155
681
1.763
757
709
600
543
441
1.586
4.636
Garanzie nanziarie
1.599
1.599
Anni di scadenza
2021
2022
2023
2024
2025
Oltre
Totale
31.12.2020
Passività nanziarie a lungo termine e quote a breve
1.697
1.518
3.469
2.049
2.730
12.232
23.695
Passività nanziarie a breve termine
2.882
2.882
Passività per beni in leasing
815
593
503
442
413
2.218
4.984
Passività per strumenti nanziari derivati
1.609
26
13
50
73
1.771
7.003
2.137
3.985
2.541
3.143
14.523
33.332
Interessi su debiti nanziari
502
473
461
387
360
1.164
3.347
Interessi su passività per beni in leasing
295
252
219
192
165
748
1.871
797
725
680
579
525
1.912
5.218
Garanzie nanziarie
1.072
1.072
Anni di scadenza
(€ milioni)
2022 2023-2026 Oltre Totale
31.12.2021
Debiti commerciali
16.795
16.795
Altri debiti e anticipi
4.925
112
109
5.146
21.720
112
109
21.941
Anni di scadenza
2021
2022-2025
Oltre
Totale
31.12.2020
Debiti commerciali
8.679
8.679
Altri debiti e anticipi
4.257
111
94
4.462
12.936
111
94
13.141
Le passività per beni in leasing comprensivi della quota in-
teressi è riferibile per €2.370 milioni (€2.429 milioni al 31 di-
cembre 2020) 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.
Nella tabella che segue è rappresentato il timing degli esborsi
a fronte dei debiti commerciali e altri debiti.
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 finanzia-
ri e alle passività per beni in leasing compresi i pagamenti
per interessi, alle passività per strumenti finanziari derivati.
bilità relativi a Net Carbon Footprint Upstream (Scope 1 e 2)
e capacità installata per la produzione di energia elettrica da
fonti rinnovabili.
Al 31 dicembre 2021, Eni dispone di linee di credito uncom-
mitted non utilizzate a breve termine di €6.207 milioni. Le li-
nee di credito committed totali sono pari a €5.114 milioni (di
cui €5.000 milioni in capo a Eni SpA) di cui non utilizzate per
€2.835 milioni; i relativi contratti prevedono interessi e com-
missioni di mancato utilizzo negoziati sulla base delle norma-
li condizioni di mercato.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
295
In aggiunta ai debiti nanziari, alle passività per beni in lea-
sing e ai debiti commerciali e altri debiti rappresentati nello
stato patrimoniale, Eni ha in essere obbligazioni contrattuali
non annullabili o il cui annullamento comporta il pagamento
di una penale, il cui adempimento comporterà esborsi negli
esercizi futuri. Tali obbligazioni sono valorizzate in base al co-
sto netto per l’impresa di terminazione del contratto, costitu-
ito dall’importo minimo tra i costi di adempimento dell’obbli-
gazione contrattuale e l’ammontare dei risarcimenti/penalità
contrattuali connesse al mancato adempimento.
Le principali obbligazioni contrattuali sono relative ai contrat-
ti take-or-pay in base ai quali Eni ha l’obbligo di ritirare volu-
mi minimi di gas o di pagare un ammontare equivalente di
denaro con la possibilità di ritirare i volumi sottostanti negli
esercizi successivi. Gli ammontari dovuti sono stati calcolati
sulla base delle assunzioni di prezzo di acquisto del gas e dei
servizi formulate nel piano industriale quadriennale approva-
to 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
attualizzati dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle
principali obbligazioni contrattuali in essere. Gli importi che
dovrebbero essere pagati nel 2022 per lo smantellamento
degli asset Oil & Gas e per il risanamento ambientale si ba-
sano sulle stime della direzione e non rappresentano obbli-
ghi finanziari alla data di chiusura.
Anni di scadenza
(€ milioni)
2022 2023 2024 2025 2026 Oltre Totale
Costi di abbandono e ripristino siti
(a)
370
298
448
377
436
10.594
12.523
Costi relativi a fondi ambientali
376
346
297
245
178
706
2.148
Impegni di acquisto
(b)
28.862 20.394 17.062 13.873 11.157 67.751 159.099
- Gas
Take-or-pay
25.874 19.547 16.344 13.483 10.934 67.377
153.559
Ship-or-pay
866
487
443
379
217
351
2.743
- Altri impegni di acquisto
2.122
360
275
11
6
23
2.797
Altri Impegni
2 104 106
- Memorandum di intenti Val d'Agri
2
104
106
Totale
(c)
29.610
21.038
17.807
14.495
11.771
79.155
173.876
(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 rimo-
zione 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.
(c) Il totale dei pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali comprende le obbligazioni delle società classicate come destinate alla vendita per €67 milioni.
Anni di scadenza
(€ milioni)
2022 2023 2024 2025 Oltre Totale
Impegni per investimenti committed
5.107 3.712 2.273 1.420 2.336
14.848
(28) I pagamenti relativi ai beneci per i dipendenti sono indicati alla nota n. 22 - Fondi per beneci ai dipendenti.
IMPEGNI PER INVESTIMENTI
Nel prossimo quadriennio Eni prevede di eseguire un pro-
gramma d’investimenti tecnici e in partecipazioni di €28,1
miliardi. Nella tabella che segue sono rappresentati con riferi-
mento alla data di bilancio 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 collo-
cati o sono in fase di nalizzazione i contratti di procurement.
Gli ammontari indicati comprendono impegni per progetti di
investimenti ambientali.
PAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI OBBLIGAZIONI CONTRATTUALI
28
296
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
ALTRE INFORMAZIONI SUGLI STRUMENTI FINANZIARI
INFORMAZIONI SULLA COMPENSAZIONE DI STRUMENTI FINANZIARI
2021
2020
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 nanziari valutati al fair value con effetti a conto economico:
- Attività nanziarie destinate al trading
(a)
6.301
11
5.502
31
- Strumenti derivati non di copertura e di trading
(b)
(611)
597
(19)
(415)
Partecipazioni minoritarie valutate al fair value
(c)
1.294
230
105
957
150
24
Crediti e debiti e altre attività/passività valutate al costo ammortizzato:
- Crediti commerciali e altri crediti
(d)
19.124
(226)
10.955
(213)
- Crediti nanziari
(e)
6.140
39
1.207
99
- Titoli
(a)
53 55
- Debiti commerciali e altri debiti
(a)
21.941
(80)
13.141
(31)
- Debiti nanziari
(f)
27.794
(250)
26.686
(632)
Attività (passività) nette per contratti derivati di copertura
(g)
96 (215) (1.264) (52) (941) 661
(a) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei “Proventi (oneri) nanziari”.
(b) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli “Altri proventi (oneri) operativi” per €903 milioni di proventi (oneri per €766 milioni nel 2020) e nei “Proventi (oneri) nanziari” per €306
milioni di oneri (proventi per €351 milioni nel 2020).
(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 €279 milioni di svalutazioni nette (€226 milioni di svalutazioni
nette nel 2020) e nei “Proventi (oneri) nanziari” per €53 milioni di proventi (proventi per €13 milioni nel 2020), comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso d’interesse effettivo per €18
milioni (€22 milioni di interessi attivi nel 2020).
(e) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei “Proventi (oneri) nanziari”, comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso di interesse effettivo per €53 milioni (€92 milioni nel 2020)
e svalutazioni nette per €25 milioni (€1 milione di svalutazioni nette nel 2020).
(f) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei “Proventi (oneri) nanziari”, comprensivi di interessi passivi calcolati in base al tasso di interesse effettivo per €487 milioni (€531 milioni nel 2020).
(g) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei “Ricavi della gestione caratteristica” e negli “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi”.
(€ milioni)
Ammontare lordo
delle attività
e passività nanziarie
Ammontare lordo
delle attività e passività
nanziarie compensate
Ammontare netto delle
attività e passività
nanziarie rilevate
nello schema
di stato patrimoniale
31.12.2021
Attività nanziarie
Crediti commerciali e altri crediti
20.461
1.611
18.850
Altre attività correnti
20.791 7.157 13.634
Altre attività non correnti
1.031
2
1.029
Passività nanziarie
Debiti commerciali e altri debiti
23.331 1.611 21.720
Altre passività correnti
22.913
7.157
15.756
Altre passività non correnti
2.248
2
2.246
31.12.2020
Attività nanziarie
Crediti commerciali e altri crediti
11.681 755 10.926
Altre attività correnti
3.719
1.033
2.686
Altre attività non correnti
1.253
1.253
Passività nanziarie
Debiti commerciali e altri debiti
13.691
755
12.936
Altre passività correnti
5.905
1.033
4.872
Altre passività non correnti
1.877 1.877
La compensazione di attività e passività finanziarie riguar-
da: (i) crediti e debiti verso enti di Stato del settore Explora-
tion & Production per €1.540 milioni (€753 milioni al 31 di-
cembre 2020) e crediti e debiti commerciali di Eni Trading
& Shipping Inc per €71 milioni (€2 milioni al 31 dicembre
2020); (ii) altre attività e passività correnti e non correnti
relative a strumenti finanziari derivati per €7.159 milioni
(€1.033 milioni al 31 dicembre 2020).
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
297
Contenziosi
Eni SpA è parte in procedimenti civili e amministrativi e in
azioni legali collegati al normale svolgimento delle sue atti-
vità. Sulla base delle informazioni attualmente disponibili,
tenuto conto dei fondi stanziati e rappresentando che in alcu-
ni casi non è possibile una stima attendibile dell’onere even-
tuale, Eni ritiene che verosimilmente 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 signicativi per i quali, ge-
neralmente e salvo diversa indicazione, non è stato effettuato
uno stanziamento al fondo rischi in quanto un esito sfavore-
vole è giudicato improbabile o l’entità dello stanziamento 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 (quale società incorporante Eni-
Chem Agricoltura SpA – Agricoltura SpA in liquida-
zione – EniChem Augusta Industriale Srl – Fosfotec
Srl) – Sito di Crotone (Discarica di Farina Trappeto).
Nel 2010 è stato avviato presso la Procura di Crotone
un procedimento penale per disastro ambientale, av-
velenamento di sostanze destinate all’alimentazione
ed omessa bonifica in relazione all’attività della di-
scarica ex Montedison “Farina Trappeto”, divenuta di
proprietà del Gruppo Eni nel 1991, data a partire dalla
quale, non vi è stato più alcun conferimento di rifiuti
con successiva messa in sicurezza nel 1999-2000. Il
procedimento vede imputati alcuni dirigenti di società
del Gruppo Eni che si sono succedute nella proprietà
della discarica a partire dal 1991. Conclusa l’attività
da parte dei periti nel corso del 2014, gli atti sono
stati restituiti alla Procura. A seguito della richiesta
di rinvio a giudizio della Procura si è svolta l’udienza
preliminare. Nonostante in sede di discussione, il PM
procedente abbia chiesto il proscioglimento di tutti gli
imputati, lo scorso 17 gennaio 2020, il GUP ha chiesto
al PM di modificare i capi d’imputazione al fine di me-
glio precisare modalità e tempi di commissione delle
singole condotte contestate. Il PM ha provveduto a
precisare, per ciascun imputato, il periodo temporale
della presunta posizione di garanzia rivestita, e all’e-
sito dell’udienza preliminare, il 1° luglio 2020 il GUP
ha pronunciato sentenza di non luogo a procedere nei
confronti di tutti gli imputati e in relazione a tutte le
contestazioni, alcuni per non aver commesso il fatto e
altri per intervenuta prescrizione. La Società ha, quin-
di, ritenuto di promuovere appello avverso la sentenza
del GUP al fine di ottenere un’assoluzione nel merito
anche in relazione alle posizioni degli ex dirigenti del
Gruppo Eni prosciolti per intervenuta prescrizione. Si
è in attesa di fissazione del giudizio di appello.
ii) Eni Rewind SpA – Crotone Omessa Bonica. Nell’apri-
le del 2017 è stato aperto dalla Procura di Crotone un
ulteriore procedimento penale sulle attività di bonica
del sito di Crotone nel suo complesso. Nel frattempo,
nella prima metà del 2018, il nuovo progetto di bonica
presentato dalla Società è stato ritenuto approvabile
da parte del Ministero dell’Ambiente. In attesa delle de-
terminazioni del Pubblico Ministero è stata depositata
una memoria difensiva per riassumere l’attività svolta
da Syndial (ora Eni Rewind SpA) in tema di bonica,
espressiva della chiara volontà di intervenire in modo
risolutivo, e ottenere un’archiviazione del procedimento
penale. In data 3 marzo 2020 è stato emanato il Decre-
to Ministeriale di approvazione del POB Fase 2. Il Pub-
blico Ministero ha presentato richiesta di archiviazione
e il GIP ha ssato una udienza camerale. Con ordinan-
za del 10 gennaio 2022 il GIP di Crotone ha disposto
nuove indagini, assegnando un termine di 4 mesi al
Pubblico Ministero per il loro svolgimento.
iii) Eni Rewind SpA e Versalis SpA – Darsena Porto Tor-
res. Nel 2012 il Tribunale di Sassari, su richiesta della
Procura, ha disposto lo svolgimento di un incidente pro-
batorio relativamente al funzionamento della barriera
idraulica del sito di Porto Torres (gestito da Eni Rewind
SpA) e alla sua capacità di impedire la dispersione della
contaminazione, presente all’interno del sito, nel tratto
di mare antistante lo stabilimento. Sono stati indagati
gli amministratori delegati di Eni Rewind e Versalis, oltre
ad alcuni altri manager delle due società, per i quali la
Procura aveva richiesto il rinvio a giudizio. Il Tribunale ha
autorizzato la citazione dei responsabili civili Eni Rewind
e Versalis. Le parti civili costituite hanno chiesto la liqui-
dazione del danno ambientale: il Ministero e la Regione
Sardegna per oltre €1,5 miliardi, mentre le altre parti ci-
vili si sono rimesse alla valutazione equitativa del Giu-
dice. Il Tribunale, nel luglio 2016 ha assolto gli indagati
Eni Rewind e Versalis per il reato di disastro ambientale
e deturpamento di bellezze naturali (golfo dell’Asinara),
condannando 3 dirigenti Eni Rewind SpA ad un anno e
pena sospesa per il reato di disastro ambientale colpo-
so limitatamente al periodo agosto 2010-gennaio 2011.
La difesa ha presentato appello. Il processo davanti la
Corte d’Appello di Cagliari - Sez. distaccata di Sassari si
è concluso in data 14 dicembre 2021, con una sentenza
di conferma della pronuncia di condanna di primo grado,
anche in relazione alle statuizioni civili. Si è in attesa del
deposito delle motivazioni della sentenza ai ni della re-
lativa impugnazione.
298
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
iv) Eni Rewind SpA – Discarica di Minciaredda, Sito di
Porto Torres. Nel 2015 il Tribunale di Sassari, su richie-
sta della Procura, ha disposto il sequestro dell’area di
discarica interna allo stabilimento di Porto Torres de-
nominata “Minciaredda”. I reati contestati agli indagati
sono gestione di discarica non autorizzata e disastro
ambientale mentre a Eni Rewind SpA è contestata an-
che la violazione del D.Lgs. 231/01. Con riferimento
all’iter di bonica dell’area Minciaredda, nel luglio 2018
è stato decretato il progetto di bonica dei suoli e delle
falde cd. Nuraghe Fase 1. All’esito delle indagini preli-
minari è stata presentata richiesta di rinvio a giudizio.
In udienza preliminare gli enti territoriali e alcune as-
sociazioni ambientaliste si sono costituite parte civile.
Sono state ammesse la Regione Sardegna, il Comune
di Sassari, il Comune di Porto Torres e l’Ente Parco
Asinara. Il Giudice ha autorizzato la citazione del re-
sponsabile civile Eni Rewind SpA. All’esito dell’udienza
preliminare il GUP ha disposto il rinvio a giudizio degli
imputati e della Società davanti al Tribunale di Sassari.
Una volta istaurato il giudizio di primo grado è stata
ammessa la costituzione di parte civile del MITE e il
Tribunale ha dichiarato inesistente il decreto di rinvio a
giudizio nei confronti di Eni Rewind quale responsabile
amministrativo ex D.Lgs. n. 231/2001, restituendo gli
atti al GUP, che ha successivamente emesso il decreto
di ssazione di una nuova udienza preliminare ssata
al 31 marzo 2022. Per altro verso, è in corso il dibatti-
mento nei confronti degli imputati.
v) Eni Rewind SpA – Palte fosfatiche, Sito di Porto Tor-
res. Nel 2015 il Tribunale di Sassari ha disposto, su ri-
chiesta della Procura, il sequestro preventivo dell’area
denominata “palte fosfatiche” ubicata all’interno dello
stabilimento di Porto Torres. I reati contestati agli inda-
gati sono disastro ambientale, gestione non autorizza-
ta di discarica di riuti pericolosi e altri reati ambientali.
Eni Rewind SpA è stata autorizzata sia dal Prefetto che
dal Tribunale, a effettuare il miglioramento della deli-
mitazione dell’area di discarica, l’adozione di disposi-
tivi di monitoraggio ambientale dell’area e delle acque
meteoriche. In data 30 maggio 2019 è stato noticato
avviso di conclusione delle indagini preliminari. La so-
cietà Eni Rewind è risultata indagata ai sensi del D.Lgs.
231/01. Nel novembre 2019 è stata noticata richiesta
di rinvio a giudizio. All’esito dell’udienza preliminare, nel
corso della quale si è costituito parte civile il Comune
di Porto Torres, il GUP ha pronunciato nei confronti di
tutti gli imputati sentenza di non luogo a procedere per
intervenuta prescrizione in relazione ai reati di gestione
non autorizzata di discarica e getto pericoloso di cose
ex art. 674 c.p. nonché nei confronti di Eni Rewind SpA
in relazione all’illecito amministrativo ai sensi del D.L-
gs. 231/01, mentre ha disposto il rinvio a giudizio degli
imputati davanti al Tribunale di Sassari, all’udienza del
28 maggio 2021, limitatamente al reato di disastro am-
bientale. Una volta instaurato il giudizio di primo grado
si è costituito parte civile il MITE. Il Tribunale, in acco-
glimento delle eccezioni della difesa, ha dichiarato ine-
sistente il decreto di rinvio a giudizio con restituzione
degli atti al GUP. Si è in attesa di ssazione di udienza
dinanzi al GUP.
vi) Eni Rewind SpA – Procedimento amianto Ravenna.
Procedimento penale avente ad oggetto presunte re-
sponsabilità di ex dipendenti di società riconducibili
oggi, dopo varie operazioni societarie, a Eni Rewind
SpA, per decessi e lesioni da amianto che si sono veri-
cate a partire dal 1991. Le persone offese indicate nel
capo di imputazione sono 75. I reati contestati sono
omicidio colposo plurimo e disastro ambientale. Sono
costituite parti civili, oltre a numerosi familiari delle
persone decedute, anche l’ASL di Ravenna, l’INAIL di
Ravenna, la CGIL, CISL e UIL Provinciali, Legambiente
ed altre associazioni ambientaliste. Eni Rewind SpA è
costituita in giudizio quale responsabile civile. In udien-
za preliminare le difese degli imputati hanno chiesto
la pronuncia di intervenuta prescrizione del reato di
disastro ambientale per alcuni dei casi di malattie e
decessi. Nel febbraio 2014 il GUP presso il Tribunale
di Ravenna ha disposto il rinvio a giudizio per tutti gli
imputati, riconoscendo invece la prescrizione solo per
alcune ipotesi di lesioni colpose. Eni Rewind SpA ha
concluso alcuni accordi transattivi. Terminato il dibat-
timento nel novembre 2016 il Giudice ha pronunciato
sentenza di assoluzione per tutti gli imputati con riferi-
mento a 74 casi dei 75 inizialmente contestati nonché
per l’ipotesi di disastro. Mentre ha pronunciato condan-
na per un caso di asbestosi.
Le difese, le parti civili costituite e la Procura hanno
impugnato la sentenza davanti la Corte d’Appello di
Bologna che ha disposto una perizia. I difensori di Eni
hanno ricusato un membro del collegio peritale e la
Corte d’Appello ha respinto la richiesta di ricusazione
con ordinanza successivamente annullata dalla Corte
di Cassazione. In sede di rinvio, su richiesta dei difen-
sori di Eni la Corte d’Appello di Bologna, stante la diver-
sa composizione del collegio giudicante, ha disposto
la rinnovazione del giudizio di appello e, conseguente-
mente, la successiva revoca dell’ordinanza con cui era
stata inizialmente disposta la perizia. In data 25 mag-
gio 2020, la Corte d’Appello ha assolto gli imputati, ed il
responsabile civile, per 74 casi di mesotelioma, tumore
polmonare, placche pleuriche e asbestosi, ha preso
atto del passaggio in giudicato dell’assoluzione per la
contestazione di disastro e ha confermato la condanna
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
299
per un caso di asbestosi, dichiarando altresì inammis-
sibili gli appelli di numerose parti civili. La difesa Eni
ha presentato ricorso in Cassazione contro la condan-
na per asbestosi; alcune parti civili hanno impugnato
l’assoluzione per altre patologie. In data 24 novembre
2021 la Corte di Cassazione ha annullato, senza rinvio,
la sentenza impugnata nei confronti di un imputato per
estinzione del reato, ha annullato senza rinvio agli ef-
fetti penali la sentenza di condanna impugnata per il
reato di lesioni colpose in relazione al caso di asbesto-
si perché estinto per prescrizione, rigettando i ricorsi
della difesa Eni agli effetti civili ed ha, inne, rigettato
i ricorsi delle parti civili. Pertanto, penalmente il proce-
dimento è chiuso ma potranno essere avviati eventuali
successivi conteziosi agli effetti civili.
vii) Raneria di Gela SpA – Eni Mediterranea Idrocarburi
(EniMed) SpA – Disastro innominato. Procedimento
penale pendente a carico di dirigenti della Raneria di
Gela e della EniMed per i reati di disastro innominato,
gestione illecita di riuti e scarico di acque reue in-
dustriali senza autorizzazione. Alla Raneria di Gela è
contestato l’illecito amministrativo da reato ai sensi del
D.Lgs. 231/01. Questo procedimento penale aveva ini-
zialmente ad oggetto l’accertamento del presunto inqui-
namento del sottosuolo derivante da perdite di prodotto
da 14 serbatoi di stoccaggio della Raneria di Gela non
ancora dotati di doppio fondo, nonché fenomeni di con-
taminazione nelle aree marine costiere adiacenti lo sta-
bilimento in ragione della mancata tenuta del sistema di
barrieramento realizzato nell’ambito del procedimento
di bonica del sito. In occasione della chiusura delle in-
dagini preliminari, il Giudice ha riunito in questo procedi-
mento altre indagini aventi ad oggetto episodi inquinanti
collegati all’esercizio di altri impianti della Raneria di
Gela e ad alcuni fenomeni di perdita di idrocarburi dalle
condotte di pertinenza della società EniMed. Il procedi-
mento è in corso nella fase dibattimentale.
viii) Eni SpA – Indagine Val d’Agri. A valle delle indagini
condotte per accertare la sussistenza di un traco ille-
cito di riuti prodotti dal Centro Olio Val d’Agri (COVA)
di Viggiano e smaltiti in impianti di depurazione su ter-
ritorio nazionale, 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 produttiva in Val d’Agri, che conseguente-
mente è stata interrotta. La difesa ha condotto degli
accertamenti tecnici indipendenti avvalendosi di esper-
ti di livello internazionale, i quali hanno accertato la ri-
spondenza dell’impianto alle Best Available Technolo-
gies e alle Best Practice internazionali. Parallelamente,
la Società ha individuato una soluzione tecnica consi-
stente in modiche non sostanziali all’impianto, per il
convogliamento delle acque risultanti dal processo di
trattamento delle linee gas, con la nalità di eliminare
l’azione di “miscelazione” nei termini contestati. Tale
soluzione è stata approvata dalla Procura, consenten-
do a Eni di riavviare la produzione e la reiniezione in
giacimento nel pozzo Costa Molina-2 nell’agosto 2016.
Su richiesta della Regione è stato aperto l’iter ammi-
nistrativo di riesame dell’AIA. Nell’ambito del procedi-
mento penale, la Procura ha richiesto il rinvio a giudizio
per tutti gli imputati per le ipotesi di traco illecito di
riuti, violazione del divieto di miscelazione di riuti, ge-
stione non autorizzata di riuti e falso ideologico in atto
pubblico, e la persona giuridica Eni ai sensi del D.Lgs.
231/2001. A seguito dell’udienza preliminare, il proces-
so si è aperto nel novembre 2017.
All’esito dell’istruttoria dibattimentale, il Tribunale di Po-
tenza, 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 relazione alle contravvenzioni in contestazione, ha di-
chiarato non doversi procedere per intervenuta prescri-
zione; inne, in relazione all’ipotesi di traco illecito di
riuti, ha assolto due ex dipendenti del Distretto Meridio-
nale per non avere commesso il fatto, ha condannato
sei ex funzionari del medesimo Distretto con sospen-
sione della pena ed ha correlativamente condannato
Eni ai sensi del D.Lgs. 231/01 alla sanzione di €700.000,
disponendo la consca di una somma quanticata in
€44.248.071 ritenuta costituire l’ingiusto protto conse-
guito dal reato, da cui detrarre l’ammontare dei costi so-
stenuti da Eni per le modiche all’impianto eseguite nel
2016. A seguito del deposito delle motivazioni da parte
del Tribunale, è stato prontamente formulato ricorso in
Appello avverso tutti i proli di condanna e si è in attesa
di ssazione del giudizio di secondo grado.
ix) Eni SpA – Indagine sanitaria attività del COVA. A valle
del procedimento penale per traco illecito di riuti, gli
aspetti sanitari ivi in corso di accertamento sono stati
oggetto di stralcio in altro procedimento penale. Con-
testualmente è stata disposta l’iscrizione di 9 imputati
di procedimento connesso per fattispecie contravven-
zionali relative a presunte violazioni nella redazione del
Documento di Valutazione dei Rischi occupazionali del-
le attività del Centro Olio Val d’Agri (COVA). Nel marzo
2017, su richiesta del Consulente della Procura, veniva
quindi emesso verbale di contravvenzione da parte
dell’Ispettorato del Lavoro di Potenza nei confronti dei
Datori di Lavoro storici del COVA per omessa e incom-
pleta valutazione dei rischi chimici del COVA. Nell’ot-
tobre 2017 seguiva, su richiesta del Consulente della
Procura, provvedimento di UNMIG di rimansionamento
300
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
di 25 dipendenti presso il COVA per errato giudizio di
idoneità alla mansione lavorativa espresso dal medico
competente Eni. Avverso tale provvedimento veniva
proposta formale opposizione che ha portato l’UNMIG a
revocare il provvedimento emesso. Sempre nell’ottobre
2017 si apprendeva del mutamento delle ipotesi di rea-
to, per le quali indaga la Procura, in fattispecie delittuose
di disastro, omicidio e lesioni personali colpose, con vio-
lazione della normativa in materia di salute e sicurezza.
Gli accertamenti tecnici condotti su incarico di Eni da
esperti internazionali hanno accertato l’assenza di alcun
rischio derivante dall’attività del COVA per la popolazio-
ne del territorio e per i propri dipendenti. Il procedimento
è attualmente pendente in fase di indagini preliminari.
x) Eni SpA – Procedimento penale Val d’Agri - Spill Ser-
batoio. Nel febbraio 2017 i NOE del reparto di Potenza
rinvenivano un usso di acqua contaminata da tracce
di idrocarburi con provenienza non nota, che scorreva
all’interno di un pozzetto grigliato ubicato in area esterna
rispetto al conne del Centro Olio Val d’Agri (COVA), sot-
toposto a sequestro giudiziario. Le attività eseguite da
Eni all’interno del COVA nalizzate a ricostruire l’origine
della contaminazione hanno individuato le cause nella
mancata tenuta di un serbatoio (ossia il serbatoio “D”),
mentre all’esterno del COVA, a seguito dei monitoraggi
ambientali implementati, emergeva il rischio – scongiu-
rato – dell’estensione della contaminazione dell’area a
valle dello stesso stabilimento. Nell’esecuzione di tali at-
tività Eni ha eseguito le comunicazioni previste dal D.L-
gs. 152/06 e avviato le operazioni di messa in sicurezza
d’emergenza in corrispondenza dei punti esterni al COVA
oggetto di contaminazione. Inoltre, è stato approvato il
piano di caratterizzazione delle aree interne ed esterne
al COVA, dagli Enti competenti, ai quali successivamen-
te, è stato trasmesso il documento di Analisi di Rischio.
A seguito di tale evento è stata aperta un’indagine pena-
le per i reati di disastro ambientale nei confronti dei pre-
cedenti Responsabili del COVA, degli Operation Manager
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 per il medesimo reato presupposto, e
di alcuni pubblici uciali appartenenti alle amministra-
zioni locali per i reati di abuso d’ucio, falsità materiale
e ideologica in atti pubblici commessi nel 2014 e di disa-
stro innominato nella forma omissiva e di cooperazione
colposa commesso nel febbraio 2017. Nell’aprile 2017
Eni ha, di propria iniziativa, sospeso l’attività industriale
presso il COVA, anticipando quanto disposto dalla Deli-
bera della Giunta Regionale. Nel luglio 2017 Eni ha riav-
viato l’attività petrolifera avendo ricevuto le necessarie
autorizzazioni da parte della Regione una volta comple-
tati gli accertamenti e le veriche, che hanno conferma-
to l’integrità dell’impianto e la presenza delle condizioni
di sicurezza.
Nel periodo dell’interruzione Eni ha eseguito tutte le
prescrizioni degli Enti competenti, compresa la dota-
zione di un doppio fondo al serbatoio che aveva dato
origine allo sversamento, nonché agli altri tre serbatoi
di stoccaggio. Attualmente è stato risarcito il danno
a quasi tutti i privati proprietari delle aree limitrofe al
COVA e impattate dall’evento; con altri invece le tratta-
tive sono ancora in corso. I prevedibili esborsi relativi a
tali transazioni sono stati stanziati.
Si segnala, altresì, che nel febbraio 2018 la Società ha
impugnato le note del Dipartimento dei Vigili del Fuo-
co dell’ottobre e del dicembre 2017, precisando di non
ritenersi obbligata ad effettuare l’integrazione del Rap-
porto di Sicurezza ivi richiesta, considerato che i dati
acquisiti nell’area interessata dimostrerebbero secon-
do le valutazioni Eni che la perdita dai serbatoi è stata
tempestivamente ed ecientemente controllata e che
non si è mai vericata una situazione di pericolo grave
per la salute umana e per l’ambiente.
Nel mese di aprile 2019 sono state disposte nei con-
fronti di tre dipendenti misure cautelari, le quali, a se-
guito di impugnazione, sono state annullate dalla Su-
prema Corte di Cassazione.
Nel settembre 2019 il Pubblico Ministero disponeva la
separazione della posizione di un dipendente, all’epoca
sottoposto a misura cautelare, dagli altri indagati Eni,
con contestuale formazione nei soli suoi confronti di
un autonomo fascicolo e, quindi, richiedeva al Giudice
per le Indagini Preliminari l’emissione nei confronti del
medesimo del decreto di giudizio immediato cd. custo-
diale, accolto dal GIP. Il giudizio immediato successiva-
mente è stato sospeso al ne di consentire la prosecu-
zione delle attività di ripristino ambientale dei luoghi.
Nell’ambito del parallelo procedimento nei confronti dei
rimanenti dipendenti e di Eni quale ente responsabile ai
sensi del D.Lgs. 231/2001, la Procura della Repubblica,
dopo aver emesso avviso di conclusione delle indagini
preliminari, ha avanzato richiesta di rinvio a giudizio.
All’esito della conseguente udienza preliminare il GUP,
con riferimento all’imputazione ad Eni ex D.Lgs. 231/01
per i fatti sino al 2015, ha emesso sentenza di non luo-
go a procedere perché il fatto non è previsto dalla legge
come reato presupposto dalla responsabilità ammini-
strativa, mentre con riferimento all’imputazione ad
Eni ex D.Lgs. 231/01 per i fatti successivi al 2015, ha
accolto l’eccezione difensiva di nullità assoluta della
richiesta di rinvio a giudizio, con restituzione degli atti
alla Procura della Repubblica. Inne, il GUP ha dispo-
sto il rinvio a giudizio dei due dipendenti Eni davanti al
Tribunale di Potenza, con istaurazione del giudizio all’u-
dienza del 27 giugno 2022, qualicando l’imputazione
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
301
nei loro confronti nella fattispecie di reato di disastro
innominato, non aderendo alla qualicazione giuridica
richiesta dal Pubblico Ministero ai sensi della nuova
fattispecie di disastro ambientale.
xi) Raneria di Gela SpA/Eni Mediterranea Idrocarburi
(EniMed) SpA – Gestione riuti discarica CAMASTRA.
Nel giugno 2018 la Procura di Palermo ha avviato nei
confronti delle società Eni Raneria di Gela e EniMed
un procedimento penale che riguarda un presunto traf-
co illecito di riuti industriali provenienti da operazioni
di bonica di terreni, smaltiti presso una discarica di pro-
prietà 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 amministra-
tivo da reato di cui al D.Lgs. 231/01. La condotta illecita
deriverebbe dalla fraudolenta certicazione dei riuti ai
ni della ricezione in discarica. A seguito delle attività di-
fensive espletate, la posizione dell’AD della Raneria di
Gela SpA e della medesima società sono state oggetto
di richiesta e decreto di archiviazione, mentre per la po-
sizione dell’AD di EniMed e della società è stato chiesto
e ottenuto il rinvio a giudizio. Il procedimento è in corso
davanti al Tribunale di Agrigento al quale è stato trasferito
per competenza territoriale.
xii) Versalis SpA – Sequestro Preventivo presso lo
stabilimento di Priolo Gargallo. Nel febbraio 2019
il Tribunale di Siracusa, su richiesta della Procura,
nell’ambito di una indagine riguardante i reati di get-
to pericoloso di cose e di inquinamento ambientale, a
carico dell’ex direttore dello stabilimento, di Versalis
ai sensi del D.Lgs. 231/2001 e delle altre industrie del
Polo Industriale, relativa alle emissioni prodotte dal
complesso industriale di Priolo Gargallo ha disposto
il sequestro preventivo, consentendo la facoltà d’u-
so, degli impianti di Versalis che, sulla base dei rilievi
tecnici formulati dai Consulenti Tecnici nominati dalla
Procura, presentano punti di emissioni convogliate e
diffuse non conformi alle Best Available Techniques
(BAT). Il provvedimento de quo contiene alcuni pas-
saggi relativi al rapporto fra le BAT e le Autorizzazioni
Integrate Ambientali (AIA) rilasciate che, secondo le
valutazioni tecniche dei consulenti della Procura, non
sarebbero legittime in quanto poco coerenti con i det-
tami normativi. Versalis ha provveduto già da qualche
anno alla realizzazione dei miglioramenti impiantistici
richiesti dalla Procura e dai suoi consulenti e per tale
ragione il provvedimento in questione è stato impu-
gnato dinanzi al Tribunale del Riesame che il 26 mar-
zo 2019 ha disposto il dissequestro degli impianti con
annullamento del decreto. Nel marzo 2021 è stato
notificato avviso di conclusione delle indagini prelimi-
nari, con la formulazione da parte della Procura delle
ipotesi di reato già formulate in precedenza.
xiii) Eni SpA – Incidente mortale Piattaforma offshore
Ancona. Il 5 marzo 2019 sulla piattaforma Barbara F
al largo di Ancona si è vericato un incidente morta-
le. Secondo la ricostruzione dei fatti, durante la fase di
scarico di un serbatoio dalla piattaforma a un supply
vessel si è vericato, per circostanze in corso di ap-
profondimento, l’improvviso cedimento di una parte di
struttura su cui era installata la gru, causando la ca-
duta in mare della gru stessa e della relativa cabina di
comando. Nella caduta alcuni elementi della gru hanno
colpito il supply vessel, ferendo due lavoratori contrat-
tisti a bordo dell’imbarcazione, mentre all’interno della
cabina di comando si trovava un dipendente Eni, dece-
duto in tale tragico evento. In relazione a tale evento, la
Procura di Ancona ha aperto un’indagine inizialmente
contro ignoti disponendo accertamenti tecnici su tutte
le parti della gru, immediatamente poste sotto seque-
stro. Nell’evoluzione delle indagini, il Pubblico Ministero
ha disposto accertamenti tecnici irripetibili, nell’ambi-
to dei quali è emerso che il procedimento ha visto l’i-
scrizione quali soggetti indagati di due dipendenti Eni
nonché Eni quale persona giuridica ai sensi del D.Lgs.
231/2001 e di due dipendenti della società contrattista
proprietaria dell’imbarcazione. Nel maggio 2021 la Pro-
cura di Ancona ha emesso avviso di conclusione delle
indagini preliminari e, a seguito di successiva formula-
zione della richiesta di rinvio a giudizio, è stata ssata
udienza preliminare per il giorno 27 giugno 2022.
xiv) Raneria di Gela SpA e Eni Rewind SpA – Indagine
inquinamento falda e iter di bonica del sito di Gela. A
seguito di denunce effettuate da ex lavoratori dell’indot-
to, la Procura della Repubblica di Gela ha emesso un de-
creto d’ispezione e sequestro dell’area denominata Isola
32 all’interno della raneria di Gela dove sono ubicate le
vecchie e nuove discariche controllate. Il procedimento
penale ha ad oggetto i reati di inquinamento ambientale,
omessa bonica, lesioni personali colpose e gestione
illecita di riuti. I reati sono contestati in relazione alla
gestione delle attività di bonica dell’area oggi gestite da
Eni Rewind SpA, anche per conto delle società Raneria
di Gela, Isaf e Versalis, ove sono ubicate le vecchie di-
scariche, alle attività di decommissioning dell’impianto
acido fosforico di proprietà della Isaf gestite sulla base
di un contratto di mandato dalla Eni Rewind SpA, nonché
alla gestione delle attività in corso di bonica della falda
(ecacia ed ecienza del sistema di barrieramento).
L’Autorità giudiziaria ha proceduto a un’acquisizione
documentale presso la sede della Eni Rewind SpA di
Gela e della Raneria di Gela che nel periodo 1.1.2017
302
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
- 20.3.2019 hanno gestito gli impianti asserviti alla
bonica della falda del sito (TAF Eni Rewind SpA, TAF-
TAS di sito e pozzi di emungimento e barriera idrauli-
ca). Successivamente è stato noticato un decreto di
sequestro di undici piezometri del sistema di barriera-
mento idraulico con contestuale informazione di garan-
zia emesso dalla Procura della Repubblica di Gela nei
confronti di nove dipendenti della Raneria di Gela e
quattro dipendenti della società Eni Rewind SpA. Sono
poi stati disposti accertamenti tecnici irripetibili al ne
di effettuare delle analisi sia sui piezometri posti sotto
sequestro, sia sugli impianti TAF e TAS, con successivo
dissequestro appena conclusi gli accertamenti. In data
11 ottobre 2021 è stato noticato un provvedimento di
sequestro preventivo emesso dal Giudice per le Inda-
gini Preliminari di Gela, su richiesta della Procura della
Repubblica, con riferimento agli impianti asserviti alla
bonica della falda del sito (pozzi di emungimento del-
la falda e impianto di trattamento TAF) gestiti oggi da
Eni Rewind nonché alle aree di stabilimento destinate
alla attuazione del progetto di bonica delle acque di
falda, nominando un amministratore giudiziario inca-
ricato della relativa gestione. Le società Eni stanno
collaborando con l’amministrazione giudiziaria per la
prosecuzione delle attività di bonica e per fornire un
quadro chiaro circa la correttezza del proprio operato.
xv) Eni Rewind SpA e Versalis SpA – Mantova. Proce-
dimento penale in materia di reati ambientali. La
Procura della Repubblica di Mantova ha noticato in
agosto e in settembre 2020 avviso di conclusione del-
le indagini preliminari relativo al procedimento penale
778/18 RGNR in cui sono stati riuniti diversi fascicoli
di indagine. Nell’atto di chiusura delle indagini prelimi-
nari emerge l’iscrizione nel registro degli indagati di
dipendenti di Versalis SpA, Eni Rewind SpA ed Edison
SpA nonché le predette società Versalis, Eni Rewind
ed Edison ai sensi della responsabilità amministrativa
ex D.Lgs. 231/2001. La Procura della Repubblica ipo-
tizza, a seconda di alcune speciche aree del SIN di
Mantova, i reati di gestione di riuti non autorizzata,
danneggiamento/inquinamento ambientale, omessa
comunicazione agli Enti di contaminazione ambientale
ed omessa bonica. A seguito del deposito di memorie
difensive, alcune posizioni soggettive sono state stral-
ciate dal procedimento ed archiviate. 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 indagi-
ni. 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
state citate in giudizio quali responsabili civili. L’udien-
za preliminare è in corso di svolgimento.
xvi) Versalis SpA. Stabilimento di Brindisi torce di stabili-
mento ed emissioni odorigene – Procedimento penale
n. 6580/18 R.G. Mod. 44 contro ignoti. In data 18 mag-
gio 2018 il direttore dello stabilimento Versalis di Brindisi
e altri due dipendenti sono stati convocati dai carabinieri
del Noe al ne di rendere sommarie informazioni testi-
moniali in merito a due upset occorsi nel mese di aprile
2018 e che hanno comportato l’attivazione del sistema
torce di stabilimento. La Società ha collaborato con
l’Autorità giudiziaria per fornire le informazioni utili ad
escludere che tali eventi possano aver avuto un impatto
negativo e signicativo sulla qualità dell’aria. Peraltro, la
Società sta proseguendo con le attività di analisi sui dati
disponibili nonché portando avanti alcuni progetti impor-
tanti per la minimizzazione di qualsiasi effetto pregiudi-
zievole, anche solo visivo, del fenomeno del aring con la
realizzazione di un nuovo impianto della torcia a terra.
Alla ne del mese di maggio 2020 in concomitanza di
una fermata programmata dello stabilimento Versa-
lis, sono state rilevate delle concentrazioni anomale
di benzene e toluene poste alla base di un’ordinanza
con la quale il Sindaco di Brindisi ha disposto la ferma-
ta dell’impianto cracking. L’ordinanza è stata emessa
senza che vi siano stati degli accertamenti tecnici sulla
reale correlazione tra i picchi rilevati e le attività in cor-
so presso lo stabilimento. Dopo una tta interlocuzione
con le autorità competenti, l’ordinanza è stata revocata.
Pur tuttavia, la Procura della Repubblica ha acquisito
informazioni e documenti, anche prodotti dalla stessa
società, sul tema posto alla base della predetta ordi-
nanza sindacale al ne di vericare, anche sotto il pro-
lo penale, eventuali nessi e responsabilità. La Società
ha fornito a tutte le Autorità locali competenti, compre-
sa la Procura della Repubblica, tutte le informazioni e
dati utili alla corretta ricostruzione dei fatti. In seguito,
nell’ambito del procedimento penale, sono stati iscritti
quali soggetti indagati i due direttori pro tempore del-
lo stabilimento ed il responsabile operation per i reati
di cui agli artt. 29-quattuordecies D.Lgs. 152/06 e 674
c.p. Il procedimento è pendente in fase di indagine pre-
liminare.
xvii) 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 provvedu-
to, in attesa dell’approvazione del piano di caratterizza-
zione, ad adottare tutta una serie di misure di messa in
sicurezza delle acque sotterranee, in coordinamento con
gli enti pubblici di controllo e a proseguire l’iter di bonica
no a quando ha avuto la disponibilità del sito.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
303
La Procura di Civitavecchia ha emesso avviso di conclu-
sione delle indagini preliminari contestando, tra gli altri,
all’ex capo deposito carburanti Eni di Civitavecchia, l’ipo-
tesi di reato di inquinamento ambientale in relazione alla
presunta non corretta gestione della barriera idraulica
posta a presidio del sito e nalizzata alla messa in sicu-
rezza d’emergenza della falda contaminata, nell’ambito
del procedimento di bonica in corso. Tale circostanza
sarebbe stata segnalata dai funzionari dell’Arpa locale,
ai quali nel corso degli anni è stato più volte fornito ri-
scontro tecnico. Eni risulta indagata ai sensi del D.Lgs.
231/2001. Il PM ha formulato richiesta di rinvio a giudi-
zio. All’udienza preliminare è stato rilevato un vizio pro-
cedurale e gli atti sono stati nuovamente trasmessi alla
Procura della Repubblica. All’esito della rinnovata udien-
za preliminare del 10 febbraio 2022, il GUP ha disposto il
rinvio a giudizio delle persone siche con instaurazione
del giudizio all’udienza del 26 giugno 2023 ed ha dichia-
rato la nullità per vizio di notica della richiesta di rinvio
a giudizio per le persone giuridiche, restituendo gli atti al
Pubblico Ministero per il suo rinnovo.
xviii) Eni SpA R&M Raneria di Livorno – Procedimento
penale infortunio sul lavoro. In data 20 ottobre 2020 è
stato noticato presso la Raneria di Livorno un avvi-
so per Eni quale ente sottoposto ad indagini preliminari
nell’ambito di un procedimento penale pendente innan-
zi 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
Raneria ed inseguito al quale due dipendenti hanno
riportato ustioni di secondo e terzo grado. Il reato pre-
supposto per cui è stato aperto il procedimento è quel-
lo di lesioni personali aggravate mentre alla società vie-
ne contestato l’illecito amministrativo da reato ai sensi
del D.Lgs 231/2001.
La Polizia Giudiziaria, delegata dalla locale Procura
della Repubblica ha avanzato richieste di esibizione
documentale al fine di acquisire gli elementi utili a va-
lutare se la società abbia adottato o meno un modello
231 idoneo con le relative procedure e sistemi di ge-
stione e organizzazione rispetto alla prevenzione del
reato ipotizzato.
La società ha raccolto la documentazione richiesta che
è stata fornita tempestivamente. Nel settembre 2021
la Procura della Repubblica ha emesso avviso di con-
clusione delle indagini preliminari. In seguito, è stato
noticato il decreto di citazione a giudizio con prima
udienza ssata per il giorno 8 settembre 2022.
1.2 Procedimenti in materia di salute, sicurezza e ambiente
di natura civile o amministrativa
i) Eni Rewind SpA – Versalis SpA – Eni SpA (R&M) – Rada
di Augusta. Con Conferenze dei Servizi del 2005 il Mini-
stero dell’Ambiente ha prescritto alle società facenti parte
del polo petrolchimico di Priolo, comprese Eni Rewind,
Polimeri Europa (ora Versalis) ed Eni (R&M), di effettuare
interventi di messa in sicurezza di emergenza con rimo-
zione dei sedimenti della Rada di Augusta a fronte dell’in-
quinamento ivi riscontrato, in particolare dovuto all’alta
concentrazione di mercurio, genericamente ricondotto
alle attività industriali esercitate nel polo petrolchimico.
Le suddette società hanno impugnato a vario titolo gli atti
del Ministero eccependo, in particolare, le modalità con
le quali sono stati progettati gli interventi di risanamento
e acquisite le caratterizzazioni della Rada. Ne sono sorti
vari procedimenti amministrativi riuniti presso il TAR che,
nell’ottobre 2012, ha accolto i ricorsi presentati dalle so-
cietà presenti nel sito, in relazione alla rimozione di se-
dimenti della Rada e alla realizzazione del barrieramento
sico. Nel settembre 2017 il Ministero ha noticato a tut-
te le società coinsediate atto di dida e messa in mora
ad avviare gli interventi di bonica e ripristino ambientale
della Rada entro 90 giorni, fondando la sua richiesta su
un asserito avvenuto accertamento della responsabilità
proprio sulla base del provvedimento TAR del 2012. Nel
giugno 2019 presso il Ministero dell’Ambiente è stato isti-
tuito un “Tavolo Tecnico permanente per la Bonica della
Rada di Augusta” all’esito del quale è stato reso pubblico il
relativo verbale. Il verbale, richiamando la dida del 2017,
ha confermato la tesi degli Enti sulla responsabilità del-
le aziende coinsediate per la contaminazione della Rada
ed ha affermato un inadempimento alla citata dida da
parte delle società, comunicato anche alla Procura della
Repubblica. D’intesa con tutte le altre società coinvolte si
è proceduto all’impugnativa di tale verbale e ad ulteriori
paralleli approfondimenti tecnici interni a scopo difensi-
vo. Anche all’esito di un incontro avvenuto con il Ministro
presso il sito, Eni Rewind si è resa disponibile, con il Mi-
nistero dell’Ambiente, ad avviare un tavolo di confronto
con il coinvolgimento di tutti i soggetti interessati e volto
ad individuare eventuali misure opportune sui nuovi dati
ambientali acquisiti da CNR/ISPRA nel corso del 2019
ferma restando la necessità che gli enti procedano alla
corretta individuazione del soggetto responsabile della
contaminazione rilevata. Parallelamente la società ha
sollecitato, conformemente alle previsioni normative del
codice dell’ambiente, l’avvio dell’iter per individuare i sog-
getti responsabili dell’inquinamento e le rispettive quote
di responsabilità, ai ni dell’implementazione del proget-
to di bonica. Nel settembre 2020 la società ha preso
parte alla Conferenza di Servizi Istruttoria convocata dal
Ministero dell’Ambiente sugli esiti degli approfondimenti
tecnici svolti da CNR/ISPRA ed ha esposto, assieme ai
propri consulenti, gli approfondimenti sullo stato ambien-
tale della Rada e le proprie osservazioni alla Relazione
304
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
ISPRA-CNR che porterebbero ad escludere qualunque
coinvolgimento delle aziende del Gruppo nella contami-
nazione rilevata. In data 23 settembre 2020 la società ha
preso parte alla CdS istruttoria con il MATTM e gli enti
competenti, ed ha esposto, assieme ai consulenti tecni-
ci incaricati, importanti approfondimenti sulla tematica
dello stato ambientale della Rada di Augusta. In gennaio
2021, la Società, ricevuta comunicazione della indizione
della seconda riunione della CdS istruttoria di pari oggetto
alla prima ssata per il giorno 10 febbraio 2021, ha for-
mulato richiesta di prendere parte anche ai lavori di tale
seconda riunione e di poter visionare i documenti tecnici
che sarebbero stati oggetto di trattazione. Tuttavia, in feb-
braio 2021, la Direzione Generale per il Risanamento Am-
bientale del Ministero ha ritenuto l’istanza non accoglibile.
A seguito di conferenza decisoria, ad aprile 2021, il Mini-
stero ha ritenuto di poter intervenire nel procedimento vol-
to ad individuare le eventuali attività di bonica da porre
in essere nell’area in danno delle coinsediate, sulla base di
presupposti discutibili, quali la presunta inottemperanza
delle aziende all’atto di dida e messa in mora del 7 set-
tembre 2017. La società ha presentato ricorso e ha solle-
citato il Libero Consorzio Comunale di Siracusa (LCCS) ad
avviare l’iter di individuazione del soggetto responsabile
dell’inquinamento. Sono in corso interlocuzioni con il Mi-
nistero e l’LCCS per sollecitare la risposta a tale istanza.
ii) Eni SpA – Eni Rewind SpA– Raneria di Gela SpA –
Ricorso per accertamento tecnico preventivo. Nel febbra-
io 2012 è stato noticato a Raneria di Gela, Eni Rewind
SpA ed Eni un ricorso per accertamento tecnico preven-
tivo (“ATP”) da parte di genitori di bambini nati malformati
a Gela tra il 1992 e il 2007, volto alla verica dell’esistenza
di un nesso di causalità tra le patologie malformative e lo
stato di inquinamento delle matrici ambientali del Sito di
Gela (inquinamento che sarebbe derivato dalla presenza
e operatività degli impianti industriali della Raneria di
Gela e di Eni Rewind SpA ), nonché alla quanticazione dei
danni asseritamente subiti e all’eventuale composizione
conciliativa della lite. Il medesimo tema, peraltro, era stato
oggetto di precedenti istruttorie, nell’ambito di differenti
procedimenti penali, di cui una conclusasi senza accerta-
mento di responsabilità a carico di Eni o sue controllate e
una seconda tuttora pendente in fase di indagini prelimi-
nari. Dal dicembre 2015 sono stati noticati alle tre so-
cietà interessate atti di citazione aventi ad oggetto com-
plessivamente 30 casi di risarcimento danni in sede civile.
Tali giudizi pendono nella fase dell’istruttoria. 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
ordine alla insussistenza di prove circa l’esistenza di un
nesso di causa tra la patologia e il presunto inquinamento
di origine industriale. La sentenza di primo grado è stata
impugnata dalla controparte innanzi alla Corte d’Appello
di Caltanissetta. Nel giugno 2021 il Tribunale civile di Gela
ha emesso una seconda sentenza di merito con la quale
ha rigettato la domanda risarcitoria, riconoscendo la bon-
tà e la fondatezza delle argomentazioni difensive delle so-
cietà convenute in ordine alla insussistenza di prove circa
l’esistenza di un nesso di causa tra la patologia ed il pre-
sunto inquinamento di origine industriale. Le controparti
soccombenti hanno presentato appello ed era stata ssa-
ta udienza per il 17 marzo 2022, differita poi dal Tribunale
di Gela al 20 aprile 2022.
iii) Eni Rewind SpA - Risarcimento del danno ambientale
(Sito di Cengio). Dal 2008 è pendente in primo grado un
procedimento presso il Tribunale di Genova attivato dal
Ministero dell’Ambiente e dal Commissario delegato alla
gestione dello stato di emergenza ambientale nel territo-
rio del Comune di Cengio che hanno citato Eni Rewind af-
nché venisse condannata al risarcimento del danno am-
bientale relativo al sito di Cengio. La pretesa ammonta a
circa €250 milioni per il danno ambientale, oltre al danno
sanitario da quanticarsi in sede di causa. La domanda
è basata sulla censura di “inerzia” di Eni Rewind nel dare
esecuzione agli interventi ambientali, inerzia tutt’altro che
provata. Tra il 2014 e il 2021, la società Eni e il Ministero
dell’Ambiente hanno cercato di denire una chiusura tran-
sattiva del procedimento, senza però giungere a un ac-
cordo denitivo. Il Giudice del procedimento ha riavviato
l’iter processuale con il deposito il 30 dicembre 2021 della
consulenza tecnica denitiva dal CTU nominato. Tale con-
sulenza risulta particolarmente positiva per Eni Rewind in
quanto pone in luce la storicità della contaminazione, s-
sando la baseline al 1989/1990 (data di conferimento Eni-
mont) e ritenendo non vi sia stato deterioramento succes-
sivo. La perizia, tra l’altro, evidenzia l’inerzia del Ministero
rispetto alle proposte transattive avanzate dalla società e
che avrebbero apportato beneci sul territorio. All’udienza
del 24 febbraio 2022, a seguito di richiesta di deposito di
documentazione sopravvenuta da parte attrice, il giudice
ha disposto l’ammissione di una parte della documenta-
zione ed ha trattenuto la causa in decisione concedendo
alle parti 60 giorni per il deposito delle memorie conclu-
sionali e 20 giorni per le note di replica.
Il 3 luglio 2020 si è conclusa, con dichiarazione del Ministro
dell’Ambiente, la parallela procedura di infrazione comuni-
taria sull’area A1 (avviata volontariamente dalla società e
su richiesta del Ministero dell’Ambiente) di c.d. VIA Postu-
ma, riguardante la mancata sottoposizione a VIA delle bo-
niche nel sito industriale di Cengio. La posizione aziendale
circa l’adeguatezza delle misure di intervento ambientale
adottate si è pertanto ulteriormente consolidata. A mar-
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
305
zo 2021 la Commissione di Collaudo ha altresì rilasciato
certicato di collaudo delle opere realizzate sui suoli, con
ciò ulteriormente rafforzando l’idoneità ripristinatoria delle
misure realizzate dalla società. Nell’ambito della vicenda ri-
guardante gli interventi ambientali sul SIN di Cengio, in data
10 agosto 2021, la società ha promosso ricorso straordi-
nario al Presidente della Repubblica avverso la nota MITE
del 12 aprile 2021 per l’annullamento della parte in cui è
stato richiesto alla società di avviare un nuovo procedimen-
to di bonica al ne di ricostruire, alla luce di una presun-
ta contaminazione, il modello concettuale e i conseguenti
interventi atti al suo contenimento/eliminazione, nonché
avverso il parere di ISPRA-ARPA Liguria riferito all’analisi di
rischio sanitario per una porzione del sito.
iv) Val d’Agri – Eni/Vibac. A settembre 2019 è stato noti-
cato 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.
In particolare, nella citazione vengono richiamati in
modo puntuale eventi che avrebbero generato impat-
ti negativi sui cittadini e sul territorio (quali es. lo spill
del 2017, eventi torcia dal 2014, le emissioni odorigene
e acustiche). Al Giudice adito si chiede di dichiarare la
responsabilità di Eni per aver causato emissioni in atmo-
sfera di sostanze inquinanti; si chiede altresì di ordinare
l’interruzione delle attività inquinanti e subordinare la ri-
presa delle medesime all’avvenuta realizzazione di tutti
gli interventi necessari ad eliminare le asserite situazioni
di pericolo; inne, di condannare Eni al pagamento di tut-
ti i danni patrimoniali e non, diretti ed indiretti, presenti
e futuri nella misura che sarà quanticata in corso di
causa. A esito della fase dibattimentale, il Giudice ha
trasmesso alle parti proposta di denizione conciliativa
ponendo un termine alle parti per valutare la stessa e per
presentare ulteriori proposte in merito. Le parti non han-
no aderito alla proposta conciliativa. Nel corso dell’ulti-
ma udienza del 19 febbraio 2021 il Giudice ha ritenuto la
causa matura per la decisione e ha ssato l’udienza di
precisazione delle conclusioni al 30 giugno 2023.
v) Eni SpA – 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’associazione
di pescatori, sette contenziosi nei confronti di Eni SpA, di
una controllata (Eni Oil & Gas Inc.) e diverse altre compa-
gnie, nalizzati all’ottenimento del risarcimento dei danni
riconducibili all’incremento del livello e della temperatura
del mare nonché al dissesto del ciclo idrogeologico.
Detti procedimenti, inizialmente promossi di fronte alle
Corti Statali, sono stati successivamente trasferiti alle
Corti Federali su impulso dei convenuti, i quali hanno de-
positato un’apposita istanza rilevando la carenza di giu-
risdizione delle Corti Statali. Nel 2019, la Corte Federale
ha rinviato i casi alle Corti Statali. I convenuti hanno quin-
di presentato appello alla Ninth Circuit Court of Appeals
(“Ninth Circuit Court”), impugnando il provvedimento di
rinvio. Tutti i procedimenti sono stati sospesi nelle more
del giudizio d’appello davanti alla Ninth Circuit Court. Il
26 maggio 2020, la Ninth Circuit Court ha stabilito il rin-
vio dei procedimenti alle Corti Statali. Il 9 luglio 2020 Eni
Oil & Gas Inc. ha sottoscritto, insieme ad altri convenuti,
una petition for rehearing en banc per chiedere una revi-
sione della decisione di rinvio alla Ninth Circuit Court.
La Ninth Circuit Court ha rigettato la petition for rehea-
ring en banc ma, su richiesta dei convenuti, ha concesso
una sospensione dei procedimenti di 120 giorni (no a
gennaio 2021) per consentire ai convenuti stessi di pre-
sentare una c.d. petition for certiorari alla Corte Supre-
ma degli Stati Uniti al ne di ottenere la revisione della
decisione di rigetto della petition for rehearing en banc.
A gennaio 2021 i convenuti hanno, quindi, depositato la
suddetta petition for certiorari alla Corte Suprema degli
Stati Uniti. Quest’ultima, in accoglimento della petition, ha
disposto che la Ninth Circuit Court riconsideri la questione
della competenza giurisdizionale valutando tutte le argo-
mentazioni giuridiche a favore della competenza federale.
A giugno 2021, i convenuti hanno presentato alla Ninth
Circuit Court una mozione (“Consent Motion”) che illu-
stra argomenti a favore della competenza federale ag-
giuntivi rispetto alle difese iniziali.
A inizio luglio 2021, la Consent Motion è stata rigetta-
ta. Nelle more della decisione della Ninth Circuit Court
– che è attesa entro un anno e che, come indicato dalla
Corte Suprema, dovrà in ogni caso prendere in conside-
razione tutte le potenziali basi giuridiche della compe-
tenza federale – i procedimenti rimangono sospesi.
vi) Eni Rewind/Provincia di Vicenza – Procedimento bo-
nica sito Trissino. Il 7 maggio 2019 la Provincia di
Vicenza ha imposto (con dida) ad alcune persone -
siche e società (MITENI in fallimento, Mitsubishi e ICI)
di provvedere alla bonica del sito di Trissino ove ha
svolto la propria attività industriale la società MITENI
attiva nel settore della chimica. In tale sito, l’ARPA del
Veneto ha rinvenuto, nel 2018, nelle acque sotterranee
interne e circostanti al sito, la presenza in concentrazioni
signicative di sostanze chimiche, considerate altamen-
te tossico-nocive e cancerogene. Le analisi svolte dalla
Provincia di Vicenza con il diretto coinvolgimento dell’I-
stituto Superiore di Sanità hanno rivelato la presenza di
tali agenti nel sangue di circa 53.000 persone dell’area.
L’azione di analisi e monitoraggio sanitario da parte degli
enti risulta destinato ad incrementare.
306
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Tra i responsabili del potenziale inquinamento, la Provin-
cia ha individuato anche un ex dipendente di Enichem
Synthesis che ha ricoperto l’incarico di AD di MITENI tra
il 1988 e il 1996, periodo in cui Enichem Synthesis (poi
divenuta Syndial/Eni Rewind) ha detenuto il 51% del ca-
pitale 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).
In una prima fase del procedimento amministrativo non vi
sono stati riferimenti alla società Enichem Synthesis (ha ri-
guardato solo il suo ex dipendente) e, d’intesa con le funzio-
ni societarie competenti, si è quindi concentrata l’assistenza
legale e la strategia difensiva supportando la persona sica
coinvolta. Dall’azione della Provincia sono scaturiti vari ri-
corsi al TAR nei quali Eni Rewind è stata chiamata in causa
quale “successore” di Enichem per il periodo di gestione del
sito quale socio di maggioranza di MITENI. Sulla base di
ciò, a febbraio 2020, la Provincia ha esteso il procedimento
anche a Eni Rewind la quale con memoria procedimentale
ha illustrato alla Provincia le plurime ragioni – formali e so-
stanziali – che deponevano per la pronta archiviazione del
procedimento avviato nei propri confronti.
Tuttavia, in data 5 ottobre 2020 la Provincia ha noticato
una dida ex art. 244 del codice dell’ambiente con cui
avrebbe individuato Eni Rewind quale ulteriore respon-
sabile della potenziale contaminazione dello stabilimen-
to di Trissino (insieme ad altri soggetti) e ha noticato
una dida a partecipare alle attività di bonica sul sito,
inclusa la partecipazione alle conferenze di servizi, ai
tavoli tecnici e agli incontri che sarebbero stati indetti
dagli Enti Pubblici in relazione agli interventi di bonica
del sito. Avverso tali atti della Provincia Eni Rewind ha
infatti proposto ricorso al TAR Veneto. Eni Rewind sta
partecipando a tali incontri, sta svolgendo gli interventi
ambientali e si è resa disponibile a eseguire – nell’ambi-
to del progetto di MISO approvato – ulteriori interventi
antinquinamento su base volontaria e senza prestare al-
cuna acquiescenza rispetto agli addebiti di responsabili-
tà per l’inquinamento da agenti chimici. Per l’esecuzione
di tali interventi è stato accantonato un fondo rischi.
2. Procedimenti in materia di responsabilità penale/am-
ministrativa di impresa
i) OPL 245 Nigeria. Si è concluso presso il Tribunale di Mi-
lano in primo grado un procedimento penale avente ad
oggetto un’ipotesi di corruzione internazionale per l’ac-
quisizione nel 2011 del blocco esplorativo OPL 245 in Ni-
geria. Nel luglio 2014 la Procura ha noticato ad Eni SpA
un’informazione di garanzia ai sensi del D.Lgs. 231/01
e una richiesta di consegna ex art. 248 c.p.p. Il procedi-
mento risulta avviato a seguito di un esposto presenta-
to dalla ONG ReCommon e verte su presunte condotte
corruttive che, secondo la Procura, si sarebbero vericate
in correlazione con la stipula del Resolution Agreement
29 aprile 2011 relativo alla c.d. “Oil Prospecting Licence”
del giacimento offshore individuato nel blocco 245 in Ni-
geria. Eni, assicurando la massima cooperazione con la
magistratura, ha provveduto tempestivamente a conse-
gnare la documentazione richiesta e ha preso contatto
con le competenti Autorità americane (SEC e DoJ) per
avviare un’informativa volontaria sul tema. A tal propo-
sito si evidenzia che, come comunicato al mercato da
Eni, in data 1° ottobre 2019 il Dipartimento di Giustizia
americano (DoJ) ha concluso le proprie indagini ai sensi
della normativa anticorruzione USA (FCPA), disponendo
la chiusura del procedimento.
Nel luglio 2014, il Collegio Sindacale e l’Organismo di
Vigilanza hanno deliberato il conferimento di un incari-
co congiunto a uno studio legale statunitense indipen-
dente, esperto in ambito anticorruzione anché, previa
informativa all’Autorità giudiziaria, fosse espletata una
verica indipendente di natura forense sulla vicenda.
I legali statunitensi hanno in sintesi concluso che non
sono emerse evidenze di condotte illecite da parte di Eni
in relazione alla transazione con il governo nigeriano del
2011 per l’acquisizione della licenza OPL 245 in Nigeria.
Gli esiti di tale verica sono stati messi a disposizione
dell’Autorità giudiziaria.
Nel settembre 2014 la Procura di Milano ha noticato a
Eni un “restraint order” di un giudice inglese che, a seguito
di rogatoria richiesta da parte della Procura di Milano, ha
disposto il sequestro di un conto bancario di terzi aperto
presso una banca londinese. Poiché l’atto era stato noti-
cato anche ad alcune persone siche, tra cui il CEO di
Eni e l’allora Chief Development, Operation & Technology
Ocer di Eni e l’ex CEO di Eni, si era desunto che gli stessi
fossero stati iscritti nel registro degli indagati presso la
Procura di Milano. All’udienza del settembre 2014 presso
la Corte di Londra, Eni e le due persone siche coinvolte
hanno evidenziato la propria estraneità rispetto al conto
corrente sequestrato. In esito all’udienza il sequestro è
stato confermato.
Nel dicembre 2016 è stato noticato a Eni l’avviso di con-
clusione delle indagini preliminari con la richiesta di rinvio
a giudizio formulata dalla Procura di Milano nei confronti,
tra gli altri, dell’attuale CEO, dell’allora Chief Development,
Operation & Technology Ocer, di un altro top manager
di Eni e dell’ex CEO di Eni, oltre che di Eni ai sensi del
D.Lgs. 231/01.
A seguito della notica dell’avviso di conclusione delle
indagini preliminari è stato richiesto ai legali statuniten-
si indipendenti di accertare se i nuovi documenti resi di-
sponibili dalla Procura di Milano potessero modicare le
conclusioni delle veriche condotte in precedenza. Agli
stessi legali sono stati altresì resi disponibili i documenti
depositati nel procedimento nigeriano più oltre descritto.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
307
I legali statunitensi hanno confermato le conclusioni del-
le precedenti veriche.
Nel dicembre 2017 il Giudice per le Indagini Preliminari
ha disposto il rinvio a giudizio di tutte le parti innanzi al
Tribunale di Milano. Nel corso della prima udienza di-
battimentale hanno chiesto di costituirsi parte civile la
Repubblica Federale della Nigeria, nonché alcune ONG
che erano già state estromesse dal Giudice dell’Udienza
Preliminare. All’udienza del maggio 2018 ha chiesto di
costituirsi parte civile anche l’associazione Asso Con-
sum e il Tribunale ha rinviato all’udienza del giugno
2018 per affrontare tutte le questioni sulle richieste di
costituzione di parte civile. In questa udienza il nuovo
difensore nominato dal Governo Federale della Nigeria
ha insistito per l’ammissione della costituzione di parte
civile richiedendo, altresì, la citazione come responsabili
civili di Eni e Shell.
All’udienza del luglio 2018, il Tribunale ha deciso sulle
questioni relative alla costituzione di parte civile. Sono
state estromesse tutte le ONG ed Asso Consum; è stata,
inoltre, dichiarata inammissibile la richiesta di costituzio-
ne avanzata da un azionista di Eni. Pertanto, la Repubbli-
ca Federale della Nigeria è la sola parte civile ammessa
dal Tribunale. In esito alla discussione delle parti, a fronte
della richiesta di condanna per tutti gli imputati, persone
siche e società, all’udienza del 17 marzo 2021 è stata
pronunciata sentenza di assoluzione perché il fatto non
sussiste per tutti gli imputati. Nel giugno 2021 la Corte
d’Appello di Milano ha, altresì, assolto con la medesima
formula assolutoria i due soggetti terzi rispetto ad Eni
che avevano optato per il rito abbreviato ed erano stati
condannati in primo grado. Questa decisone è diventa-
ta denitiva. Il successivo 29 luglio il Pubblico Ministero
presso la Procura della Repubblica di Milano e la parte
civile, Governo della Nigeria, hanno presentato ricorso
in Appello. L’udienza è stata ssata per il 19 luglio 2022.
Nel gennaio 2017 la controllata Eni Nigerian Agip Explo-
ration Ltd (“NAE”) ha ricevuto copia di un provvedimento
della Federal High Court di Abuja con il quale viene di-
sposto su richiesta della Economic and Financial Crime
Commission (“EFCC”) un sequestro temporaneo (“Order”)
della licenza OPL 245, in pendenza del procedimento per
asseriti reati di corruzione e riciclaggio di denaro in corso
in Nigeria. Nel marzo 2017 la Corte nigeriana ha accolto il
ricorso presentato da NAE e dal suo partner e ha revoca-
to il provvedimento di sequestro. Successivamente Eni è
venuta a conoscenza dell’avvenuto deposito delle conte-
stazioni formulate da parte della EFCC e ne ha messo una
copia a disposizione dei legali statunitensi incaricati della
verica indipendente di cui sopra. Questi ultimi hanno in
sintesi concluso che le ulteriori veriche da loro effettua-
te confermano le conclusioni delle precedenti, in base alle
quali non è emersa alcuna evidenza di condotta illecita da
parte di Eni in relazione all’acquisizione della licenza OPL
245 dal Governo nigeriano.
Nel novembre 2018 Eni SpA e le controllate NAE, NAOC ed
AENR (nonché alcune società del gruppo Shell) hanno rice-
vuto notizia dell’intenzione della Repubblica Federale della
Nigeria di promuovere un’azione civile presso le Corti Inglesi
per ottenere il risarcimento del danno derivante dalla tran-
sazione con la quale la licenza OPL 245 fu assegnata a NAE
e SNEPCO (aliata Shell). Il mese successivo, Eni ha otte-
nuto copia della documentazione che attesta l’iscrizione a
ruolo della causa, il 15 aprile le consociate nigeriane NAE,
NAOC ed AENR hanno ricevuto formale notica dell’avvio
del procedimento, mentre l’analoga notica è stata ricevu-
ta da Eni SpA il 16 maggio 2019. Negli atti introduttivi del
giudizio, la domanda è quanticata in 1,092 MUSD o altro
valore che sarà stabilito nel corso del procedimento. La Re-
pubblica Federale della Nigeria pone alla base della propria
valutazione una stima di valore dell’asset di 3,5 BUSD. La
quota di interessenza di Eni è pari al 50%. Si ricorda che la
Nigeria è costituita parte civile nel procedimento a Milano e
che pertanto la causa di cui sopra appare una duplicazione
delle domande formulate a Milano contro le persone siche
di Eni. In data 22 maggio 2020, il Giudice ha accolto l’ecce-
zione presentata da Eni e ha declinato la propria giurisdizio-
ne sul caso, avendo riscontrato la litispendenza con il proce-
dimento a Milano secondo i criteri previsti dal Regolamento
(EU) No 1215/2012. Il Giudice ha anche negato al Governo
nigeriano il permesso di appellare la decisione. Analoga-
mente la Corte d’Appello ha respinto la domanda del Gover-
no nigeriano di ricorrere contro la decisione rendendo così
la stessa denitiva. Il 20 gennaio 2020 alla consociata NAE
è stato noticato l’avvio di un nuovo procedimento pena-
le davanti la Federal High Court di Abuja. Il procedimento,
prevalentemente incentrato sulle accuse a persone siche
nigeriane (tra le quali il Ministro della Giustizia in carica nel
2011, all’epoca dei fatti contestati), coinvolge NAE e SNE-
PCO in quanto contitolari della licenza OPL 245, alla cui at-
tribuzione nel 2011, nell’ipotesi accusatoria, sarebbero stati
associati atti illeciti anche di natura corruttiva compiuti da
dette persone siche, che NAE e SNEPCO avrebbero illeci-
tamente favorito agevolando lo schema criminoso. L’inizio
del processo, inizialmente previsto per ne marzo 2020, è
slittato per la chiusura degli uci giudiziari in Nigeria a cau-
sa dell’emergenza COVID-19 ed è ripreso all’inizio del 2021.
ii) Indagine Congo. Nel marzo 2017 la Guardia di Finanza
ha noticato a Eni una richiesta di consegna di docu-
menti ex art 248 c.p.p. da cui si rileva che è stato aperto
presso la Procura di Milano un fascicolo nei confronti di
ignoti. La richiesta è relativa, in particolare, agli accordi
sottoscritti da Eni Congo negli anni 2013-2014-2015 con
il Ministero degli Idrocarburi, volti ad attività di esplora-
zione, sviluppo e produzione su alcuni permessi e alle
308
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
modalità con cui furono individuate le imprese con cui
Eni è entrata in partnership. Nel luglio 2017 la Guardia di
Finanza, su delega della Procura di Milano, ha noticato
a Eni una nuova richiesta di documentazione ex art. 248
c.p.p. e un’informazione di garanzia ai sensi del D.Lgs.
231/01 con riferimento al reato di corruzione internazio-
nale. La richiesta fa espressamente seguito alla prece-
dente richiesta di consegna di documenti del marzo 2017
e ha ad oggetto la verica dei rapporti tra Eni e le sue
controllate, dal 2012 ad oggi, con alcune società terze.
Eni ha consegnato tutta la documentazione oggetto della
richiesta e ha preso contatto con le competenti Autorità
americane (SEC e DoJ) per avviare un’informativa volon-
taria sul tema. Nel gennaio 2018 la Procura ha richiesto
la proroga del termine delle indagini preliminari per ulte-
riori sei mesi a far data dal 31 gennaio sino al 30 luglio
2018. Successivamente, nel luglio del 2018 la Procura ha
richiesto una seconda proroga no al 28 febbraio 2019.
Nell’aprile 2018 la Procura di Milano ha noticato ad Eni
un’ulteriore richiesta di documentazione e all’allora Chief
Development, Operation & Technology Ocer un decreto
di perquisizione dal quale lo stesso, insieme ad un altro
dipendente Eni, risulta fra gli indagati.
Nell’ottobre 2018 l’Autorità giudiziaria ha eseguito il se-
questro dell’account di posta elettronica di un dirigente
Eni, già direttore generale di Eni Congo nel periodo 2010-
2013. Nel dicembre 2018 e successivamente nel maggio,
nel settembre e dicembre 2019 sono state noticate a
Eni provvedimenti di richiesta di documenti ex art. 248
c.p.p. dalla Procura di Milano, aventi ad oggetto i rapporti
economici intrattenuti da Eni e le sue controllate con al-
cune società. Tutta la documentazione richiesta è stata
prodotta all’Autorità giudiziaria.
Nel settembre 2019 la Società è stata informata della no-
tica al CEO di Eni un decreto di perquisizione con con-
testuale informazione di garanzia per una presunta ipo-
tesi di “Omessa comunicazione del conitto d’interessi”
ex 2629 bis del Codice civile, in relazione alla fornitura di
servizi logistici e di trasporto ad alcune società controlla-
te operanti in Africa, fra le quali in particolare Eni Congo
SA da parte di alcune società facenti capo alla Petroser-
ve Holding BV nel periodo 2007-2018. La contestazione
del reato si fonda sull’asserita riconducibilità al coniuge
di una quota della proprietà di tale fornitore per una parte
del periodo predetto. Nessuna delle forniture oggetto di
indagine è mai stata deliberata dal Consiglio di Ammini-
strazione di Eni SpA. Successivamente in data 15 giugno
2020 la società è stata informata che è stata richiesta
una proroga delle indagini relativamente a tale ipotesi
no al 21 dicembre 2020.
Nell’aprile 2018 il Collegio Sindacale, l’Organismo di Vi-
gilanza e il Comitato Controllo e Rischi di Eni hanno de-
liberato il conferimento di un incarico congiunto ad uno
studio legale indipendente e ad una società di consulen-
za professionale, esperti in ambito anticorruzione an-
ché, fosse espletata una verica indipendente di natura
forense sulla vicenda. I risultati di tali attività non hanno
evidenziato circostanze di fatto idonee a rilevare un di-
retto coinvolgimento di Eni, né di suoi dipendenti o ma-
nager chiave nella commissione dei reati ipotizzati dalla
Procura. Nel novembre 2019, a seguito della notica degli
ulteriori atti di indagine, il Collegio Sindacale, il Comitato
Controllo e Rischi e l’Organismo di Vigilanza hanno af-
dato ai consulenti già incaricati nel 2018 un secondo
incarico per rivedere le conclusioni raggiunte, alla luce
della documentazione processuale resa disponibile a
seguito della richiesta di riesame del provvedimento no-
ticato al CEO nel settembre 2019. Il secondo rapporto
dei consulenti consegnato nel luglio 2020 integra le con-
clusioni raggiunte dal primo, in particolare con riferimen-
to alla: (i) ipotesi di verosimile riconducibilità al coniuge
dell’Amministratore Delegato di una quota della proprietà
del Gruppo Petroserve per alcuni anni quanto meno, a
partire dal 2009 sino al 2012; (ii) assenza di riscontri ido-
nei a smentire le dichiarazioni rese dal CEO circa la sua
non conoscenza di eventuali interessi del coniuge nella
proprietà del predetto Gruppo Petroserve; (iii) assenza di
evidenza del fatto che l’attività delle persone coinvolte sia
stata svolta nell’interesse di Eni.
In data 9 settembre 2020 è stato noticato ad Eni un de-
creto di ssazione di udienza in camera di consiglio a se-
guito di presentazione da parte della Procura di Milano di
richiesta di applicazione di misura interdittiva ai sensi de-
gli artt. 45 e ss. del D.Lgs. 231/2001, relativamente ad al-
cuni campi petroliferi in Congo. In particolare, in via prin-
cipale viene richiesta l’interdizione dallo sfruttamento dei
campi Djambala II, Foukanda II, Mwa II, Kitina II, Marine
VI Bis, Loango, Zatchi da parte di Eni per 2 anni ed in su-
bordine viene richiesta la nomina di un commissario giu-
diziale deputato alla gestione dei summenzionati campi
petroliferi. Il Giudice per le Indagini Preliminari, nel decre-
to di ssazione dell’udienza per il 21 settembre 2020, dà
atto che la sanzione amministrativa si sarebbe prescritta
il 14 luglio 2020, considerato che i Pubblici Ministeri da-
tano la commissione degli asseriti reati “no al 14 luglio
2015”, ma che nel caso di specie il termine di prescrizione
dei cinque anni sarebbe stato sospeso dalla recente legi-
slazione anti-COVID no al 16 settembre 2020. Il Giudice
dava, altresì, atto della pendenza presso la Corte costitu-
zionale, questione di legittimità costituzionale della legi-
slazione anti-covid suindicata, con particolare riferimen-
to al principio di irretroattività di una norma di sfavore (ex
art. 25 comma 2 Cost.). Pertanto, l’udienza inizialmente
ssata per il 21 settembre 2020, è stata dapprima rin-
viata al 10 dicembre 2020 in attesa della pronuncia della
Corte costituzionale e, successivamente una volta che la
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
309
Corte si è pronunciata per la costituzionalità della norma,
è stata rinviata al 17 febbraio 2021 anche per attendere
il deposito delle motivazioni della sentenza. L’udienza del
17 febbraio 2021 è stata rinviata al 25 marzo 2021, poi-
ché, a seguito della riqualicazione del reato operata dal-
la Pubblica Accusa, da corruzione internazionale a indu-
zione indebita a dare o promettere utilità, si è denita una
ipotesi di applicazione della pena su richiesta delle parti
(ex art. 444 c.p.p.). In data 15 marzo 2021 il Consiglio di
Amministrazione di Eni SpA ha deliberato il conferimen-
to di procura speciale in favore dei difensori di Eni SpA,
responsabile amministrativo, per proporre istanza di ap-
plicazione di pena su richiesta delle parti. L’importo della
sanzione complessivamente concordata con la Procura
è pari a €11,8 milioni.
All’udienza del 25 marzo 2021 il Giudice per le Indagini
Preliminari ha accolto l’ipotesi di sanzione concordata e
la Procura ha, inoltre, revocato la richiesta di misura inter-
dittiva per Eni SpA.
3. Altri procedimenti in materia penale
i) Eni SpA (R&M) – Procedimenti penali accise sui car-
buranti. È pendente un procedimento penale innanzi alla
Procura di Roma, avente ad oggetto la “presunta” eva-
sione di accisa nell’ambito dell’attività di commercializ-
zazione dei carburanti nel mercato della rete. In partico-
lare, la contestazione riguarda la presunta immissione
in consumo da parte di Eni di prodotti petroliferi in quan-
titativi superiori rispetto a quelli assoggettati ad accisa.
Tale procedimento (n. 7320/2014 RGNR) costituisce la
riunione di tre distinti filoni di indagine: (i) un primo pro-
cedimento, avviato dalla Procura di Frosinone nei con-
fronti di una società terza (Turriziani Petroli) acquirente
di carburanti da Eni. Nell’ambito di tale indagine, estesa
poi ad Eni, sono stati acquisiti presso quest’ultima dati
e informazioni riguardanti l’assolvimento delle accise
in relazione ai quantitativi di carburante esitati dalle tre
basi dapprima oggetto d’indagine (Gaeta, Napoli e Livor-
no). Eni ha fornito la massima collaborazione possibile,
consegnando tutta la documentazione richiesta; (ii) un
secondo procedimento derivante da un filone di indagi-
ne presso la Procura di Prato, riguardante il deposito di
Calenzano per sottrazione di carburante attraverso una
manipolazione degli erogatori, successivamente esteso
anche alla raffineria di Stagno (Livorno); (iii) un terzo
procedimento, avviato dalla Procura di Roma, avente ad
oggetto la presunta sottrazione di prodotto al pagamen-
to delle accise in relazione alle eccedenze di prodotto
allo scarico rispetto ai quantitativi indicati nei documen-
ti fiscali di accompagnamento.
I tre loni sono stati riuniti in un unico procedimento
(n. 7320/14) e la Procura di Roma ha condotto un’arti-
colata attività di indagine, ipotizzando la sussistenza di
un’associazione a delinquere nalizzata alla sottrazione
sistematica di prodotti petroliferi presso tutte le 22 basi
di carico di Eni dislocate sul territorio nazionale.
Nel corso degli anni 2014 e 2015 sono state effettuate
massicce attività di intercettazione telefonica e ambien-
tale ed attività delegate di perquisizioni e sequestri su tut-
ti i depositi scali del circuito Eni sul territorio nazionale
– per vericare l’esistenza di comportamenti fraudolenti
nalizzati a manomettere i sistemi di misurazione dei
carburanti movimentati presso i predetti depositi e fun-
zionali agli adempimenti scali in materia di accise – e
sono stati effettuati accertamenti tecnici su testate di
erogazione carburanti. Nello stesso periodo, le indagini
sono state estese ad un cospicuo numero di dipendenti
ed ex dipendenti incluso il vertice dell’allora Divisione Re-
ning & Marketing della società.
Nel novembre 2017 è stato eseguito presso le ranerie
e i depositi di Eni in Italia un provvedimento di sequestro
preventivo dei misuratori di prodotti petroliferi emesso dal
Tribunale di Roma su richiesta della Procura. La Società,
anche in considerazione delle conseguenze connesse al
fermo totale delle attività di ranazione e di rifornimento
di carburanti, ha interloquito con la Procura al ne di ridur-
re per quanto possibile al minimo l’impatto verso i clienti,
le società e i servizi e dopo pochi giorni è stato revocato il
sequestro preventivo, in ragione degli impegni assunti dal-
la Società, parte terza non indagata. Eni ha sempre fornito
la massima collaborazione all’Autorità giudiziaria.
Nel corso del 2018 nell’ambito del procedimento n.
7320/14 è stato noticato dalla Procura di Roma l’avvi-
so agli indagati di conclusione delle indagini preliminari
e successivamente è stata esercitata l’azione penale con
ssazione dell’udienza preliminare. Per quanto di interes-
se di Eni, la richiesta di rinvio a giudizio della Procura di
Roma ha riguardato gli allora responsabili di deposito di
Calenzano, Pomezia, Napoli, Gaeta ed Ortona per le fat-
tispecie di reato di sottrazione aggravata e continuata al
pagamento delle accise e anche i direttori delle ranerie
di Collesalvetti (Livorno) e Sannazzaro per le ulteriori fat-
tispecie di alterazione dei sistemi di misura previsti dalle
leggi applicabili. Inoltre, per il solo deposito di Calenzano,
è stato contestato in capo al responsabile e a tre addetti
di deposito, un’ipotesi di frode processuale.
Nel settembre 2018 è pervenuta ad Eni, in qualità di parte
offesa, notica dell’avviso di ssazione di udienza emes-
so dal Tribunale di Roma, in relazione alla contestazione
di associazione a delinquere e altre contestazioni minori,
nei confronti dei numerosi indagati – tra cui oltre 40 po-
sizioni Eni – oggetto di un procedimento stralciato (proc.
n. 22066/17 RGNR) dal principale, per le quali, nel maggio
2017, la Procura aveva richiesto l’archiviazione. All’esito
dell’udienza, nel dicembre 2018 il Giudice ha accolto la
310
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
richiesta di archiviazione per numerose posizioni, tra cui
tredici posizioni Eni, mentre ha rigettato la richiesta, im-
ponendo alla Procura di formulare l’imputazione nei ter-
mini e forme di legge per ventotto posizioni Eni (inclusi
gli ex vertici dell’allora Divisione R&M) per il reato asso-
ciativo. Anche per tale imputazione a seguito di udienza
preliminare è stata conseguita nel dicembre 2019 sen-
tenza di non luogo a procedere per tutti gli imputati. Nel
corso del 2019 anche in relazione alle pendenze scali
si è addivenuti ad una denizione ed Eni ha effettuato i
pagamenti per le maggiori accise ed altre imposte per cui
non è stato possibile ricostruire la relativa giusticazione.
Per il procedimento principale (n. 7320/2014 RGNR), nel
corso del 2019 è stata svolta un’articolata fase di udienza
preliminare davanti al GUP del Tribunale di Roma il quale,
all’esito delle discussioni, ha disposto il rinvio a giudizio
per tutti gli imputati.
Dal 2020 è pendente il giudizio di primo grado dinanzi al
Tribunale Monocratico di Roma per i reati in materia di
accise, reato di falsità e frode processuale. È in corso il
dibattimento con esame testimoniali e consulenti tecnici.
ii) Eni SpA – Procura della Repubblica di Milano – Proc.
Pen. 12333/2017. Nel febbraio 2018 è stato noticato
un decreto di perquisizione e sequestro con riferimento
alle ipotesi di reato associativo nalizzato alla calunnia
ed alle false informazioni rese al Pubblico Ministero. Dal
provvedimento risultano indagati, tra gli altri, un ex legale
esterno dell’Eni e un ex dirigente di Eni, all’epoca dei fatti
contestati dirigente strategico in diversi ruoli azienda-
li. Secondo quanto riportato nel decreto, l’associazione
sarebbe nalizzata ad intralciare l’attività giudiziaria nei
procedimenti penali di Milano che vedono coinvolta, tra
gli altri, Eni ed alcuni dei suoi amministratori e dirigenti.
A seguito di quanto sopra, il Comitato Controllo e Rischi,
sentito il Collegio Sindacale, ha convenuto, unitamente
all’Organismo di Vigilanza, di adare a un soggetto terzo
indipendente lo svolgimento di un incarico per una verica
interna su documenti e fatti rilevanti rispetto alle vicende
connesse con il citato procedimento, incluse analisi di tipo
“forensic”. L’incarico è stato conferito il 22 febbraio 2018 e,
nella Relazione nale del 12 settembre 2018, presentata
al Comitato Controllo e Rischi, all’Organismo di Vigilanza
e al Collegio Sindacale, è riportato che dalle analisi svolte,
e rispetto alle ipotesi formulate dalla Procura di Milano nel
decreto, non emergerebbero evidenze fattuali circa il coin-
volgimento del predetto ex dirigente di Eni nella commis-
sione dei reati ipotizzati dalla Procura.
Nel contempo il 19 aprile 2018 il Consiglio di Ammini-
strazione ha conferito incarico a due consulenti esterni,
un penalista e un civilista, per ricevere una consulenza
legale indipendente in relazione ai fatti oggetto di inda-
gine. Gli esiti sono stati riportati in una relazione del 22
novembre 2018 che non ha evidenziato circostanze di
fatto idonee di per sé a rilevare un diretto coinvolgimento
di persone Eni nella commissione dei reati ipotizzati dalla
Procura. La relazione è stata presentata al Consiglio di
Amministrazione e al Collegio Sindacale di Eni, nonché
tramessa all’Organismo di Vigilanza di Eni.
Il 4 giugno 2018 la Consob ha chiesto a Eni e al suo Col-
legio Sindacale alcune informazioni relative al predetto
procedimento, ai sensi dell’art. 115, comma 1, del TUF.
In particolare, alla Società sono stati richiesti elementi
informativi circa l’incarico adato al soggetto terzo in-
dipendente, gli esiti dell’incarico stesso, nonché su ogni
altra azione intrapresa da Eni e dai suoi organi sociali in
relazione alla vicenda in questione. Per quanto riguarda
il Collegio Sindacale, l’Autorità ha chiesto informazioni in
merito allo scambio informativo intrattenuto con l’allora
società di revisione sulla vicenda in esame e sul program-
ma di lavoro dalla stessa svolto, nonché l’aggiornamen-
to su ogni ulteriore iniziativa di vigilanza. La Società ha
risposto alla richiesta di informazioni l’11 giugno 2018.
Successivamente, ha integrato la propria risposta invian-
do ulteriore documentazione incluse la relazione nale
del soggetto terzo indipendente e le relazioni dei consu-
lenti del Consiglio di Amministrazione; il Collegio Sindaca-
le ha periodicamente aggiornato la Consob delle diverse
iniziative di vigilanza assunte con diverse comunicazioni,
l’ultima delle quali il 25 luglio 2020. Per maggiori informa-
zioni sull’attività di vigilanza del Collegio Sindacale e sui
relativi esiti si veda la Relazione del Collegio Sindacale
all’Assemblea convocata per l’approvazione della presen-
te Relazione Finanziaria Annuale. Il 13 giugno 2018 è sta-
ta noticata a Eni una richiesta di consegna di documen-
tazione ex art. 248 c.p.p. Oggetto della richiesta erano i
documenti inerenti all’audit interno e ad eventuali audit
esterni relativi agli incarichi adati all’ex legale esterno
ad Eni, che risulta indagato nell’ambito del procedimento.
Nell’ambito di questa richiesta sono state trasmesse alla
Procura anche le relazioni del soggetto terzo indipenden-
te e dei consulenti del Consiglio di Amministrazione. In
data 9 maggio 2019 Eni si è formalmente dichiarata per-
sona offesa nel procedimento in oggetto.
Nel maggio e giugno 2019, sempre nell’ambito del medesi-
mo procedimento, la Procura di Milano ha noticato ad Eni
ed a tre società controllate (ETS SpA, Versalis SpA, Ecofuel
SpA) diverse richieste di documentazione ex art. 248 c.p.p.
Contestualmente il 23 maggio 2019 è stata noticata ad
Eni un’informazione di garanzia con riferimento al reato 25
decies D.Lgs. 231/2001 per il reato di cui all’art. 377 bis
c.p. (induzione a non rendere dichiarazioni o a rendere di-
chiarazioni mendaci all’Autorità giudiziaria).
Oggetto delle predette richieste di documentazione erano
in particolare i rapporti con due controparti commerciali,
gli accessi presso gli uci Eni di alcuni soggetti terzi, an-
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
311
che per conto di una delle predette controparti, la casella
di posta elettronica di alcuni dipendenti ed ex dipendenti,
la documentazione relativa ai rapporti intrattenuti con l’ex
legale esterno indagato nel procedimento e quella relativa
all’interruzione di tali rapporti, i report dell’internal audit ed
i verbali degli organi societari che si sono occupati di va-
lutare tali rapporti. A seguito degli audit interni, la società
ha provveduto a denunciare per truffa, in data 21 giugno
2019, un dipendente di ETS precedentemente licenziato in
data 28 maggio 2019 ed ha altresì presentato un esposto
all’Autorità giudiziaria per accertare la sussistenza degli
estremi per il concorso in truffa di altri soggetti esterni a
Eni. In data 14 agosto la Guardia di Finanza ha inviato ad
Eni una nuova richiesta di informazioni, avente ad oggetto
i rapporti economici intercorsi tra le società del Gruppo Eni
ed un professionista esterno. Alla richiesta è stato dato im-
mediato riscontro.
Successivamente, nel novembre 2019 è stata noticata
una richiesta di proroga delle indagini preliminari. Per
quanto riguarda Eni, vi è stata la richiesta la proroga del-
le indagini per il reato di cui all’art. 25 decies del D.Lgs.
231/2001 no al maggio 2020. Inoltre, risultano indagati
per diverse ipotesi di reato un ex dirigente dell’ucio le-
gale, l’ex Chief Upstream Ocer di Eni ed un ex dipen-
dente di Eni, licenziato nel 2013. Per quanto riguarda le
posizioni dei terzi, risultano delle nuove iscrizioni nel re-
gistro degli indagati, tra cui due ex legali esterni. In data
23 gennaio 2020 è stato noticato un decreto di perquisi-
zione, con contestuale informazione di garanzia, al Chief
Services & Stakeholder Relations Ocer, al Senior Vice
President Security e ad un dirigente dell’ucio legale.
A seguito delle richieste di riesame del predetto decreto,
il materiale depositato dalla Procura è stato reso disponi-
bile alla società che ne ha chiesto l’esame al consulente
già autore della relazione del 12 settembre 2018.
Successivamente nel giugno, luglio e settembre 2020 la
Procura di Milano ha noticato ad Eni ulteriori diverse ri-
chieste di documentazione ex art. 248 c.p.p. aventi ad og-
getto, in particolare, gli esiti delle veriche svolte dall’inter-
nal audit a seguito di una segnalazione anonima relativa
ad un evento di ospitalità del 2017, alcuni chiarimenti in
merito alla gestione di una fattura emessa da uno stu-
dio legale esterno, il report dell’internal audit sui rapporti
economici con una controparte commerciale, evidenze di
impegni lavorativi del Chief Services & Stakeholder Rela-
tions Ocer relativi ad alcune date temporali del 2014 e
del 2016 e la documentazione inerente il licenziamento di
un ex dipendente di Eni. Tutta la documentazione richiesta
è stata nel tempo prodotta all’Autorità giudiziaria.
In data 9 novembre 2020 la Società è stata informata del-
la notica al CEO di Eni di un avviso di accertamenti tec-
nici irripetibili, con contestuale informazione di garanzia
nalizzata a consentire la partecipazione, tramite proprio
consulente tecnico, alle operazioni tecniche programma-
te di analisi del contenuto di un dispositivo telefonico se-
questrato ad un ex dipendente di Eni.
In relazione a quanto precedentemente richiesto dall’AG
nel luglio 2020 e ad integrazione delle informazioni già pro-
dotte, nel periodo gennaio-marzo 2021 è stata consegnata
nel tempo tutta la ulteriore documentazione riguardante un
contenzioso in essere con una controparte commerciale.
In data 10 dicembre 2021 si è avuta notizia della noti-
ca dell’avviso di conclusione delle indagini preliminari nei
confronti di dodici persone siche e cinque società. Eni
SpA, l’Amministratore Delegato, il Director Human Capital
& Procurement Coordination ed il Responsabile della Se-
curity di Eni SpA non compaiono nell’atto, funzionale ad
una richiesta di rinvio a giudizio, risultando quindi estra-
nei alle contestazioni. Viceversa, ad un ex dirigente Eni
licenziato già nel 2013 e ad un ex legale esterno Eni, in
concorso con altri, viene contestato di avere calunniato
l’Amministratore Delegato ed il Director Human Capital &
Procurement Coordination di Eni.
Per quanto riguarda le società, ETS è indagata con riferi-
mento all’illecito amministrativo di cui agli artt. 5, comma
1, lett. a), 25 octies, D.Lgs. 231/01 in relazione all’art. 377
bis c.p. per cui è indagato l’allora dirigente apicale. ETS è
già stata posta in liquidazione volontaria con delibera del
CDA di Eni di luglio 2020 ed ecacia dal 1° gennaio 2021.
4. Contenziosi scali
i) Contestazione per omesso pagamento dell’imposta
municipale unica (IMU) relativamente ad alcune piat-
taforme petrolifere localizzate nelle acque territoriali.
Sono in essere contenziosi scali con alcuni enti locali
italiani la cui materia del contendere è l’assoggettabilità
ad IMU delle piattaforme petrolifere localizzate nel mare
territoriale nel periodo 2016-2019. Dal 2016 il quadro nor-
mativo di tale imposta è stato modicato per effetto della
Legge n. 208/2015 che ha escluso dalla base imponibile
dell’imposta gli impianti funzionali allo specico processo
produttivo, mentre con successiva risoluzione n. 3 del 1°
giugno 2016 il Dipartimento delle Finanze ha riconosciu-
to alle piattaforme petrolifere la qualicazione di impianti
e conseguentemente l’esclusione dalla base imponibile
disposta dalla legge predetta. Sulla base di tale interpre-
tazione Eni non ha versato alcuna IMU per gli anni 2016-
2019. Tuttavia, la pronuncia del Dipartimento delle Finanze
non è vincolante per gli enti locali cui compete il potere
impositivo riconosciuto dalla stessa Corte di Cassazione
e alcuni di questi hanno noticato avvisi di accertamen-
to per le annualità 2016-2019. Contro tali avvisi la società
ha presentato ricorso. Nonostante Eni ritenga che le piat-
taforme petrolifere ubicate nel mare territoriale debbano
essere escluse dalla base imponibile dell’IMU in base
312
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
all’interpretazione della legge alla luce della risoluzione del
Dipartimento delle Finanze, valutati i rischi di soccomben-
za nei contenziosi pendenti è stato deciso di eseguire un
accantonamento al fondo rischi, il cui ammontare esclude
l’importo delle sanzioni poiché l’operato dell’Eni ha fatto
adamento sulla risoluzione amministrativa, nonché ha
tenuto conto dell’abbattimento della base imponibile che
esclude la “componente impiantistica” come previsto dal
dettato della norma. Il contenzioso prosegue.
Il D.L. 124/2019 (convertito con Legge 157/2019) ha isti-
tuito, a decorrere dal 2020, l’imposta immobiliare sulle
piattaforme marine (IMPi) in sostituzione di ogni altra im-
posizione immobiliare locale ordinaria sugli stessi manu-
fatti. Tale norma ha quindi sancito, a partire dal 2020, la
sussistenza del presupposto impositivo su tali manufatti.
5. Procedimenti chiusi
i) Eni Rewind SpA e Versalis SpA – Sito di Porto Torres.
Procedimento promosso nel 2011 dalla Procura di Sas-
sari per asserito disastro ambientale e avvelenamento
di acque e sostanze destinate all’alimentazione nei con-
fronti dell’allora direttore di stabilimento Eni Rewind SpA
di Porto Torres e successivamente nei confronti delle
società Eni Rewind SpA e Versalis SpA quali presunti re-
sponsabili civili. Il procedimento si è concluso con sen-
tenza di non luogo a procedere per intervenuta prescri-
zione, passata in giudicato.
ii) Eni Rewind SpA – Risarcimento danni per l’inquina-
mento da DDT del Lago Maggiore (Pieve Vergonte). Nel
maggio 2003 il Ministero dell’Ambiente ha citato in giu-
dizio la controllata Eni Rewind chiedendo il risarcimento
di un asserito danno ambientale attribuito alla gestione
del sito di Pieve Vergonte nel periodo 1990-1996. Con la
sentenza di primo grado del luglio 2008, il Tribunale Ci-
vile di Torino ha condannato Eni Rewind al risarcimento
del danno, quanticandolo in €1.833,5 milioni oltre agli
interessi legali dalla data del deposito della sentenza. Eni
Rewind ha appellato la predetta sentenza ritenendola fon-
data su motivazioni errate in fatto e in diritto e comunque
assolutamente incongrua la quanticazione del danno,
mancando elementi che potessero giusticare l’enorme
ammontare della condanna rispetto alla modestia dell’in-
quinamento contestato dallo stesso Ministero. Nel corso
del giudizio di appello il CTU ha convalidato le attività dei
tavoli tecnici svolti dalla società con gli enti tecnici nazio-
nali e locali e ha ritenuto che: (i) nessuna ulteriore misura
di riparazione primaria debba essere realizzata; (ii) non vi
è stato alcun impatto signicativo e misurabile sui servizi
e le risorse ecologiche che debba essere oggetto di ripa-
razione compensativa o complementare: l’unico impatto
registrabile riguarda la pesca, anche in ragione delle or-
dinanze di divieto che sono state emesse dagli enti lo-
cali, e tale impatto può essere ripristinato con le misure
proposte da Eni Rewind per un valore complessivo di cir-
ca €7 milioni; (iii) esclude fermamente la necessità cosi
come l’opportunità, sotto il prolo giuridico e scientico,
di una attività di dragaggio mentre conferma la correttez-
za, tecnico-scientica, dell’approccio di Eni Rewind con
MNR (Monitoraggio del Natural Recovery) che stima in
20 anni. Nel marzo 2017 la Corte d’Appello, confermando
la valutazione del CTU: (i) ha escluso l’applicazione del
risarcimento per equivalente monetario (art. 18 Legge
349/1986); (ii) ha annullato la precedente condanna di
Eni Rewind a oltre €1,8 miliardi, e richiesto da parte di
Eni Rewind l’esecuzione del Progetto Operativo di Boni-
ca (POB) per la parte relativa agli interventi sulle acque
sotterranee, nonché alcune misure di riparazione com-
pensativa. Il valore delle misure di riparazione individuate
dalla Corte, quanticato per la sola ipotesi di mancata o
imperfetta esecuzione da parte di Eni Rewind delle stes-
se, è stimato in circa €9,5 milioni. Si precisa che il POB è
stato presentato da Eni Rewind approvato dagli Enti e già
in corso di esecuzione (nonché coperto dai relativi fon-
di); (iii) ha respinto tutte le altre domande del Ministero
(inclusa quella per danno non patrimoniale). Nell’aprile
2018 il Ministero dell’Ambiente ha noticato ricorso in
Cassazione avverso la sentenza della Corte d’Appello e la
Società si è costituita in giudizio. Con sentenza n. 18811
depositata in data 2 luglio 2021 la Corte di Cassazione
ha statuito denitivamente sul contenzioso di danno am-
bientale del Sito di Pieve Vergonte respingendo il ricorso
presentato dal Ministero dell’Ambiente e confermando le
motivazioni della Corte di Appello. In particolare, la Cas-
sazione ha confermato la bontà delle posizioni difensi-
ve presentate dall’azienda in termini di ripristino anche
naturale e compensazione per il risarcimento del danno
ambientale.
Attività in concessione
Eni opera in regime di concessione prevalentemente nel setto-
re Exploration & Production e nella linea di business Rening
& Marketing. 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 contesti giuridici, anche priva-
ti. 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 fronte delle concessioni minerarie ricevute Eni, in funzione
della legislazione scale vigente nel Paese, corrisponde delle
royalties ed è tenuta al pagamento delle imposte sul reddi-
to derivante dallo sfruttamento della concessione. Nei Pro-
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
313
duction Sharing Agreement e nei contratti di service il diritto
sulle produzioni realizzate è determinato dagli accordi contrat-
tuali con le compagnie petrolifere di Stato concessionarie, che
stabiliscono le modalità di rimborso sotto forma di diritto sulle
produzioni, dei costi sostenuti per le attività di esplorazione,
sviluppo e dei costi operativi (cost oil) e la quota di spettan-
za a titolo di remunerazione (prot oil). Nella linea di business
Rening & Marketing alcune stazioni di servizio e altri beni ac-
cessori al servizio di vendita insistono su aree autostradali con-
cesse a seguito di una gara pubblica in sub-concessione dalle
società concessionarie autostradali per l’erogazione del servi-
zio di distribuzione di prodotti petroliferi e lo svolgimento delle
attività accessorie. A fronte dell’adamento dei servizi sopra
indicati, Eni corrisponde alle società autostradali royalties sse
e variabili calcolate in funzione dei quantitativi venduti. Al ter-
mine delle concessioni è generalmente prevista la devoluzione
gratuita dei beni immobili non rimovibili.
Regolamentazione in materia ambientale
I rischi connessi all’impatto delle attività Eni sull’ambiente,
sulla salute e sulla sicurezza sono descritti nei Fattori di ri-
schio e di incertezza - Rischio operation e connessi rischi in
materia di HS&E della Relazione sulla gestione. In futuro, Eni
sosterrà costi di ammontare signicativo per adempiere gli
obblighi previsti dalle norme in materia di salute, sicurezza
e ambiente, nonché per il ripristino ambientale, la bonica e
messa in sicurezza di aree in precedenza adibite a produzioni
industriali e siti dismessi. In particolare, per quanto riguarda
il rischio ambientale, Eni attualmente non ritiene che vi sa-
ranno 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 esse-
re escluso con certezza il rischio che Eni possa incorrere in
ulteriori costi o responsabilità anche di proporzioni rilevanti
perché, allo stato attuale delle conoscenze, è impossibile pre-
vedere gli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto, tra l’altro, dei
seguenti aspetti: (i) la possibilità che emergano nuove con-
taminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da
eseguire e gli altri possibili effetti derivanti dall’applicazione
del Decreto Legislativo n. 152/2006; (iii) gli eventuali effetti
di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell’ambiente (es.
Legge 68/2015 sugli Ecoreati e Direttiva UE 2015/2193 su-
gli impianti di combustione medi); (iv) gli effetti di eventuali
innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale; (v)
la possibilità di controversie e la dicoltà 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 sistema di scambio di quote (EU-ETS), durante la quale
l’assegnazione gratuita dei permessi di emissione avvie-
ne utilizzando fattori di emissione deniti a livello europeo
e specici per ogni settore industriale (c.d. benchmark), a
eccezione della produzione di energia elettrica, per la quale
non sono previste assegnazioni gratuite. Tale contesto rego-
latorio determina per gli impianti Eni soggetti ad Emissions
Trading l’assegnazione di un quantitativo di permessi di emis-
sione generalmente inferiore rispetto alle emissioni registrate
nell’anno di riferimento, con la necessità di acquistare le quote
necessarie ai ni di compliance tramite l’approvvigionamento
sul mercato delle emissioni. Nell’esercizio 2021, le emissio-
ni di anidride carbonica delle installazioni Eni sono risultate,
complessivamente, superiori rispetto ai permessi assegnati.
A fronte di 17,74 milioni di tonnellate di anidride carbonica
emessa in atmosfera sono stati assegnati 5,34 milioni di ton-
nellate di permessi di emissione, facendo registrare un decit
di 12,40 milioni di tonnellate. L’intero decit è stato compen-
sato tramite l’approvvigionamento dei permessi mancanti sul
mercato delle emissioni.
314
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
29 RICAVI
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA
(€ milioni)
Exploration
& Production
Global Gas
& LNG Portfolio
Rening
& Marketing
e Chimica
Plenitude & Power
Corporate
e Altre attività
Totale
2021
Ricavi della gestione caratteristica
8.846 16.973 40.051 10.517 188 76.575
Ricavi per prodotti e servizi venduti:
Ricavi per:
- Vendita greggi
3.573
14.710
18.283
- Vendita prodotti petroliferi
885 18.739 19.624
- Vendita gas naturale e GNL
4.122 16.608 34 3.245 24.009
- Vendita prodotti petrolchimici
5.652 7 5.659
- Vendita altri prodotti
40 6 132 5.316 1 5.495
- Servizi
226 359 784 1.956 180 3.505
8.846
16.973
40.051
10.517
188
76.575
Tempistiche di trasferimento beni/servizi:
Beni e servizi trasferiti in uno specico momento
8.506 16.823 39.836 10.517 72 75.754
Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale
340 150 215 116 821
2020
Ricavi della gestione caratteristica
6.359 5.362 24.937 7.135 194 43.987
Ricavi per prodotti e servizi venduti:
Ricavi per:
- Vendita greggi
1.969 9.024 10.993
- Vendita prodotti petroliferi
517 11.852 12.369
- Vendita gas naturale e GNL
3.505 5.000 20 2.741 11.266
- Vendita prodotti petrolchimici
3.277 19 3.296
- Vendita altri prodotti
113 (2) 36 2.366 2 2.515
- Servizi
255 364 728 2.028 173 3.548
6.359 5.362 24.937 7.135 194 43.987
Tempistiche di trasferimento beni/servizi:
Beni e servizi trasferiti in uno specico momento
5.896 5.239 24.639 7.135 78 42.987
Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale
463 123 298 116 1.000
2019
Ricavi della gestione caratteristica
10.499 9.230 41.976 7.972 204 69.881
Ricavi per prodotti e servizi venduti:
Ricavi per:
- Vendita greggi
3.505 17.361 20.866
- Vendita prodotti petroliferi
1.189 19.615 20.804
- Vendita gas naturale e GNL
5.454
8.881
214
3.373
17.922
- Vendita prodotti petrolchimici
4.088 22 4.110
- Vendita altri prodotti
68 16 2.503 6 2.593
- Servizi
283
349
682
2.096
176
3.586
10.499 9.230 41.976 7.972 204 69.881
Tempistiche di trasferimento beni/servizi:
Beni e servizi trasferiti in uno specico momento
9.946 9.117 41.727 7.972 86 68.848
Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale
553 113 249 118 1.033
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
315
I ricavi della gestione caratteristica sono analizzati per settore
di attività e per area geograca di destinazione alla nota n.
35 - Informazioni per settore di attività e per area geograca.
I ricavi della gestione caratteristica verso parti correlate sono
indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
(€ milioni)
2021
2020
2019
Plusvalenze da vendite di attività materiali, immateriali e rami d'azienda
107 10 152
Altri proventi
1.089 950 1.008
1.196 960 1.160
(€ milioni)
2021 2020 2019
Ricavi rilevati a fronte di passività con la clientela esistenti all'inizio dell'esercizio
658 818 747
Ricavi rilevati a fronte di performance obbligation soddisfatte o parzialmente soddisfatte in esercizi precedenti
30
10
ALTRI RICAVI E PROVENTI
Gli altri proventi comprendono €281 milioni (€357 milioni e
€368 milioni rispettivamente nel 2020 e nel 2019) relativi al
recupero della quota dei costi del diritto di utilizzo dei beni in
leasing di competenza dei partner delle joint operation non in-
corporate operate dall’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)
2021
2020
2019
Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci
41.174 21.432 36.272
Costi per servizi
10.646 9.710 11.589
Costi per godimento di beni di terzi
1.233
876
1.478
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri
707 349 858
Altri oneri
1.983 1.317 879
55.743
33.684
51.076
a dedurre:
- incrementi per lavori interni - attività materiali
(185) (128) (197)
- incrementi per lavori interni - attività immateriali
(9) (5) (5)
55.549
33.551
50.874
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi comprendono
costi geologici e geosici dell’attività esplorativa che ammon-
tano a €194 milioni (€196 milioni e €275 milioni rispettivamen-
te nel 2020 e nel 2019).
I costi di ricerca e sviluppo privi dei requisiti per la rilevazione
nell’attivo patrimoniale ammontano a €177 milioni (€157 milio-
ni e €194 milioni rispettivamente nel 2020 e nel 2019).
I costi per godimento di beni di terzi comprendono royalties su
diritti di estrazione di idrocarburi per €946 milioni (€673 milioni
e €1.183 milioni rispettivamente nel 2020 e nel 2019).
Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto degli
utilizzi per esuberanza riguardano l’accantonamento netto al
fondo rischi ambientali di €279 milioni (utilizzo netto di €15
milioni e accantonamento netto €329 milioni rispettivamente
nel 2020 e nel 2019) e l’accantonamento netto al fondo rischi
per contenziosi di €162 milioni (accantonamenti netti di €76
milioni e di €60 milioni rispettivamente nel 2020 e nel 2019).
Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 21 - Fondi per
rischi e oneri. Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al
netto degli utilizzi per esuberanza sono analizzati per settore di
attività alla nota n. 35 - Informazioni per settore di attività e per
area geograca.
Le informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 13
- Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing.
316
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(€ milioni)
2021 2020 2019
Salari e stipendi
2.182
2.193
2.417
Oneri sociali
455 458 449
Oneri per programmi a beneci ai dipendenti
165 102 85
Altri costi
204
239
213
3.006 2.992 3.164
a dedurre:
- incrementi per lavori interni - attività materiali
(111) (118) (152)
- incrementi per lavori interni - attività immateriali
(7)
(11)
(16)
2.888
2.863
2.996
COSTO LAVORO
Gli altri costi comprendono oneri per esodi agevolati per €94 mi-
lioni (€105 milioni e €45 milioni rispettivamente nel 2020 e nel
2019) e oneri per programmi a contributi deniti per €97 milioni
(€96 milioni e €99 milioni rispettivamente nel 2020 e nel 2019).
Gli oneri per programmi a beneci ai dipendenti sono analizzati
alla nota n. 22 - Fondi per beneci ai dipendenti.
I costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rappor-
ti 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:
2021
2020
2019
(numero)
Controllate Joint operation Controllate Joint operation Controllate Joint operation
Dirigenti
966 18 993 17 1.014 16
Quadri
9.143 78 9.280 73 9.267 77
Impiegati
15.747 380 15.995 349 15.945 361
Operai
5.476 284 4.780 287 4.910 287
31.332 760 31.048 726 31.136 741
Il numero medio dei dipendenti è calcolato come semisomma
dei dipendenti all’inizio e alla ne del periodo.
Il numero medio dei dirigenti comprende i manager assunti e
operanti all’estero la cui posizione organizzativa è assimilabile
alla qualica di dirigente.
L’Assemblea nelle sedute del 13 aprile 2017 e del 13 maggio
2020 ha approvato i Piani di Incentivazione di Lungo Ter-
mine 2017-2019 e 2020-2022, conferendo al Consiglio di
Amministrazione ogni potere necessario per l’attuazione dei
Piani e autorizzando lo stesso a disporre fino a un massimo
di 11 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2017-2019
e di 20 milioni di azioni proprie al servizio del Piano 2020-
2022. I Piani di Incentivazione di Lungo Termine prevedono
tre attribuzioni di azioni ordinarie ciascuno (rispettivamen-
te, negli anni 2017, 2018 e 2019 e negli anni 2020, 2021 e
2022) e sono destinati all’Amministratore Delegato di Eni e
ai dirigenti di Eni e delle sue società controllate rientranti
nell’ambito delle “risorse manageriali critiche per il busi-
ness”, individuate tra coloro che occupano le posizioni più
direttamente responsabili dei risultati aziendali o che sono
di interesse strategico, compresi i dirigenti con responsabi-
lità strategiche.
I Piani prevedono l’assegnazione di azioni Eni a titolo gratu-
ito ai beneficiari al termine di un periodo di vesting triennale
a condizione che gli stessi siano rimasti in servizio. Coeren-
temente alla natura sostanziale di retribuzione, ai sensi delle
disposizioni dei principi contabili internazionali, il costo dei
piani è determinato con riferimento al fair value degli stru-
menti attribuiti e alla previsione del numero di azioni da as-
segnare al termine del vesting period; il costo è rilevato pro
rata temporis lungo il vesting period.
Con riferimento al Piano 2017-2019, il numero di azioni che
verrà assegnato a scadenza dipende: (i) per il 50%, dall’an-
damento del Total Shareholder Return (TSR) del titolo Eni,
rapportato al TSR dell’indice FTSE Mib di Borsa Italiana, con-
PIANI DI INCENTIVAZIONE DEI DIRIGENTI CON AZIONI ENI
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
317
I compensi, incluso i contributi e gli oneri accessori, spet-
tanti ai soggetti che hanno il potere e la responsabilità della
frontato con quello registrato da un gruppo di competitors
di Eni (“Peer Group”)
29
rapportato anch’esso con il TSR delle
rispettive borse valori di riferimento
30
; e (ii) per il 50%, dalla
variazione percentuale annuale del Net Present Value (NPV)
delle riserve certe confrontata con l’analoga variazione di
ciascuna società del Peer Group.
Con riferimento al Piano 2020-2022, il numero di azioni che
verrà assegnato a scadenza dipende: (i) per il 25%, da un
obiettivo di mercato di tipo relativo connesso al Total Sha-
reholder Return (TSR) triennale misurato dalla differenza,
nel triennio, tra il TSR del Titolo Eni e il TSR dell’indice FTSE
Mib di Borsa Italiana, corretto per l’indice di correlazione di
Eni, confrontata con le analoghe differenze registrate per
ciascuna società di un gruppo di competitors di Eni (“Peer
Group”); (ii) per il 20% da un obiettivo industriale di tipo rela-
tivo misurato in termini di valore unitario annuale ($/boe) del
Net Present Value delle riserve certe (NPV), confrontato con
gli analoghi valori registrati per le società del Peer Group,
con risultato finale pari alla media dei risultati annuali nel
triennio; (iii) per il 20% da un obiettivo economico-finanzia-
rio di tipo assoluto misurato dal Free Cash Flow organico
(FCF) cumulato nel triennio di riferimento, consuntivato ri-
spetto all’omologo valore cumulato previsto nei primi 3 anni
del Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministra-
zione nell’anno di attribuzione e mantenuto invariato nel
periodo di performance. La consuntivazione del FCF viene
effettuata al netto degli effetti delle variabili esogene, in ap-
plicazione di una metodologia di analisi degli scostamenti
predeterminata e approvata dal Comitato Remunerazione,
allo scopo di valorizzare l’effettiva performance aziendale
derivante dall’azione del management; (iv) per la restante
parte (35%) da un obiettivo di sostenibilità ambientale e
transizione energetica articolato in tre obiettivi triennali di
tipo assoluto e precisamente: (a) per il 15% da un obietti-
vo di decarbonizzazione misurato dal valore consuntivato
a fine triennio dell’Intensità delle Emissioni GHG upstream
Scope 1 e Scope 2 equity (tCO2eq./kboe), rispetto all’omolo-
go valore previsto al 3° anno del Piano Strategico approvato
dal Consiglio di Amministrazione nell’anno di attribuzione
e mantenuto invariato nel periodo di performance; (b) per
il 10% da un obiettivo di transizione energetica misurato a
fine triennio in termini di Megawatt di capacità installata di
generazione elettrica da fonti rinnovabili rispetto all’omolo-
go valore previsto al 3° anno del Piano Strategico approvato
dal Consiglio di Amministrazione nell’anno di attribuzione e
mantenuto invariato nel periodo di performance; (c) per il
10% da un obiettivo di economia circolare misurato in ter-
mini di stato avanzamento a fine triennio di tre progetti rile-
vanti rispetto allo stato avanzamento previsto al 3° anno del
Piano Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazio-
ne nell’anno di attribuzione e mantenuto invariato nel perio-
do di performance.
In base all’andamento dei parametri di performance sopra
indicati, il numero di azioni che saranno offerte a titolo gra-
tuito dopo tre anni dall’attribuzione potrà essere compreso
tra lo 0% e il 180% del numero delle azioni attribuite inizial-
mente; il 50% delle azioni che saranno effettivamente asse-
gnate a ciascun beneficiario in servizio sarà sottoposto ad
una clausola di lock-up che ne impedisce il trasferimento
per un anno dalla data di assegnazione.
Alla grant date sono state attribuite complessivamente da parte
di Eni: (i) nel 2021, n. 2.365.581 azioni; il fair value medio ponde-
rato di tali azioni alla medesima data è pari a 8,15 euro per azio-
ne; (ii) nel 2020, n. 2.922.749 azioni; il fair value medio ponderato
di tali azioni alla medesima data è pari a 4,67 euro per azione; (iii)
nel 2019, n. 1.759.273 azioni; il fair value medio ponderato di tali
azioni alla medesima data è pari a 9,88 euro per azione.
La determinazione del fair value è stata operata adottando
appropriate tecniche di valutazione avuto riguardo ai diffe-
renti parametri di performance previsti dai piani (con riferi-
mento al Piano 2017-2019, metodo stocastico per la com-
ponente del piano afferente al TSR e modello Black-Scholes
per la componente afferente al NPV delle riserve; con rife-
rimento al Piano 2020-2022 metodo stocastico) tenendo
conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni alla data di
attribuzione (tra €11,642 e €12,164 a seconda della grant
date per l’attribuzione 2021; tra €5,885 e €8,303 a seconda
della grant date per l’attribuzione 2020; €13,714 per l’attri-
buzione 2019), ridotto dei dividendi attesi nel vesting period
(tra 7,1% e 7,4% per l’attribuzione 2021, tra 7,1% e 10,0% per
l’attribuzione 2020 e 6,1% per l’attribuzione 2019 del prezzo
dell’azione alla data di attribuzione), considerando la volati-
lità del titolo (tra 44% e 45% per l’attribuzione 2021; tra 41%
e 44% per l’attribuzione 2020; 19% per l’attribuzione 2019),
le previsioni relative all’andamento dei parametri di perfor-
mance, nonché il minor valore attribuibile alle azioni caratte-
rizzate 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, ammontano a
€16 milioni (€7 milioni e €9 milioni rispettivamente nel 2020
e 2019) con contropartita alle riserve di patrimonio netto.
(29) Il Peer Group è composto dalle seguenti società: Apache, BP, Chevron, ConocoPhillips, Equinor, ExxonMobil, Marathon Oil, Occidental, Royal Dutch Shell e Total.
(30) La condizione di performance connessa con il TSR ai sensi dei principi contabili internazionali rappresenta una c.d. market condition.
COMPENSI SPETTANTI AL KEY MANAGEMENT PERSONNEL
pianificazione, direzione e controllo della Società e quindi gli
amministratori esecutivi e non, i dirigenti con responsabilità
318
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(€ milioni)
2021
2020
2019
Salari e stipendi
29
30
28
Beneci successivi al rapporto di lavoro
3 2 2
Altri beneci a lungo termine
15 12 12
Indennità per cessazione del rapporto di lavoro
21 12
47
65
54
(€ milioni)
2021
2020
2019
Proventi (oneri) nanziari
Proventi nanziari
3.723
3.531
3.087
Oneri nanziari
(4.216) (4.958) (4.079)
Proventi (oneri) netti su attività nanziarie destinate al trading
11 31 127
Strumenti nanziari derivati
(306)
351
(14)
(788) (1.045) (879)
(€ milioni)
2021
2020
2019
Proventi (oneri) nanziari correlati all'indebitamento nanziario netto
- Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari
(475) (517) (618)
- Proventi (oneri) netti su attività nanziarie destinate al trading
11 31 127
- Interessi e altri oneri verso banche e altri nanziatori
(94)
(102)
(122)
- Interessi passivi su passività per beni in leasing
(304) (347) (378)
- Interessi attivi verso banche
4 10 21
- Interessi e altri proventi su crediti nanziari e titoli non strumentali all'attività operativa
9
12
8
(849) (913) (962)
Differenze attive (passive) di cambio
476 (460) 250
Strumenti nanziari derivati
(306) 351 (14)
Altri proventi (oneri) nanziari
- Interessi e altri proventi su crediti nanziari e titoli strumentali all'attività operativa
67 97 112
- Oneri nanziari imputati all'attivo patrimoniale
68 73 93
- Oneri nanziari connessi al trascorrere del tempo
(a)
(144)
(190)
(255)
- Altri proventi (oneri) nanziari
(100) (3) (103)
(109) (23) (153)
(788) (1.045) (879)
(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.
I compensi spettanti agli amministratori ammontano a
€10,13 milioni, €7,54 milioni e €9,2 milioni rispettivamente
per gli esercizi 2021, 2020 e 2019. I compensi spettanti ai
sindaci ammontano a €0,550 milioni, €0,571 milioni e €0,613
milioni, rispettivamente per gli esercizi 2021, 2020 e 2019.
I compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra som-
ma 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.
31 PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:
COMPENSI SPETTANTI AGLI AMMINISTRATORI E AI SINDACI DI ENI SPA
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.
strategica (c.d. key management personnel) in carica nel corso dell’esercizio si analizzano come segue:
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
319
L’analisi delle plusvalenze e minusvalenze delle partecipazioni
valutate con il metodo del patrimonio netto è indicata alla nota
n. 16 - Partecipazioni.
33 IMPOSTE SUL REDDITO
L’effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto è ana-
lizzato per settore di attività alla nota n. 35 - Informazioni per
settore di attività e per area geograca.
ALTRI PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
(€ milioni)
2021
2020
2019
Dividendi
230 150 247
Plusvalenze (minusvalenze) nette da vendita
1 19
Altri proventi (oneri) netti
(8) (75) 15
223
75
281
I dividendi si riferiscono essenzialmente alla Nigeria LNG Ltd per
€144 milioni e alla Saudi European Petrochemical Co ‘IBN ZAHR’
Le imposte correnti relative alle imprese italiane comprendono im-
poste estere per €214 milioni e l’effetto applicazione dell’addiziona-
le Ires prevista dalla Legge n. 7 del 6 febbraio 2009 per €97 milioni.
per €54 milioni (rispettivamente €113 milioni e €28 milioni nel
2020 e €186 milioni e €46 milioni nel 2019).
La riconciliazione tra l’onere scale teorico determinato appli-
cando l’aliquota scale Ires vigente in Italia del 24% (stesso va-
lore nel 2020 e nel 2019) e l’onere scale effettivo è il seguente:
(€ milioni)
2021
2020
2019
Imposte correnti:
-imprese italiane
439 199 347
-imprese estere operanti nel settore Exploration & Production
3.609 1.517 4.729
-altre imprese estere
157 84 152
4.205 1.800 5.228
Imposte differite e anticipate nette:
-imprese italiane
(45) 672 599
-imprese estere operanti nel settore Exploration & Production
552 73 (172)
-altre imprese estere
133
105
(64)
640 850 363
4.845
2.650
5.591
(€ milioni)
2021
2020
2019
Utile (perdita) ante imposte
10.685
(5.978)
5.746
Aliquota scale teorica (Ires) (%)
24,0 24,0 24,0
Imposte teoriche
2.564 (1.435) 1.379
Variazioni in aumento (diminuzione):
- effetto maggiore tassazione delle imprese estere
2.301 1.980 2.934
- effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
180 97 9
- effetto Irap delle società italiane
140
107
25
- effetto addizionale Ires Legge n. 7/2009 (Libyan Tax)
97
- effetto imposte estere di società italiane
108 108 105
- effetti scali relativi ad esercizi precedenti
52
(30)
147
- effetto tassazione dividendi infragruppo
54 96 65
- effetto delle svalutazioni (riprese di valore) delle attività per imposte anticipate
(666) 1.785 938
- altre motivazioni
15
(58)
(11)
2.281 4.085 4.212
Imposte effettive
4.845
2.650
5.591
32 PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
EFFETTO VALUTAZIONE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO
320
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
La maggiore tassazione delle imprese estere riguarda il settore
Exploration & Production per €2.040 milioni (rispettivamente,
€1.777 milioni e €2.934 milioni nel 2020 e 2019).
Nel 2020 il Gruppo ha rilevato oneri d’imposta nonostante una
perdita ante imposte di €5.978 milioni. Questo è dovuto agli
impatti della crisi economica indotta dal COVID-19 sulla do-
L’utile (perdita) per azione semplice è determinato dividendo
l’utile (perdita) dell’esercizio di competenza Eni per il numero
medio ponderato delle azioni Eni SpA in circolazione nell’anno,
escluse le azioni proprie.
L’utile (perdita) per azione diluito è determinato dividendo l’utile
(perdita) dell’esercizio di competenza Eni per il numero medio
ponderato delle azioni Eni SpA in circolazione nell’anno, esclu-
se le azioni proprie, incrementate del numero delle azioni che
potenzialmente potrebbero essere emesse. Al 31 dicembre
2021 le azioni che potenzialmente potrebbero essere messe
manda degli idrocarburi e alla conseguente revisione dei prezzi
di lungo termine e dei cash ow futuri delle attività di Eni. Le
minori proiezioni di redditi imponibili futuri hanno avuto due
ricadute: la svalutazione delle attività per imposte anticipate
iscritte all’attivo di bilancio e il mancato stanziamento del re-
cupero scale associato con le perdite gestionali dell’esercizio.
in circolazione riguardano le azioni assegnate a fronte dei piani
ILT azionario 2017-2019 e 2020-2022.
Ai ni della determinazione dell’utile (perdita) per azione sem-
plice e diluito, l’utile (perdita) netto dell’anno di competenza Eni
è retticato per tener conto della remunerazione delle obbliga-
zioni subordinate perpetue, al netto del relativo effetto scale,
determinata sulla base del costo ammortizzato.
La determinazione dell’utile (perdita) per azione semplice e di-
luito è di seguito indicata:
34 UTILE (PERDITA) PER AZIONE
2021
2020
2019
Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile (perdita) semplice
3.565.973.883
3.572.549.651
3.592.249.603
Numero di azioni potenziali a fronte dei piani ILT azionario
7.598.593 2.251.406
Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile (perdita) diluito
3.573.572.476 3.572.549.651 3.594.501.009
Utile (perdita) netto di competenza Eni
(€ milioni)
5.821 (8.635) 148
Remunerazione di obbligazioni subordinate perpetue, al netto dell'effetto scale
(€ milioni) (95)
Utile (perdita) netto di competenza Eni per utile semplice e diluito
(€ milioni)
5.726 (8.635) 148
Utile (perdita) per azione semplice
(ammontari in € per azione) 1,61 (2,42) 0,04
Utile (perdita) per azione diluito
(ammontari in € per azione)
1,60
(2,42)
0,04
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
321
La segment information di Eni è determinata sulla base dei
segmenti operativi i cui risultati sono rivisti periodicamente dal
Chief Operating Decision Maker (il CEO) per la valutazione delle
performance e le decisioni di allocazione delle risorse.
La struttura organizzativa è imperniata su due Direzioni Generali:
} La Direzione Generale Natural Resources con il compito di
valorizzare il portafoglio upstream Oil & Gas riducendone
l’impronta carbonica attraverso una forte azione di ecien-
za energetica e l’espansione della componente gas con la
responsabilità della commercializzazione all’ingrosso. Inol-
tre, comprende lo sviluppo dei progetti di cattura e compen-
sazione delle emissioni di CO
2
. Nella Direzione conuiscono
le attività di esplorazione, sviluppo e produzione Oil & Gas,
la commercializzazione del gas all’ingrosso via gasdotto e
GNL, i progetti di conservazione delle foreste (REDD+) e di
stoccaggio della CO
2
.
} La Direzione Generale Energy Evolution con il compito di
promuovere l’evoluzione dei business di generazione, tra-
sformazione e vendita di prodotti da fossili a bio e blue. Le
responsabilità della Direzione comprendono le azioni di cre-
scita della generazione elettrica rinnovabile e del biometano,
il coordinamento dell’evoluzione bio e circolare del sistema
di ranazione e della chimica e lo sviluppo del portafoglio
retail di Eni fornendo prodotti sempre più decarbonizzati per
la mobilità, il consumo domestico e delle piccole imprese.
Nella Direzione conuiscono i business della generazione di
energia elettrica da gas e da fonti rinnovabili, della Rana-
zione, della Chimica, del Retail Gas & Power e del Marketing
per la mobilità. Le società Versalis (Chimica), Eni Rewind
(Ambiente) ed Eni gas e luce, nel loro assetto corrente, rien-
trano nel perimetro della Direzione.
Dal punto di vista delle informazioni nanziarie per settore di
attività “segment information”, il management ha considerato
che i processi decisionali di allocazione delle risorse e la valu-
tazione delle performance nanziarie/industriali da parte del
CEO sono svolte ad un livello di maggiore disaggregazione ri-
spetto alle DG, avuto riguardo cioè alle linee di business che
conuiscono nelle due DG. Pertanto, nel rispetto delle disposi-
zioni del principio contabile IFRS 8 che regola l’informativa per
settore di attività, la segment information dell’Eni al 31 dicem-
bre 2021 è articolata nei seguenti reportable segment:
Exploration & Production: attività di ricerca, sviluppo e pro-
duzione di petrolio, condensati e gas naturale, comprende i
progetti di conservazione delle foreste (REDD+) e di cattura e
stoccaggio della CO
2
.
Global Gas & LNG Portfolio (GGP): attività di approvvigiona-
mento e vendita di gas naturale all’ingrosso via gasdotto, tra-
sporto internazionale, acquisto e commercializzazione di GNL.
Comprende le attività di trading gas per nalità sia di copertura
e stabilizzazione dei margini commerciali, sia di ottimizzazione
del portafoglio di asset gas.
Rening & Marketing e Chimica: attività di supply, lavorazione,
distribuzione e marketing di carburanti e prodotti chimici. I ri-
sultati del business Chimica sono stati aggregati con quelli del-
la Rening & Marketing in un unico reportable segment, poiché
questi due segmenti operativi presentano ritorni economici si-
mili. Comprende le attività di trading oil e prodotti con nalità di
eseguire sul mercato le transazioni di bilanciamento del supply
e di stabilizzazione/copertura dei margini commerciali.
Plenitude & Power: attività di vendita al dettaglio di gas, elettri-
cità e servizi connessi e attività di produzione e vendita all’in-
grosso di energia elettrica da impianti termoelettrici e rinno-
vabili, attività di servizio alla mobilità elettrica. Comprende le
attività di trading di certicati di emissione di CO
2
e di vendita
a termine dell’energia elettrica nell’ottica di copertura/ottimiz-
zazione dei margini.
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, di-
gitalizzazione del business e l’attività di bonica ambientale
svolta dalla controllata Eni Rewind.
Le principali informazioni nanziarie 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.
35 INFORMAZIONE PER SETTORE DI ATTIVITÀ E PER AREA GEOGRAFICA
INFORMAZIONI PER SETTORE DI ATTIVITÀ
322
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(€ milioni)
Exploration
& Production
Global Gas & LNG
Portfolio
Rening & Marketing
e Chimica
Plenitude & Power
Corporate e Altre
attività
Rettiche per utili
interni
Totale
2021
Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore
21.742
20.843
40.374
11.187
1.698
a dedurre: ricavi infrasettori
(12.896) (3.870) (323) (670) (1.510)
Ricavi da terzi
8.846 16.973 40.051 10.517 188 76.575
Risultato operativo
10.066
899
45
2.355
(816)
(208)
12.341
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri
(221) (139) (137) (1) (186) (23) (707)
Ammortamenti
(5.976) (174) (512) (286) (148) 33 (7.063)
Svalutazioni di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing
(194)
(28)
(1.342)
(132)
(27)
(1.723)
Riprese di valore di attività materiali e immateriali
1.438 2 112 4 1.556
Radiazioni
(384) (2) (1) (387)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
8
(333)
(766)
(1.091)
Attività direttamente attribuibili
(a)
61.753 10.022 13.326 8.343 1.439 (591) 94.292
Attività non direttamente attribuibili
(b)
43.473
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
2.639
17
2.366
667
198
5.887
Passività direttamente attribuibili
(a)
17.046 10.072 6.796 3.786 3.338 (49) 40.989
Passività non direttamente attribuibili
(b)
52.257
Investimenti in attività materiali e immateriali
3.861
19
728
443
187
(4)
5.234
2020
Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore
13.590 7.051 25.340 7.536 1.559
a dedurre: ricavi infrasettori
(7.231) (1.689) (403) (401) (1.365)
Ricavi da terzi
6.359 5.362 24.937 7.135 194 43.987
Risultato operativo
(610) (332) (2.463) 660 (563) 33 (3.275)
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri
(98) (64) (118) 2 (26) (45) (349)
Ammortamenti
(6.273)
(125)
(575)
(217)
(146)
32
(7.304)
Svalutazioni di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing
(2.170) (2) (1.605) (56) (22) (3.855)
Riprese di valore di attività materiali e immateriali
282 334 55 1 672
Radiazioni
(322)
(7)
(329)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
(980) (15) (363) 6 (381) (1.733)
Attività direttamente attribuibili
(a)
59.439 4.020 10.716 4.387 1.444 (402) 79.604
Attività non direttamente attribuibili
(b)
30.044
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
2.680 259 2.605 217 988 6.749
Passività direttamente attribuibili
(a)
17.501 3.785 5.460 2.426 3.316 (83) 32.405
Passività non direttamente attribuibili
(b)
39.750
Investimenti in attività materiali e immateriali
3.472 11 771 293 107 (10) 4.644
2019
Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore
23.572 11.779 42.360 8.448 1.676
a dedurre: ricavi infrasettori
(13.073) (2.549) (384) (476) (1.472)
Ricavi da terzi
10.499 9.230 41.976 7.972 204 69.881
Risultato operativo
7.417 431 (682) 74 (688) (120) 6.432
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri
(97) (234) (276) 5 (307) 51 (858)
Ammortamenti
(7.060) (124) (620) (190) (144) 32 (8.106)
Svalutazioni di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing
(1.347) (1.127) (83) (13) (2.570)
Riprese di valore di attività materiali e immateriali
130 5 205 41 1 382
Radiazioni
(292) (6) (1) (1) (300)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
7 (21) (63) 10 (21) (88)
Attività direttamente attribuibili
(a)
68.915 4.092 13.569 4.068 1.643 (492) 91.795
Attività non direttamente attribuibili
(b)
31.645
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
4.108 346 3.107 141 1.333 9.035
Passività direttamente attribuibili
(a)
20.164
3.836
6.272
2.380
3.890
(141)
36.401
Passività non direttamente attribuibili
(b)
39.139
Investimenti in attività materiali e immateriali
6.980 15 933 357 89 (14) 8.360
(a) Comprendono le attività/passività connesse al risultato operativo.
(b) Comprendono le attività/passività non connesse al risultato operativo.
Le informazioni per settore di attività sono le seguenti:
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
323
(€ milioni)
Italia
Resto
dell’Unione
Europea
Resto
dell’Europa
Americhe
Asia
Africa
Altre aree
Totale
2021
Attività direttamente attribuibili
(a)
23.718 6.902 6.114 5.718 17.483 33.499 858 94.292
Investimenti in attività materiali e immateriali
1.333 199 202 659 1.203 1.604 34 5.234
2020
Attività direttamente attribuibili
(a)
17.228 4.159 3.174 4.485 16.360 33.341 857 79.604
Investimenti in attività materiali e immateriali
1.198 152 119 441 1.267 1.443 24 4.644
2019
Attività direttamente attribuibili
(a)
19.346 7.237 1.151 5.230 17.898 40.021 912 91.795
Investimenti in attività materiali e immateriali
1.402 306 9 1.017 1.685 3.886 55 8.360
(a) Comprendono le attività connesse al risultato operativo.
INFORMAZIONI PER AREA GEOGRAFICA
Attività direttamente attribuibili e investimenti per area geograca di localizzazione
Ricavi della gestione caratteristica per area geograca di destinazione
(€ milioni)
2021
2020
2019
Italia
29.968 14.717 23.312
Resto dell'Unione Europea
14.671 9.508 18.567
Resto dell'Europa
12.470 8.191 6.931
Americhe
4.420 2.426 3.842
Asia
7.891 4.182 8.102
Africa
7.040 4.842 8.998
Altre aree
115 121 129
76.575 43.987 69.881
Le operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano
principalmente:
(a) lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l’im-
piego di mezzi nanziari con le joint venture, con le imprese
collegate e altre società escluse dall’area di consolidamento;
(b) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre so-
cietà controllate dallo Stato italiano;
(c) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con società
correlate a Eni SpA per il tramite di alcuni componenti
del Consiglio di Amministrazione. La maggior parte di tali
operazioni sono esenti dall’applicazione della normativa
interna Eni “Operazioni con interessi degli amministratori
e sindaci e Operazioni con Parti Correlate”, emanata in at-
tuazione 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, che perseguono iniziative di carattere umanitario,
36 RAPPORTI CON PARTI CORRELATE
culturale e scientico. In particolare con: (i) Eni Founda-
tion, costituita, su iniziativa di Eni, senza scopo di lucro
e con l’obiettivo di perseguire esclusivamente nalità di
solidarietà sociale e umanitaria nei settori dell’assistenza,
della sanità, dell’educazione, della cultura e dell’ambiente,
nonché della ricerca scientica e tecnologica; (ii) Fonda-
zione Eni Enrico Mattei costituita, su iniziativa di Eni, con
lo scopo di contribuire, attraverso studi, ricerche e inizia-
tive 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 perse-
guono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientico,
fanno parte della ordinaria gestione.
Le joint venture, le imprese collegate e le imprese controllate
escluse dall’area di consolidamento sono indicate nell’allegato
“Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2021” che si conside-
ra parte integrante delle presenti note.
324
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
31.12.2021 2021
Denominazione
(€ milioni)
Crediti e altre
attività
Debiti e altre
passività Garanzie Ricavi Costi
Altri proventi
(oneri) operativi
Joint venture e imprese collegate
Agiba Petroleum Co
13 57 189
Angola LNG Ltd
73
Angola LNG Supply Services Llc
179
Coral FLNG SA
17 1.260 43
Gruppo Saipem
4 134 9 28 174
Karachaganak Petroleum Operating BV
24 213 989
Mellitah Oil & Gas BV
65 290 3 263
Petrobel Belayim Petroleum Co
24 391 2 651
Société Centrale Electrique du Congo SA
50 66
Società Oleodotti Meridionali SpA
6 396 18 12
Vår Energi AS
62
526
495
104
2.224
(409)
Altre
(*)
137 53 2 95 234
402 2.060 1.945 359 4.809 (409)
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
Eni BTC Ltd
179
Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione)
124
1
1
13
Altre
10 5 10 8 10
134 6 190 21 10
536 2.066 2.135 380 4.819 (409)
Imprese controllate dallo Stato
Gruppo Enel
583 461 41 417 373
Gruppo Italgas
1
49
3
560
Gruppo Snam
160 152 159 1.013 1
Gruppo Terna
51 85 203 309 4
GSE - Gestore Servizi Energetici
311
125
2.216
1.238
766
Altre
(*)
10 33 20 60
1.116 905 2.642 3.597 1.144
Altri soggetti correlati
2 33
Groupement Sonatrach - Agip «GSA»
e Organe Conjoint des Opérations «OC SH/FCP»
170 79 30 222
Totale
1.822
3.052
2.135
3.052
8.671
735
(*) Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.
RAPPORTI COMMERCIALI E DIVERSI
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
325
31.12.2020 2020
Denominazione
(€ milioni)
Crediti e altre
attività
Debiti e altre
passività
Garanzie
Ricavi
Costi
Altri proventi
(oneri) operativi
Joint venture e imprese collegate
Agiba Petroleum Co
6 52 201
Angola LNG Supply Services Llc
165
Coral FLNG SA
6 1.079 49
Gas Distibution Company of Thessaloniki - Thessaly SA
13 52
Gruppo Saipem
87
254
509
18
350
Karachaganak Petroleum Operating BV
25 141 816
Mellitah Oil & Gas BV
54 250 2 156
Petrobel Belayim Petroleum Co
65
467
556
Società Oleodotti Meridionali SpA
3 399 20 15
Société Centrale Electrique du Congo SA
48 57
Unión Fenosa Gas SA
11
4
57
9
(3)
Vår Energi AS
39 190 456 85 1.126 (118)
Altre
(*)
72 24 1 66 167
416
1.794
2.267
306
3.439
(121)
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
Eni BTC Ltd
165
Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione)
112 1 1 11
Altre
5
23
10
4
9
117 24 176 15 9
533 1.818 2.443 321 3.448 (121)
Imprese controllate dallo Stato
Gruppo Enel
104 165 51 551 86
Gruppo Italgas
1 177 3 714
Gruppo Snam
189 211 45 1.012
Gruppo Terna
46 62 152 225 8
GSE - Gestore Servizi Energetici
52 37 586 309 40
Altre
(*)
8 49 20 63
400 701 857 2.874 134
Altri soggetti correlati
1 4 2 53
Groupement Sonatrach - Agip «GSA»
e Organe Conjoint des Opérations «OC SH/FCP»
87 52 19 262
Totale
1.021 2.575 2.443 1.199 6.637 13
(*) Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.
326
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
31.12.2019 2019
Denominazione
(€ milioni)
Crediti e altre
attività
Debiti e altre
passività
Garanzie
Ricavi
Costi
Altri proventi
(oneri) operativi
Joint venture e imprese collegate
Agiba Petroleum Co
3 71 229
Angola LNG Supply Services Llc
181
Coral FLNG SA
15 1.168 71
Gas Distribution Company of Thessaloniki - Thessaly SA
13 53
Gruppo Saipem
75
227
510
27
503
Karachaganak Petroleum Operating BV
33 198 1 1.134
Mellitah Oil & Gas BV
57 171 3 365
Petrobel Belayim Petroleum Co
50
1.130
7
1.590
Unión Fenosa Gas SA
8 1 57 1 6 63
Vår Energi AS
32 143 482 63 1.481 (64)
Altre
(*)
106
29
1
112
87
379 1.983 2.399 285 5.448 (1)
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
Eni BTC Ltd
180
Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione)
101
1
3
14
Altre
5 25 14 6 18
106 26 197 20 18
485 2.009 2.596 305 5.466 (1)
Imprese controllate dallo Stato
Gruppo Enel
185 284 105 602 (8)
Gruppo Italgas
3 154 1 677
Gruppo Snam
278 229 71 1.208
Gruppo Terna
40 45 171 223 17
GSE - Gestore Servizi Energetici
26 24 549 468 11
Altre
10 19 12 35
542
755
909
3.213
20
Altri soggetti correlati
2
3
5
37
Groupement Sonatrach - Agip «GSA»
e Organe Conjoint des Opérations «OC SH/FCP»
75 74 33 457
Totale
1.104
2.841
2.596
1.252
9.173
19
(*) Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.
I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese col-
legate e le controllate escluse dall’area di consolidamento
riguardano:
} la quota di competenza Eni dei costi sostenuti nello svi-
luppo di giacimenti petroliferi dalle società Agiba Petro-
leum Co, Karachaganak Petroleum Operating BV, Mellitah
Oil & Gas BV, Petrobel Belayim Petroleum Co, Groupement
Sonatrach - Agip «GSA», Organe Conjoint des Opérations
«OC SH/FCP» e, limitatamente alla Karachaganak Petro-
leum Operating BV, l’acquisto di greggi da parte di Eni Tra-
de & Biofuels SpA; i riaddebiti dalle collegate a Eni sono
fatturati sulla base dei costi sostenuti;
} l’acquisto di GNL da Angola LNG Ltd;
} la garanzia rilasciata nell’interesse della società Angola
LNG Supply Services Llc a copertura degli impegni relativi
al pagamento delle fee di rigassificazione;
} la fornitura di servizi specialistici upstream e la garan-
zia rilasciata pro quota nell’interesse della società Coral
FLNG SA a beneficio del Consorzio TJS a fronte degli ob-
blighi contrattuali assunti con l’assegnazione del contrat-
to EPCIC per la realizzazione dell’impianto galleggiante di
liquefazione del gas (maggiori informazioni sono riporta-
te alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi);
} la fornitura di servizi di ingegneria, di costruzione e di per-
forazione da parte del gruppo Saipem prevalentemente al
settore Exploration & Production;
} la vendita di gas alla Société Centrale Electrique du Congo SA;
} gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Società Oleodotti
Meridionali SpA per il potenziamento delle infrastrutture del
sistema di trasporto del greggio alla Raneria di Taranto;
} le garanzie rilasciate per rispetto di accordi contrattuali
nell’interesse di Vår Energi AS, la fornitura di servizi spe-
cialistici upstream, 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).
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
327
I rapporti più significativi con le società controllate dallo Sta-
to riguardano:
} la vendita di carburanti e combustibili, la compravendita di
gas, l’acquisizione di servizi di distribuzione di energia elet-
trica e gli strumenti nanziari derivati con il gruppo Enel;
} l’acquisizione di servizi di trasporto, stoccaggio e servizi di
distribuzione dal gruppo Italgas e dal gruppo Snam sulla
base delle tariffe stabilite dall’Autorità di Regolazione per
Energia Reti e Ambiente nonché, dal gruppo Snam, la com-
pravendita 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 compra-
vendita di energia elettrica per esigenze di bilanciamento
del sistema sulla base di corrispettivi legati all’andamen-
to dei principali prodotti energetici e la stipula di contratti
derivati su commodity a copertura del rischio di volatilità
del corrispettivo per l’assegnazione dei diritti di utilizzo
della capacità di trasporto con il gruppo Terna;
} la compravendita di energia elettrica, gas, titoli ambientali,
gli strumenti nanziari derivati, la vendita di prodotti pe-
troliferi e capacità di stoccaggio a GSE - Gestore Servizi
Energetici per la costituzione delle scorte speciche tenu-
te dall’Organismo Centrale di Stoccaggio Italiano (OCSIT)
in accordo al Decreto Legislativo n. 249/2012, 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 bio-
carburanti avanzati nel settore dei trasporti.
I rapporti verso altri soggetti correlati riguardano:
} costi per contributi versati ai fondi pensione gestiti da Eni
per €25 milioni;
} contributi erogati e prestazione di servizi alla Fondazione
Eni Enrico Mattei e a Eni Foundation rispettivamente per
€5 milioni e €3 milioni.
31.12.2021
2021
Denominazione
(€ milioni)
Crediti
Debiti
Garanzie
Proventi
Finanziari
Oneri
Finanziari
Joint venture e imprese collegate
Cardón IV SA
199 2 37
Coral FLNG SA
383 4 1
Coral South FLNG DMCC
1.413
2
Mozambique Rovuma Venture SpA
1.008 72
Altre
(*)
70 43 35 43
1.660
117
1.413
78
44
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
Altre
38
34
1
1
38 34 1 1
Imprese controllate dallo Stato
Enel
109
Altre
2 17 1
2
126
1
Totale
1.700
277
1.413
79
46
(*) Per rapporti di ammontare inferiore a €50 milioni.
RAPPORTI DI NATURA FINANZIARIA
328
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
31.12.2020 2020
Denominazione
(€ milioni)
Crediti
Debiti
Garanzie
Proventi
Finanziari
Oneri
Finanziari
Joint venture e imprese collegate
Angola LNG Ltd
228
Cardón IV SA
383
57
Coral FLNG SA
288 22 1
Coral South FLNG DMCC
1.304
Gruppo Saipem
2
167
6
Société Centrale Electrique du Congo SA
83 7
Altre
15 12 1 27 18
771
179
1.533
113
25
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
Altre
36 28 1
36 28 1
Imprese controllate dallo Stato
Altre
11
1
11 1
Totale
807 218 1.533 114 26
31.12.2019 2019
Denominazione
(€ milioni) Crediti Debiti Garanzie
Proventi
Finanziari
Oneri
Finanziari
Joint venture e imprese collegate
Angola LNG Ltd
249
Cardón IV SA
563 5 77
Coral FLNG SA
253 2
Coral South FLNG DMCC
1.425
Société Centrale Electrique du Congo SA
85 20
Altre
18 14 2 18 14
919 19 1.676 95 36
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
Altre
48 28 1
48 28 1
Imprese controllate dallo Stato
Altre
4
12
4 12
Totale
971
59
1.676
96
36
I rapporti più signicativi con le joint venture, le imprese collegate
e le controllate escluse dall’area di consolidamento riguardano:
} il nanziamento concesso alla società Cardón IV SA per le
attività di sviluppo del giacimento a gas di Perla in Venezuela;
} il nanziamento concesso alla società Coral FLNG SA per
la realizzazione dell’impianto galleggiante di liquefazione del
gas nel permesso dell’area 4 in Mozambico;
} la garanzia rilasciata nell’interesse della società Coral
South FLNG DMCC per adamenti bancari nell’ambito
del project nancing del progetto di sviluppo Coral FLNG
(maggiori informazioni sono riportati alla nota n. 28 - Ga-
ranzie, impegni e rischi);
} il nanziamento concesso alla Mozambique Rovuma Ven-
ture per lo sviluppo delle riserve gas nell’offshore del Mo-
zambico.
I rapporti più signicativi con le società controllate dallo Stato
riguardano:
} i debiti nanziari per marginazione su contratti derivati verso
il gruppo Enel.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
329
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 ta-
bella di sintesi:
31.12.2021
31.12.2020
(€ milioni)
Totale
Entità
correlate
Incidenza
%
Totale
Entità
correlate
Incidenza
%
Altre attività nanziarie correnti
4.308
55
1,28
254
41
16,14
Crediti commerciali e altri crediti
18.850 1.301 6,90 10.926 802 7,34
Altre attività correnti
13.634 492 3,61 2.686 145 5,40
Altre attività nanziarie non correnti
1.885
1.645
87,27
1.008
766
75,99
Altre attività non correnti
1.029 29 2,82 1.253 74 5,91
Passività nanziarie a breve termine
2.299 233 10,13 2.882 52 1,80
Quota a breve di passività nanziarie a lungo termine
1.781
21
1,18
1.909
Quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine
948 17 1,79 849 54 6,36
Debiti commerciali e altri debiti
21.720 2.298 10,58 12.936 2.100 16,23
Altre passività correnti
15.756
339
2,15
4.872
452
9,28
Passività nanziarie a lungo termine
23.714 5 0,02 21.895
Passività per beni in leasing a lungo termine
4.389 1 0,02 4.169 112 2,69
Altre passività non correnti
2.246
415
18,48
1.877
23
1,23
2021
2020
2019
(€ milioni)
Totale
Entità
correlate
Incidenza
%
Totale
Entità
correlate
Incidenza
%
Totale
Entità
correlate
Incidenza
%
Ricavi della gestione caratteristica
76.575
3.000
3,92
43.987
1.164
2,65
69.881
1.248
1,79
Altri ricavi e proventi
1.196 52 4,35 960 35 3,65 1.160 4 0,34
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
(55.549) (8.644) 15,56 (33.551) (6.595) 19,66 (50.874) (9.173) 18,03
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti
commerciali e altri crediti
(279) (6) 2,15 (226) (6) 2,65 (432) 28 ..
Costo lavoro
(2.888)
(21)
0,73
(2.863)
(36)
1,26
(2.996)
(28)
0,93
Altri proventi (oneri) operativi
903 735 81,40 (766) 13 .. 287 19 6,62
Proventi nanziari
3.723 79 2,12 3.531 114 3,23 3.087 96 3,11
Oneri nanziari
(4.216)
(46)
1,09
(4.958)
(26)
0,52
(4.079)
(36)
0,88
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 di sintesi:
(€ milioni)
2021
2020
2019
Ricavi e proventi
3.052 1.199 1.252
Costi e oneri
(7.814) (5.789) (6.869)
Altri proventi (oneri) operativi
735 13 19
Variazione crediti e debiti commerciali e diversi
(342) (136) (839)
Interessi
38 73 81
Flusso di cassa netto da attività operativa
(4.331) (4.640) (6.356)
Investimenti in attività materiali e immateriali
(851)
(842)
(2.332)
Variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento
(20) (370) (339)
Variazione crediti nanziari
(105) (160) (241)
Flusso di cassa netto da attività di investimento
(976) (1.372) (2.912)
Variazione debiti nanziari e passività per beni in leasing
(13) 164 (817)
Flusso di cassa netto da attività di nanziamento
(13) 164 (817)
Totale ussi nanziari verso entità correlate
(5.320)
(5.848)
(10.085)
330
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:
2021 2020 2019
(€ milioni)
Totale
Entità
correlate
Incidenza
% Totale
Entità
correlate
Incidenza
% Totale
Entità
correlate
Incidenza
%
Flusso di cassa netto da attività operativa
12.861
(4.331)
..
4.822
(4.640)
..
12.392
(6.356)
..
Flusso di cassa netto da attività di investimento
(12.022)
(976)
8,12
(4.587)
(1.372)
29,91
(11.413)
(2.912)
25,51
Flusso di cassa netto da attività di nanziamento
(2.039) (13) 0,64 3.253 164 5,04 (5.841) (817) 13,99
Nel 2021 e nel 2020 il Gruppo Eni non ha società controllate
con significative interessenze di terzi.
Il patrimonio netto complessivo di pertinenza delle interes-
Nel 2021 e nel 2020 non si segnalano modifiche significative di interessenza partecipativa senza perdita o acquisizione del
controllo.
37 ALTRE INFORMAZIONI SULLE PARTECIPAZIONI
31
INFORMAZIONI SULLE SOCIETÀ CONTROLLATE CONSOLIDATE CON SIGNIFICATIVE INTERESSENZE DI TERZI
MODIFICHE DELL’INTERESSENZA PARTECIPATIVA SENZA PERDITA O ACQUISIZIONE DEL CONTROLLO
PRINCIPALI ACCORDI A CONTROLLO CONGIUNTO E SOCIETÀ COLLEGATE AL 31 DICEMBRE 2021
senze di terzi al 31 dicembre 2021 è di €82 milioni (€78 mi-
lioni al 31 dicembre 2020).
(31) L’elenco delle partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto e collegate al 31 dicembre 2021 è indicato nell’allegato “Partecipazioni di Eni SpA al 31
dicembre 2021” che costituisce parte integrante delle presenti note.
Denominazione Sede legale Sede operativa Settore di attività
% interessenza
partecipativa
% diritti
di voto
Joint venture
Cardón IV SA Caracas
(Venezuela)
Venezuela Exploration & Production 50,00 50,00
Doggerbank Offshore Wind Farm
Project 1 Holdco Ltd
Reading
(Regno Unito)
Regno Unito
Plenitude
20,00
20,00
Doggerbank Offshore Wind Farm
Project 2 Holdco Ltd
Reading
(Regno Unito)
Regno Unito
Plenitude
20,00
20,00
Mozambique Rovuma Venture SpA San Donato Milanese (MI)
(Italia)
Mozambico Exploration & Production 35,71 35,71
Saipem SpA
San Donato Milanese (MI)
(Italia)
Italia
Corporate e società nanziarie
30,54
31,20
Vår Energi AS
Sandnes
(Norvegia)
Norvegia
Exploration & Production
69,85
69,85
Joint operation
Damietta LNG (DLNG) SAE
Damietta
(Egitto)
Egitto
Global Gas & LNG Portfolio
50,00
50,00
GreenStream BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Libia
Global Gas & LNG Portfolio
50,00
50,00
Raneria di Milazzo ScpA Milazzo (ME)
(Italia)
Italia Rening & Marketing 50,00 50,00
Collegate
Abu Dhabi Oil Rening Co (Takreer)
Abu Dhabi
(Emirati Arabi Uniti)
Emirati Arabi Uniti
Rening & Marketing
20,00
20,00
Angola LNG Ltd
Hamilton
(Bermuda)
Angola
Exploration & Production
13,60
13,60
Coral FLNG SA
Maputo
(Mozambico)
Mozambico
Exploration & Production
25,00
25,00
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
331
I dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in joint venture significativa, riferiti ai valori inclusi nei bilanci
IFRS delle partecipate sono di seguito riportati:
2021
(€ milioni)
Cardon IV SA
Doggerbank
Offshore Wind
Farm Project 1
Holdco Ltd
Doggerbank
Offshore Wind
Farm Project 2
Holdco Ltd
Mozambique
Rovuma
Venture SpA
Saipem SpA
Vår Energi AS
Altre non rilevanti
Attività correnti
285
22
12
202
6.819
1.382
632
- di cui disponibilità liquide ed equivalenti
3 20 9 82 1.632 198 88
Attività non correnti
1.947 1.935 1.306 3.810 4.723 16.589 714
Totale attività
2.232
1.957
1.318
4.012
11.542
17.971
1.346
Passività correnti
373 95 59 162 6.844 2.148 853
- di cui passività nanziarie correnti
4
4
1.256
390
296
Passività non correnti
1.301 1.548 1.085 2.856 4.347 14.900 193
- di cui passività nanziarie non correnti
430 1.414 908 2.823 2.679 4.160 22
Totale passività
1.674
1.643
1.144
3.018
11.191
17.048
1.046
Net equity
558
314
174
994
351
923
300
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo %
50,00 20,00 20,00 35,71 31,20 69,85
Valore di iscrizione della partecipazione
279
246
238
355
137
645
157
Ricavi e altri proventi
686 6.880 5.191 341
Costi operativi
(546) (8.532) (1.207) (315)
Altri proventi (oneri) operativi
2
(51)
4
Ammortamenti e svalutazioni
(98) (616) (1.825) (39)
Risultato operativo
42
(2.266)
2.108
(9)
Proventi (oneri) nanziari
(67) (1) (1) (140) (350) (22)
Proventi (oneri) su partecipazioni
9
Risultato ante imposte
(25) (1) (1) (2.397) 1.758 (31)
Imposte sul reddito
(131) (70) (1.729) (3)
Risultato netto
(156) (1) (1) (2.467) 29 (34)
Altre componenti dell'utile complessivo
39 31 (9) (117) 61 5
Totale utile (perdita) complessivo
(117)
30
(10)
(2.584)
90
(29)
Utile (perdita) di competenza del Gruppo
(78)
(752)
20
(97)
Dividendi percepiti dalla joint venture
561
25
332
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
2020
(€ milioni)
Cardón IV SA
Gas Distribution
Company of
Thessaloniki -
Thessaly SA
Saipem SpA
Unión Fenosa
Gas SA
Vår Energi AS
Altre non rilevanti
Attività correnti
235 31 6.411 599 804 858
- di cui disponibilità liquide ed equivalenti
10 1.687 36 222 43
Attività non correnti
2.040
344
4.831
717
16.042
924
Totale attività
2.275 375 11.242 1.316 16.846 1.782
Passività correnti
262 38 4.903 311 189 1.022
- di cui passività nanziarie correnti
11 609 99 33 90
Passività non correnti
1.615
51
3.391
501
15.019
333
- di cui passività nanziarie non correnti
785 39 2.827 421 4.389 237
Totale passività
1.877
89
8.294
812
15.208
1.355
Net equity
398 286 2.948 504 1.638 427
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo %
50,00 49,00 31,08 50,00 69,85
Valore di iscrizione della partecipazione
199
140
908
242
1.144
188
Ricavi e altri proventi
612
62
7.408
854
2.450
286
Costi operativi
(453) (19) (6.980) (805) (980) (304)
Ammortamenti e svalutazioni
(95) (16) (1.273) (108) (3.425) (85)
Risultato operativo
64
27
(845)
(59)
(1.955)
(103)
Proventi (oneri) nanziari
(98) (1) (166) (29) 31 (21)
Proventi (oneri) su partecipazioni
37
3
Risultato ante imposte
(34) 26 (974) (85) (1.924) (124)
Imposte sul reddito
(58) (6) (143) (2) 603 (4)
Risultato netto
(92)
20
(1.117)
(87)
(1.321)
(128)
Altre componenti dell'utile complessivo
(35) 46 (33) (273) (25)
Totale utile (perdita) complessivo
(127)
20
(1.071)
(120)
(1.594)
(153)
Utile (perdita) di competenza del Gruppo
(46)
10
(354)
(68)
(918)
(93)
Dividendi percepiti dalla joint venture
9
3
274
10
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
333
I dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in società collegata significativa, riferiti ai valori inclusi nei
bilanci IFRS delle partecipate sono di seguito riportati:
2021
(€ milioni)
Abu Dhabi Oil
Rening Co
(TAKREER)
Angola LNG Ltd
Coral FLNG SA
Altre non
rilevanti
Attività correnti
3.070 1.234 88 2.855
- di cui disponibilità liquide ed equivalenti
153
808
8
419
Attività non correnti
16.936 9.736 6.320 4.842
Totale attività
20.006
10.970
6.408
7.697
Passività correnti
3.042 1.061 391 2.577
- di cui passività nanziarie correnti
122 1 139
Passività non correnti
6.208 1.935 5.392 3.857
- di cui passività nanziarie non correnti
5.164 696 5.384 3.632
Totale passività
9.250
2.996
5.783
6.434
Net equity
10.756
7.974
625
1.263
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo %
20,00 13,60 25,00
Valore di iscrizione della partecipazione
2.151
1.084
156
393
Ricavi e altri proventi
21.758
2.739
20.098
Costi operativi
(20.429) (2.316) (19.785)
Altri proventi (oneri) operativi
(117)
Ammortamenti e svalutazioni
(3.054) 307 (40)
Risultato operativo
(1.725) 730 156
Proventi (oneri) nanziari
(85) (61) (5)
Proventi (oneri) su partecipazioni
52
Risultato ante imposte
(1.810)
669
203
Imposte sul reddito
(16)
Risultato netto
(1.810)
669
187
Altre componenti dell'utile complessivo
892
623
46
74
Totale utile (perdita) complessivo
(918) 1.292 46 261
Utile (perdita) di competenza del Gruppo
(362) 90 52
Dividendi percepiti dalla collegata
16
334
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
2020
(€ milioni)
Abu Dhabi Oil
Rening Co
(TAKREER)
Angola LNG Ltd
Coral FLNG SA
Altre non
rilevanti
Attività correnti
1.391
618
133
623
- di cui disponibilità liquide ed equivalenti
97
428
83
303
Attività non correnti
17.938 8.633 4.777 4.072
Totale attività
19.329
9.251
4.910
4.695
Passività correnti
4.897
424
172
656
- di cui passività nanziarie correnti
4.404
101
263
Passività non correnti
2.757
1.187
4.186
3.068
- di cui passività nanziarie non correnti
456
999
4.186
2.928
Totale passività
7.654
1.611
4.358
3.724
Net equity
11.675
7.640
552
971
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo %
20,00 13,60 25,00
Valore di iscrizione della partecipazione
2.335
1.039
138
321
Ricavi e altri proventi
11.933
976
1
954
Costi operativi
(12.370)
(548)
(917)
Ammortamenti e svalutazioni
(851)
(508)
(75)
Risultato operativo
(1.288)
(80)
1
(38)
Proventi (oneri) nanziari
(91)
(96)
(11)
(13)
Proventi (oneri) su partecipazioni
16
Risultato ante imposte
(1.379) (176) (10) (35)
Imposte sul reddito
4
2
(9)
Risultato netto
(1.375)
(176)
(8)
(44)
Altre componenti dell'utile complessivo
(1.101)
(710)
(48)
(60)
Totale utile (perdita) complessivo
(2.476)
(886)
(56)
(104)
Utile (perdita) di competenza del Gruppo
(275)
(24)
(2)
(26)
Dividendi percepiti dalla collegata
13
Ai sensi dell’art. 1, commi 125-bis e 126, della Legge n. 124/2017 e
successive modicazioni, di seguito sono indicate le informazioni
consolidate in merito: (i) alle erogazioni ricevute da Eni SpA e dalle
società controllate consolidate integralmente e provenienti da en-
tità ed enti pubblici italiani, ad esclusione delle società in controllo
pubblico quotate e loro partecipate; (ii) alle erogazioni concesse
da Eni SpA e dalle società controllate consolidate integralmente a
imprese, persone ed enti pubblici e privati
32
. Al riguardo si segnala
che quando Eni svolge il ruolo di operatore
33
di joint venture non
incorporate
34
, costituite per la gestione di progetti petroliferi, cia-
scuna erogazione effettuata direttamente da Eni è riportata nel
suo ammontare pieno, indipendentemente dalla circostanza che
Eni sia rimborsata proporzionalmente dai partner non operatori
attraverso il meccanismo dell’addebito dei costi (cash call).
In particolare, non sono oggetto di presentazione: (i) le forme di
incentivo/sovvenzione ricevute in applicazione di un regime ge-
nerale di aiuto a tutti gli aventi diritto; (ii) i corrispettivi afferenti a
prestazioni di opera/servizi, incluse le sponsorizzazioni, nonché
38 EROGAZIONI PUBBLICHE - INFORMATIVA EX ART. 1, COMMI 125-129, LEGGE N. 124/2017
i vantaggi economici aventi natura retributiva o risarcitoria; (iii) i
rimborsi e le indennità corrisposti a soggetti impegnati in tirocini
formativi e di orientamento; (iv) i contributi ricevuti per la forma-
zione continua da parte di fondi interprofessionali costituiti nella
forma giuridica di associazione; (v) i contributi associativi per l’a-
desione ad associazioni di categoria e territoriali, nonché a favo-
re di fondazioni o altre organizzazioni equivalenti, funzionali alle
attività connesse con il business aziendale; (vi) i costi sostenuti
a fronte di social project connessi con le attività di investimento
operate.
Le erogazioni sono individuate secondo il criterio di cassa
35
.
L’informativa di seguito presentata include le erogazioni di impor-
to pari o superiore a €10 mila effettuate da un medesimo sogget-
to erogante nel corso del 2021, anche tramite una pluralità di atti.
Ai sensi delle disposizioni dell’art. 1, comma 125-quinquies della
Legge n. 124/2017, per le erogazioni ricevute si rinvia alle indica-
zioni contenute nel Registro Nazionale degli Aiuti di Stato di cui
all’articolo 52 della Legge 24 dicembre 2012, n. 234.
(32) Sono escluse le erogazioni operate da società estere del Gruppo a beneciari esteri.
(33) Nei progetti petroliferi, l’operatore è il soggetto che in forza degli accordi contrattuali gestisce le attività estrattive e in tale ruolo esegue i pagamenti dovuti.
(34) Per joint venture non incorporate si intende un raggruppamento di imprese che opera congiuntamente all’interno del progetto in virtù di un contratto.
(35) Nel caso di vantaggi economici di natura non monetaria, il criterio per cassa va inteso in senso sostanzialistico, facendo riferimento all’esercizio in cui il benecio è
stato fruito.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
335
Di seguito sono indicate le erogazioni concesse relative essenzialmente a fondazioni, associazioni e altri enti per nalità reputazionali,
di liberalità e di sostegno ad iniziative beneche e di solidarietà:
Soggetto beneciario
Importo del vantaggio
economico corrisposto (€)
Fondazione Eni Enrico Mattei (FEEM)
(*)
5.125.000
Fondazione Teatro alla Scala
3.088.384
Eni Foundation
2.653.205
Fondazione Giorgio Cini
500.000
Presidio Ospedaliero "Vittorio Emanuele" di Gela
393.255
WEF - World Economic Forum
279.408
Ministero della Salute dell’Angola (MINSA)
265.000
Fondazione Campagna Amica
200.000
The Halo Trust
169.084
Ara Pacis Initiative For Peace ONLUS
149.755
Presidio Ospedaliero di Villa d'Agri "Ospedale San Pio da Pietrelcina"
114.660
Croce Rossa di Ancona, Pesaro, Chieti e Pubblica Assistenza città di Ravenna
92.250
Lebanese Armed Forces (LAF)
90.000
ONG Volontariato Internazionale per lo Sviluppo (VIS)
84.542
Atlantic Council
82.771
Famiglia di un dipendente scomparso
75.000
World Business Council for Sustainable Development
74.335
La Semente - Società Agricola Cooperativa Sociale
70.000
Council on Foreign Relations
62.331
Associazione Pionieri e Veterani Eni
57.000
Indian Red Cross Society (IRCS)
52.434
Extractive Industries Transparency Initiative (EITI)
51.147
Bruegel
50.000
Cotec - Fondazione per l'innovazione tecnologica
50.000
IFRI - Institut français des relations internationales
50.000
Carnegie Endowment for International Peace(CEIP)
42.082
Parrocchia di Santa Barbara - San Donato Milanese
40.000
Aspen Institute Italia
35.000
E4Impact Foundation
35.000
Italiadecide
35.000
Center for Strategic and International Studies
29.349
Global Reporting Initiative
27.500
CENSIS - Fondazione Centro Studi Investimenti Sociali
25.000
Institute for Human Rights and Business (IHRB)
23.452
AMICAL
22.641
Associazione CILLA Liguria
21.000
Associazione Amici della Luiss
20.000
Centro Studi Americani
20.000
Scuola materna "Sacro Cuore e Maria Ausiliatrice"
20.000
Parrocchia San Domenico Savio - Gela
20.000
Parrocchia di San Giacomo Maggiore Apostolo - Caviaga
20.000
Ospedale "Santo Spirito" e ASL di Pescara
20.000
Voluntary Principles Association (VPA)
11.339
Harvard University
10.221
Parks - Liberi e Uguali
10.000
Sport Insieme Livorno ONLUS
10.000
TDS - Toscana Disabili Sport ASD
10.000
Associazione di Volontariato e di promozione Sociale Pro Loco Sannazzaro
10.000
(*)L’ammontare include anche il contributo relativo al protocollo tra Eni e la Regione Basilicata.
336
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Nel 2021, 2020 e 2019 non si segnalano eventi e/o operazioni signicative non ricorrenti.
39 EVENTI ED OPERAZIONI SIGNIFICATIVE NON RICORRENTI
Nel 2021, 2020 e 2019 non si segnalano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.
40 POSIZIONI O TRANSAZIONI DERIVANTI DA OPERAZIONI ATIPICHE E/O INUSUALI
Successivamente alla chiusura del bilancio, si evidenzia
il provvedimento dell’amministrazione nanziaria italiana
nell’ambito del pacchetto di misure adottate dal Governo
per contrastare gli effetti economici e umanitari della crisi
ucraina, di introdurre per il 2022 un contributo straordinario
a carico delle imprese del settore energetico sull’incremento
del saldo tra le operazioni attive e le operazioni passive re-
alizzato nel semestre ottobre 2021-marzo 2022 rispetto al
corrispondente periodo 2020-2021. In considerazione dell’iter
41 FATTI DI RILIEVO AVVENUTI DOPO LA CHIUSURA DELL’ESERCIZIO
di conversione legislativa ancora in corso, della necessità di
provvedimenti attuativi e necessari chiarimenti interpretativi,
nonché della indisponibilità di dati completi di comparazione,
ad oggi non risulta possibile effettuare una stima attendibile
degli impatti a livello di bilancio consolidato.
Non si segnalano ulteriori fatti di rilievo avvenuti dopo la chiu-
sura dell’esercizio ad eccezione di quanto già illustrato nelle
note precedenti e nella Relazione sulla gestione.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
337
(€ milioni)
Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
2021
Società consolidate
Attività relative a riserve certe 18.644 6.953 16.218 21.125 43.947 12.606 12.947 16.407 1.413 150.260
Attività relative a riserve probabili e possibili
20
322
492
34
2.306
11
1.518
878
193
5.774
Attrezzature di supporto
e altre immobilizzazioni
308 22 1.552 248 1.342 121 38 21 12 3.664
Immobilizzazioni in corso
735
133
1.293
237
1.562
958
1.073
719
53
6.763
Costi capitalizzati lordi
19.707
7.430
19.555
21.644
49.157
13.696
15.576
18.025
1.671
166.461
Fondi ammortamento e svalutazione (15.506) (6.194) (14.244) (14.209) (36.317) (3.514) (10.443) (13.874) (902) (115.203)
Costi capitalizzati netti società consolidate
(a)
4.201
1.236
5.311
7.435
12.840
10.182
5.133
4.151
769
51.258
Società in joint venture e collegate
Attività relative a riserve certe 11.483 128 1.517 1.987 15.115
Attività relative a riserve probabili e possibili
2.235
12
2.247
Attrezzature di supporto
e altre immobilizzazioni
36 8 3 7 54
Immobilizzazioni in corso 3.179 9 1.323 227 4.738
Costi capitalizzati lordi
16.933
145
2.843
12
2.221
22.154
Fondi ammortamento e svalutazione (7.387) (63) (313) (1.324) (9.087)
Costi capitalizzati netti società
in joint venture e collegate
(a)
9.546 82 2.530 12 897 13.067
2020
Società consolidate
Attività relative a riserve certe 18.456 6.465 14.596 19.081 39.848 11.278 10.662 14.567 1.359 136.312
Attività relative a riserve probabili e possibili 20 311 454 33 2.163 10 1.411 896 179 5.477
Attrezzature di supporto
e altre immobilizzazioni
300 20 1.424 216 1.226 109 34 20 11 3.360
Immobilizzazioni in corso 671 147 1.094 193 2.551 1.064 1.469 458 39 7.686
Costi capitalizzati lordi
19.447 6.943 17.568 19.523 45.788 12.461 13.576 15.941 1.588 152.835
Fondi ammortamento e svalutazione
(15.565)
(5.597)
(12.793)
(12.161)
(32.248)
(2.839)
(9.003)
(12.612)
(805)
(103.623)
Costi capitalizzati netti società consolidate
(a)
3.882 1.346 4.775 7.362 13.540 9.622 4.573 3.329 783 49.212
Società in joint venture e collegate
Attività relative a riserve certe
11.466
68
1.384
1.833
14.751
Attività relative a riserve probabili e possibili 2.131 11 2.142
Attrezzature di supporto
e altre immobilizzazioni
23 8 6 37
Immobilizzazioni in corso 1.566 9 17 209 1.801
Costi capitalizzati lordi
15.186 85 1.401 11 2.048 18.731
Fondi ammortamento e svalutazione
(6.196)
(59)
(343)
(1.076)
(7.674)
Costi capitalizzati netti società
in joint venture e collegate
(a)
8.990 26 1.058 11 972 11.057
(a) Gli importi comprendono oneri nanziari capitalizzati netti per €767 milioni nel 2021 e €843 milioni nel 2020 per le società consolidate e per €360 milioni nel 2021 e €170 milioni nel 2020 per
le società in joint venture e collegate.
Le seguenti informazioni, elaborate in base agli “International Fi-
nancial Reporting Standards” (IFRS), sono presentate secondo
I costi capitalizzati rappresentano i costi complessivi delle atti-
vità relative a riserve certe, probabili e possibili, delle attrezza-
ture di supporto e delle altre attività utilizzate nell’esplorazione
COSTI CAPITALIZZATI
Informazioni supplementari sull’attività Oil & Gas previste dalla SEC
(non sottoposte a revisione contabile)
le disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic
932). Gli ammontari relativi ai terzi azionisti non sono rilevanti.
e produzione, con indicazione del fondo ammortamento e sva-
lutazione. I costi capitalizzati si analizzano per area geograca
come segue:
338
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(€ milioni)
Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
2021
Società consolidate
Acquisizioni di riserve certe
8
8
Acquisizioni di riserve probabili e possibili 6 3 9
Costi di ricerca 16 96 33 57 136 3 188 83 1 613
Costi di sviluppo
(a)
182
497
452
842
185
785
657
27
3.627
Totale costi sostenuti società consolidate
198
96
536
509
978
188
973
751
28
4.257
Società in joint venture e collegate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
Costi di ricerca 92 92
Costi di sviluppo
(b)
936
59
4
2
1.001
Totale costi sostenuti società in joint
venture e collegate
1.028 59 4 2 1.093
2020
Società consolidate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili 55 2 57
Costi di ricerca
19
20
69
67
61
7
176
63
1
483
Costi di sviluppo
(a)
472 235 278 422 620 196 1.024 437 10 3.694
Totale costi sostenuti società consolidate
491
255
402
491
681
203
1.200
500
11
4.234
Società in joint venture e collegate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
Costi di ricerca
47
47
Costi di sviluppo
(b)
1.481 3 6 14 1.504
Totale costi sostenuti società in joint
venture e collegate
1.528 3 6 14 1.551
2019
Società consolidate
Acquisizioni di riserve certe 144 144
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
135
1
23
97
256
Costi di ricerca 20 62 101 94 206 15 232 106 39 875
Costi di sviluppo
(a)
1.098 230 749 1.589 1.959 481 1.199 879 43 8.227
Totale costi sostenuti società consolidate
1.118
292
985
1.684
2.165
496
1.454
1.226
82
9.502
Società in joint venture e collegate
Acquisizioni di riserve certe 1.054 1.054
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
1.178
1.178
Costi di ricerca 125 (1) 124
Costi di sviluppo
(b)
1.574 4 5 37 1.620
Totale costi sostenuti società in joint
venture e collegate
(c)
3.931 4 5 (1) 37 3.976
(a) Gli importi indicati comprendono costi relativi all’abbandono delle attività per €62 milioni nel 2021, per €516 milioni nel 2020 e per €2.069 milioni nel 2019.
(b) Gli importi indicati comprendono decrementi relativi all’abbandono delle attività per €464 milioni nel 2021, costi per €424 milioni nel 2020 e costi per €838 milioni nel 2019.
(c) Include l’allocazione a fair value del prezzo pagato per gli asset acquisiti dalla società Vår Energi AS.
I costi sostenuti rappresentano gli importi capitalizzati o im-
putati a conto economico relativi alle attività di esplorazione e
COSTI SOSTENUTI
produzione. I costi sostenuti si analizzano per area geograca
come segue:
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
339
I risultati delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi
derivano esclusivamente dalla differenza tra i ricavi e gli oneri di-
rettamente 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 necessariamente indicativi della contribuzione al risultato
netto consolidato di Eni. Le relative imposte sul reddito sono
calcolate applicando l’aliquota scale vigente nel Paese in cui
RISULTATI DELLE ATTIVITÀ DI ESPLORAZIONE E PRODUZIONE DI IDROCARBURI
l’impresa opera all’utile, ante imposte, derivante dalle attività di
esplorazione e produzione. I ricavi e le imposte sul reddito in-
cludono le imposte dovute nei Production Sharing Agreement
(PSA) dove l’onere tributario viene assolto dalle società petroli-
fere di Stato che partecipano alle attività di estrazione e produ-
zione in nome e per conto di Eni a valere sulle quote di Prot oil.
I risultati delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi
si analizzano per area geograca come segue:
(€ milioni)
Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
2021
Società consolidate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate 1.680 790 1.133 3.782 1.391 2.020 734 4 11.534
- vendite a terzi
36
2.602
3.637
930
704
380
351
108
8.748
Totale ricavi
1.680 826 3.735 3.637 4.712 2.095 2.400 1.085 112 20.282
Costi di produzione (326) (147) (581) (399) (816) (211) (251) (288) (17) (3.036)
Costi di trasporto (4) (35) (45) (10) (20) (150) (5) (11) (280)
Imposte sulla produzione
(128)
(192)
(379)
(230)
(28)
(957)
Costi di ricerca (16) (72) (27) (47) (238) (1) (135) (21) (1) (558)
Ammortamenti e svalutazioni
(a)
(31) (196) (357) (990) (1.468) (431) (665) (243) (69) (4.450)
Altri (oneri) proventi
(395)
11
557
(310)
(330)
(120)
(173)
(132)
(2)
(894)
Totale risultato ante imposte attività
di esplorazione e produzione di idrocarburi
780 387 3.090 1.881 1.461 1.182 941 362 23 10.107
Imposte sul risultato (198) (156) (1.450) (848) (708) (394) (739) (17) (15) (4.525)
Totale risultato delle attività di esplorazione
e produzione di idrocarburi società
consolidate
582 231 1.640 1.033 753 788 202 345 8 5.582
Società in joint venture e collegate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate
1.831
1.831
- vendite a terzi 1.756 12 365 367 2.500
Totale ricavi
3.587
12
365
367
4.331
Costi di produzione (388) (6) (25) (15) (434)
Costi di trasporto (140) (1) (12) (153)
Imposte sulla produzione (2) (112) (88) (202)
Costi di ricerca (35) (35)
Ammortamenti e svalutazioni (879) (3) 42 (154) (994)
Altri (oneri) proventi (287) (158) (1) (197) (643)
Totale risultato ante imposte attività
di esplorazione e produzione di idrocarburi
1.858 100 (1) (87) 1.870
Imposte sul risultato (1.237) (66) (1.303)
Totale risultato delle attività di esplorazio-
ne e produzione di idrocarburi società in
joint venture e collegate
621 100 (1) (153) 567
(a) Include rivalutazioni nette per €1.263 milioni.
340
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(€ milioni)
Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
2020
Società consolidate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate 799 334 616 2.315 788 1.333 434 1 6.620
- vendite a terzi
53
1.610
2.478
784
547
179
204
109
5.964
Totale ricavi 799 387 2.226 2.478 3.099 1.335 1.512 638 110 12.584
Costi di produzione (332) (139) (371) (367) (782) (246) (236) (272) (17) (2.762)
Costi di trasporto (4) (30) (39) (11) (21) (164) (4) (12) (285)
Imposte sulla produzione
(111)
(135)
(295)
(133)
(13)
(687)
Costi di ricerca (19) (14) (124) (56) (77) (3) (104) (112) (1) (510)
Ammortamenti e svalutazioni
(a)
(1.149) (252) (1.158) (848) (2.187) (454) (1.070) (678) (65) (7.861)
Altri (oneri) proventi
(255)
(45)
(360)
(204)
25
(153)
(90)
(71)
6
(1.147)
Totale risultato ante imposte attività di
esplorazione e produzione di idrocarburi
(1.071) (93) 39 992 (238) 315 (125) (520) 33 (668)
Imposte sul risultato 219 69 (671) (519) (33) (134) (193) 86 (11) (1.187)
Totale risultato delle attività di esplorazione
e produzione di idrocarburi società consolidate
(852) (24) (632) 473 (271) 181 (318) (434) 22 (1.855)
Società in joint venture e collegate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate 862 862
- vendite a terzi
782
10
131
307
1.230
Totale ricavi
1.644
10
131
307
2.092
Costi di produzione
(350)
(7)
(23)
(18)
(398)
Costi di trasporto (161) (1) (11) (173)
Imposte sulla produzione (2) (3) (76) (81)
Costi di ricerca
(35)
(35)
Ammortamenti e svalutazioni (1.163) (1) (69) (50) (1.283)
Altri (oneri) proventi (90) (1) (35) (2) (146) (274)
Totale risultato ante imposte attività di
esplorazione e produzione di idrocarburi
(155) (2) (10) (2) 17 (152)
Imposte sul risultato
469
1
(29)
441
Totale risultato delle attività di esplorazione
e produzione di idrocarburi società in joint
venture e collegate
314 (1) (10) (2) (12) 289
(a) Include svalutazioni nette per €1.865 milioni.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
341
(€ milioni)
Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
2019
Società consolidate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate 1.493 618 1.081 4.576 1.195 2.367 825 5 12.160
- vendite a terzi
30
4.084
3.715
944
766
149
180
227
10.095
Totale ricavi 1.493 648 5.165 3.715 5.520 1.961 2.516 1.005 232 22.255
Costi di produzione (391) (181) (520) (330) (847) (255) (256) (273) (43) (3.096)
Costi di trasporto (5) (31) (60) (10) (39) (158) (4) (15) (322)
Imposte sulla produzione
(183)
(263)
(483)
(252)
(7)
(6)
(1.194)
Costi di ricerca (25) (51) (30) (10) (90) (39) (170) (31) (43) (489)
Ammortamenti e svalutazioni
(a)
(944) (201) (839) (978) (3.060) (444) (820) (607) (97) (7.990)
Altri (oneri) proventi
(337)
(16)
(452)
(433)
(502)
(71)
(76)
(86)
(1)
(1.974)
Totale risultato ante imposte attività di
esplorazione e produzione di idrocarburi
(392) 168 3.001 1.954 499 994 938 (14) 42 7.190
Imposte sul risultato 148 (11) (2.561) (839) (268) (326) (719) (5) (31) (4.612)
Totale risultato delle attività di esplorazione e
produzione di idrocarburi società consolidate
(b)
(244) 157 440 1.115 231 668 219 (19) 11 2.578
Società in joint venture e collegate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate 1.080 1.080
- vendite a terzi
677
15
207
315
1.214
Totale ricavi
1.757
15
207
315
2.294
Costi di produzione
(336)
(8)
(24)
(25)
(393)
Costi di trasporto (84) (1) (11) (96)
Imposte sulla produzione (2) (7) (81) (90)
Costi di ricerca
(47)
(47)
Ammortamenti e svalutazioni (722) (1) (70) (51) (844)
Altri (oneri) proventi (237) (1) (28) (3) (133) (402)
Totale risultato ante imposte attività di
esplorazione e produzione di idrocarburi
331 2 67 (3) 25 422
Imposte sul risultato
(179)
(2)
(54)
(235)
Totale risultato delle attività di esplorazione
e produzione di idrocarburi società in joint
venture e collegate
152 67 (3) (29) 187
(a) Include svalutazioni nette per €1.217 milioni.
(b) Esclude gli effetti sui ricavi, DD&A e imposte connessi a circa 3,8 milioni di boe parte di un long-term supply agreement con una compagnia di Stato buyer che ha corrisposto il prezzo senza
ritirare i volumi sottostanti in applicazione di una clausola di take-or pay e che sono invece riportati nella segment Information del settore E&P redatta secondo i principi IFRS in quanto la perfor-
mance obligation del contratto è stata adempiuta ed è molto probabile che il buyer non eserciti il diritto di prelievo (make up) dei volumi pagati.
342
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Le denizioni utilizzate da Eni per la valutazione e classi-
cazione delle riserve certe di petrolio e gas sono in accordo
con la Regulation S-X 4-10 della US Securities and Exchange
Commission.
Le riserve certe sono rappresentate secondo le disposizioni del
FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932).
Le riserve certe sono le quantità di idrocarburi che, attraverso
l’analisi di dati geologici e di ingegneria, possono essere sti-
mate economicamente producibili con ragionevole certezza
in giacimenti noti, a partire da una certa data, secondo le con-
dizioni economiche, i metodi operativi, e le norme governative
esistenti, antecedenti le scadenze contrattuali, a meno che il
rinnovo sia ragionevolmente certo, senza distinzione tra l’uso
di metodi probabilistici o deterministici usati per la stima. Il
progetto di sviluppo deve essere iniziato oppure l’operatore
deve avere la ragionevole certezza che inizierà entro un tem-
po 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 ciascu-
no dei 12 mesi dell’esercizio, salvo i casi in cui il loro calcolo
derivi dall’applicazione di formule contrattuali in essere.
Nel 2021 il prezzo del marker Brent di riferimento è stato di 69
$/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 classicate come svilup-
pate e non-sviluppate.
Le riserve certe sviluppate sono le riserve recuperabili attraver-
so pozzi esistenti, con impianti e metodi operativi esistenti, op-
pure 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, oppure da pozzi
esistenti che richiedono costi consistenti per la loro messa in
produzione. Dal 1991 Eni attribuisce a società di ingegneri pe-
troliferi indipendenti, tra i più qualicati sul mercato, il compito
di effettuare una valutazione
36
indipendente, parallela a quella
interna, di una parte a rotazione delle riserve certe. Le descri-
zioni delle qualiche tecniche delle persone responsabili della
valutazione sono incluse nei rapporti rilasciati dalle società in-
dipendenti
37
. Le loro valutazioni sono basate su dati forniti da
Eni e non vericati, con riferimento a titoli di proprietà, produ-
zione, costi operativi e di sviluppo, accordi di vendita, prezzi e
altre informazioni. Tali informazioni sono le stesse utilizzate da
RISERVE CERTE DI PETROLIO E GAS NATURALE
Eni nel proprio processo di determinazione delle riserve certe
e includono: le registrazioni delle operazioni effettuate sui poz-
zi, le misure della deviazione, l’analisi dei dati PVT (pressione,
volume e temperatura), mappe, dati di produzione e iniezione
per pozzo/giacimento/campo, studi di giacimento, analisi tec-
niche sulla performance del giacimento, piani di sviluppo, costi
operativi e di sviluppo futuri.
Per la determinazione delle riserve di spettanza Eni sono,
inoltre, forniti i prezzi di vendita degli idrocarburi, le eventuali
variazioni contrattuali future e ogni altra informazione neces-
saria alla valutazione. Le risultanze della valutazione indipen-
dente condotta nel 2021 da Ryder Scott Company, DeGolyer
and MacNaughton e Societé Generale de Surveillance hanno
confermato, come in passato, la ragionevolezza delle valuta-
zioni interne.
In particolare, nel 2021 sono state oggetto di valutazioni indi-
pendenti riserve certe per circa il 27% delle riserve Eni al 31
dicembre 2021
38
.
Nel triennio 2019-2021 le valutazioni indipendenti hanno ri-
guardato il 93%
39
del totale delle riserve certe. Al 31 dicembre
2021 i principali giacimenti non sottoposti a valutazione indi-
pendente nell’ultimo triennio sono Belayim in Egitto e i campi
dell’Area 1 in Messico.
Eni opera tramite Production Sharing Agreement (PSA) in diver-
si Paesi esteri dove svolge attività di esplorazione e produzione
di petrolio e gas. Le riserve certe relative ai PSA sono stimate
in funzione dei costi da recuperare (Cost oil) e del Prot 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 58%, 57% e il 57% del totale delle ri-
serve certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per
gli anni 2021, 2020 e 2019. Effetti analoghi a quelli dei PSA si
producono nei contratti di servizio; le riserve certe relative a tali
contratti rappresentano il 3%, il 4% e il 3% del totale delle riserve
certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni
2021, 2020 e 2019.
Sono inclusi nelle riserve: (i) i volumi di idrocarburi in eccesso
rispetto ai costi da recuperare (Excess Cost Oil) che l’impresa
ha l’obbligo di ritirare a titolo oneroso in base agli accordi con
la società petrolifera di Stato in alcune fattispecie di PSA. Le
riserve iscritte in base a tale obbligo rappresentano il 4%, il 3%
e il 4% del totale delle riserve certe in barili di olio equivalenti
rispettivamente per gli anni 2021, 2020 e 2019; (ii) le quantità di
gas naturale destinate all’autoconsumo pari a 63.277 milioni di
(36) Dal 1991 al 2002 la Società DeGolyer and MacNaughton a cui è stata aancata, a partire dal 2003, la Società Ryder Scott. Nel 2018 e nel 2021 ha fornito una
certicazione indipendente anche la Societé Generale de Surveillance.
(37) I report degli ingegneri indipendenti sono disponibili sul sito Eni all’indirizzo eni.com nella sezione “Documentazione/Relazione nanziaria annuale 2021”.
(38) Incluse le riserve delle società in joint venture e collegate.
(39) La percentuale sale al 94% considerando le riserve del progetto A-LNG (Eni 13,6%) certicate nel 2020 da Gaffney Cline per conto degli shareholders del consorzio
che opera il progetto.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
343
metri cubi nel 2021 (63.338 milioni e 66.024 milioni rispettiva-
mente nel 2020 e 2019); (iii) le quantità di idrocarburi afferenti
all’impianto di liquefazione di Angola LNG.
I metodi di valutazione delle riserve certe, l’andamento delle
produzioni future e degli investimenti per lo sviluppo hanno
un margine di incertezza. L’accuratezza delle stime è funzione
della qualità delle informazioni disponibili e delle valutazioni di
tipo ingegneristico e geologico. I successivi risultati dei pozzi,
delle veriche della produzione possono comportare delle revi-
sioni, in aumento o in diminuzione, delle valutazioni iniziali. An-
che 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 conseguen-
temente divergere anche in misura signicativa dai volumi di
petrolio e di gas naturale che saranno effettivamente prodotti.
RISERVE CERTE NON SVILUPPATE
Le riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2021 ammonta-
no a 2.020 milioni di boe, di cui 990 milioni di barili di liquidi loca-
lizzati principalmente in Africa e Asia e 155 miliardi di metri cubi
di gas naturale, principalmente in Africa. Le società consolidate
possiedono riserve certe non sviluppate per 775 milioni di barili
di liquidi e 118 miliardi di metri cubi di gas naturale. L’evoluzione
delle riserve certe non sviluppate nell’esercizio è rappresentata
dalla seguente tabella:
(milioni di boe)
Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2020
2.005
Promozioni (232)
Nuove scoperte ed estensioni 62
Revisioni di precedenti stime 174
Miglioramenti da recupero assistito 11
Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2021
2.020
Nel 2021 le riserve certe non sviluppate sono aumentate di
15 milioni di boe (le riserve certe non sviluppate delle società
consolidate sono diminuite di 168 milioni di boe, mentre quel-
le delle joint ventures e collegate sono aumentate di 183 mi-
lioni di boe).
Le principali variazioni sono riferite a:
i) progressione nella conversione a riserve certe sviluppate
(-232 milioni di boe) a seguito dell’avanzamento delle at-
tività di sviluppo, degli start-up della produzione e della re-
visione di progetti. I principali passaggi a riserve certe svi-
luppate sono relativi ai giacimenti di Merakes in Indonesia
(55 milioni di boe), al progetto LNG in Nigeria (45 milioni
di boe), a Mizton in Messico (23 milioni di boe), Snorre in
Norvegia (13 milioni di boe), Karachaganak in Kazakhstan
(11 milioni di boe) e Zubair in Iraq (8 milioni di boe);
ii) nuove scoperte ed estensioni pari +62 milioni di boe, di cui
19 milioni di barili di olio e 6 miliardi di metri cubi di gas
naturale. L’incremento di 19 milioni di barili è relativo prin-
cipalmente alla decisione d’investimento dei progetti New
Gas Consortium in Angola (6 milioni di barili), di Cuica e
Ndungu nel Blocco 15/06 in Angola (5 milioni di barili) e
nel progetto Berkine North in Algeria (5 milioni di barili).
L’incremento di 6 miliardi di metri cubi è relativo principal-
mente al progetto New Gas Consortium in Angola;
iii) revisioni di precedenti stime (174 milioni di boe), di cui 9
milioni di barili di olio e 25 miliardi di metri cubi di gas.
Le revisioni positive per 334 milioni di boe sono principal-
mente riferite a maggiori entitlements nell’area D in Libia
(74 milioni di boe) e Val d’Agri in Italia (23 milioni di boe),
nonché all’avanzamento dell’attività di sviluppo presso
Zohr in Egitto (58 milioni di boe) e alla nalizzazione di
accordi commerciali gas in Nigeria (30 milioni di boe). Le
revisioni negative di 160 milioni di boe sono riferite prin-
cipalmente a effetto prezzo relativi a Zubair in Iraq (-56
milioni di boe), all’Area 1 in Messico (-13 milioni di boe),
a Coral in Mozambico (-13 milioni di boe), a Belayim in
Egitto (-13 milioni di boe), all’effetto prezzo su Merakes in
Indonesia (-11 milioni di boe);
iv) miglioramenti da recupero assistito (12 milioni di boe) rife-
riti principalmente al campo di Oooguruk negli Stati Uniti.
344
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
RISERVE CERTE DI PETROLIO (COMPRESI CONDENSATI E LIQUIDI DI GAS NATURALE)
(milioni di barili)
Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
2021
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2020 178 34 383 227 624 805 579 224 1 3.055
di cui: sviluppate
146
31
243
172
469
716
297
143
1
2.218
non sviluppate 32 3 140 55 155 89 282 81 837
Acquisizioni 1 1
Revisioni di precedenti stime 32 8 49 11 21 (58) (74) 21 10
Miglioramenti di recupero assistito 2 10 12
Estensioni e nuove scoperte (1) 6 2 16 23
Produzione (13) (7) (45) (30) (72) (37) (29) (19) (252)
Cessioni (2) (2)
Riserve al 31 dicembre 2021
197
34
393
210
589
710
476
237
1
2.847
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2020 400 12 18 30 460
di cui: sviluppate
176
12
15
30
233
non sviluppate 224 3 227
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime
17
(2)
4
(23)
(4)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte 2 2
Produzione
(41)
(1)
(1)
(1)
(44)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2021
378
9
21
6
414
Riserve al 31 dicembre 2021
197 412 402 210 610 710 476 243 1 3.261
Sviluppate
146 209 234 164 444 641 262 170 1 2.271
consolidate 146 34 225 164 435 641 262 164 1 2.072
joint venture e collegate 175 9 9 6 199
Non sviluppate
51
203
168
46
166
69
214
73
990
consolidate 51 168 46 154 69 214 73 775
joint venture e collegate
203
12
215
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
345
(milioni di barili)
Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
2020
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2019 194 41 468 264 694 746 491 225 1 3.124
di cui: sviluppate 137 37 301 149 519 682 245 148 1 2.219
non sviluppate
57
4
167
115
175
64
246
77
905
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime 1 1 (44) (14) 10 100 114 16 184
Miglioramenti di recupero assistito
5
5
Estensioni e nuove scoperte 1 4 5
Produzione (17) (8) (41) (23) (80) (41) (32) (21) (263)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2020 178 34 383 227 624 805 579 224 1 3.055
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2019 424 12 10 31 477
di cui: sviluppate 219 12 7 31 269
non sviluppate 205 3 208
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime (11) 9 (2)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte 30 30
Produzione (43) (1) (1) (45)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2020
400
12
18
30
460
Riserve al 31 dicembre 2020
178
434
395
227
642
805
579
254
1
3.515
Sviluppate
146
207
255
172
484
716
297
173
1
2.451
consolidate 146 31 243 172 469 716 297 143 1 2.218
joint venture e collegate 176 12 15 30 233
Non sviluppate
32 227 140 55 158 89 282 81 1.064
consolidate 32 3 140 55 155 89 282 81 837
joint venture e collegate 224 3 227
346
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(milioni di barili)
Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
2019
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2018 208 48 493 279 718 704 476 252 5 3.183
di cui: sviluppate 156 44 317 153 551 587 252 143 5 2.208
non sviluppate
52
4
176
126
167
117
224
109
975
Acquisizioni 29 29
Revisioni di precedenti stime 5 1 37 10 46 79 45 (16) (4) 203
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte 2 21 2 9 34
Produzione (19) (8) (62) (27) (90) (37) (32) (20) (295)
Cessioni
(a)
(1)
(29)
(30)
Riserve al 31 dicembre 2019 194 41 468 264 694 746 491 225 1 3.124
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2018 297 11 12 37 357
di cui: sviluppate 154 11 8 32 205
non sviluppate 143 4 5 152
Acquisizioni 109 109
Revisioni di precedenti stime 45 2 (5) 42
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte 6 6
Produzione (27) (1) (2) (1) (31)
Cessioni (6) (6)
Riserve al 31 dicembre 2019
424
12
10
31
477
Riserve al 31 dicembre 2019
194
465
480
264
704
746
491
256
1
3.601
Sviluppate
137
256
313
149
526
682
245
179
1
2.488
consolidate 137 37 301 149 519 682 245 148 1 2.219
joint venture e collegate 219 12 7 31 269
Non sviluppate
57 209 167 115 178 64 246 77 1.113
consolidate 57 4 167 115 175 64 246 77 905
joint venture e collegate 205 3 208
(a) Include 0,6 Mboe parte di un long-term supply agreement con una compagnia di Stato buyer che ha corrisposto il prezzo senza ritirare i volumi sottostanti in applicazione di una clausola di
take-or pay per la quale è molto probabile che il buyer non eserciti il diritto di prelievo (make up) dei volumi pagati.
Le principali variazioni delle riserve certe di petrolio (compresi
condensati e liquidi di gas naturale) indicate nelle tabelle prece-
denti per il periodo dal 2019 al 2021 sono discusse di seguito.
SOCIETÀ CONSOLIDATE
Acquisizioni
Nel 2019 l’acquisto di riserve certe (29 milioni di barili) è rela-
tivo all’acquisizione del 100% del giacimento produttivo Ooo-
guruk in Alaska.
Nel 2020 non sono state effettuate acquisizioni.
Nel 2021 si registrano due acquisizioni (per complessivi 1
milioni di boe) nei campi Lucius negli Stati Uniti e Conwy nel
Regno Unito.
Revisioni di precedenti stime
Nel 2019 le revisioni di precedenti stime sono pari a 203 milio-
ni di barili e riguardano principalmente: (i) revisioni positive di
79 milioni di barili in Kazakshtan e riguardano l’avanzamento
nelle attività di sviluppo dei giacimenti Kashagan e Karacha-
ganak; (ii) revisioni positive di 37 milioni di barili in Africa Set-
tentrionale riferite principalmente allo sviluppo del progetto
Berkine North in Algeria e minori contributi dallo sviluppo di
progetti in Libia; (iii) revisioni positive di 46 milioni di barili in
Africa Sub-Sahariana e relative all’avanzamento delle attività
di sviluppo di progetti in Nigeria e Angola; e (iv) revisioni po-
sitive di 45 milioni di barili nel Resto dell’Asia essenzialmente
per effetto entitlement.
Nel 2020 le revisioni di precedenti stime sono pari a 184 milio-
ni di barili. Le revisioni positive di 100 milioni di barili in Kaza-
khstan sono riferite principalmente a maggiori entitlements e
all’avanzamento delle attività di sviluppo. Nel resto dell’Asia
le revisioni positive di 114 milioni sono dovute a maggiori
entitlements in Iraq (74 milioni di barili) e all’avanzamento di
progetti quali la concessione Umm Shaif/Nasr negli Emirati
Arabi Uniti (37 milioni di barili). Le revisioni positive di 10 mi-
lioni di barili in Africa Sub-Sahariana sono dovute a maggiori
entitlements in Nigeria (14 milioni di barili), Angola (8 milioni
di barili) e Ghana (3 milioni di barili), compensate da revisioni
negative dei giacimenti Loango e Zatchi in Congo (-18 milioni
di barili). In America le revisioni positive di 16 milioni di barili
sono dovute a maggiori entitlements in Messico (25 milioni
di barili), parzialmente compensati dalla rimozione di riserve
non economiche negli USA (-9 milioni di barili). In Egitto le
revisioni negative di 14 milioni sono dovute principalmente al
progetto Abu Rudeis. In Africa Settentrionale 44 milioni di re-
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
347
visioni negative sono dovute all’effetto prezzo e al taglio degli
investimenti principalmente in Libia (-30 milioni di barili) e in
Algeria (-17 milioni di barili).
Nel 2021 le revisioni di precedenti stime sono pari a 10 milioni
di barili dettagliate come di seguito. In Italia si registrano re-
visioni positive per 32 milioni di barili dovute principalmente
al progetto Val d’Agri. Nel Resto dell’Europa 8 milioni di barili
di revisioni positive principalmente nel Regno Unito. Nel Resto
dell’Africa Settentrionale le revisioni ammontano a 49 milioni
di barili, composte da revisioni positive (+62 milioni di barili)
di cui +42 in Libia (principalmente nell’Area D) e +18 milioni di
barili in Algeria (BRN +5 milioni di barili e altri campi minori)
e revisioni negative (-13 milioni di barili) principalmente in Al-
geria (BRW -4 milioni di barili) e in altri campi minori. In Egitto
si registrano revisioni per 11 milioni di barili, composte da re-
visioni positive (21 milioni di barili) principalmente in Meleiha
e da revisioni negative (-10 milioni di barili) principalmente in
Belayim. In Africa Sub-Sahariana, le revisioni sono pari a +21
milioni di barili, composte da revisioni positive (+74 milioni di
barili) principalmente in Nigeria (+42 milioni di barili) e Angola
(+22 milioni di barili) e da revisioni negative (-53 milioni di ba-
rili) di cui -23 milioni di barili in Congo e -13 milioni di barili in
Nigeria. In Kazakhstan le revisioni sono negative per 58 milioni
di barili, principalmente legate al campo di Karachaganak. Nel
Resto dell’Asia le revisioni (-74 milioni di barili) sono dovute a
revisioni positive (+21 milioni di barili) negli Emirati Arabi ed a
revisioni negative (-95 milioni di barili) principalmente in Iraq.
In America si registrano revisioni complessive per 21 milioni di
barili, composte da revisioni positive (+38 milioni di barili) negli
Stati Uniti e revisioni negative (-17 milioni di barili) in Messico.
Miglioramenti da recupero assistito
Nel 2019 non sono stati registrati miglioramenti da recupero
assistito.
Nel 2020 i miglioramenti da recupero assistito di 5 milioni di
barili sono riferiti al progetto Burun in Turkmenistan.
Nel 2021 si totalizzano 12 milioni di barili da miglioramenti
da recupero assistito principalmente sul campo di Oooguruk
negli Stati Uniti.
Estensioni e nuove scoperte
Nel 2019 le nuove scoperte ed estensioni di 34 milioni di barili
sono riferite essenzialmente per 21 milioni di barili alla deci-
sione d’investimento del progetto Assa North in Nigeria e alla
scoperta di Agogo nel Blocco operato 15/06 in Angola nonché
all’avanzamento delle attività in Nikaitchuq negli Stati Uniti.
Nel 2020 le nuove scoperte ed estensioni sono pari a 5 milioni
di barili nei campi Pegasus e Front Runner negli Stati Uniti e
Mahani negli Emirati Arabi Uniti.
Nel 2021 le nuove scoperte ed estensioni ammontano a 23
milioni di barili, legate principalmente a Cuica e Ndungu nel
Blocco 15/06 e al progetto New Gas Consortium in Angola e
ai progetti BKNEP, Zas e Ret in Algeria.
Cessioni
Nel 2019 le cessioni di 29 milioni di barili sono relative per
28 milioni di barili alla cessione dell’intera quota degli asset
produttivi in Ecuador.
Nel 2020 non sono state effettuate cessioni.
Nel 2021 si registra la cessione dell’OML 17 in Nigeria per 2
milioni di barili.
SOCIETÀ IN JOINT VENTURE E COLLEGATE
Acquisizioni
Nel 2019 le acquisizioni di 109 milioni di barili fanno riferi-
mento all’acquisizione di asset di ExxonMobil in Norvegia da
parte della joint venture Vår Energi.
Nel 2020 e 2021 non sono state effettuate acquisizioni.
Revisioni di precedenti stime
Nel 2019 le revisioni di precedenti stime positive per 42 milio-
ni di barili sono riferite principalmente all’area Resto d’Europa
(45 milioni di barili) a seguito delle attività di sviluppo del pro-
getto Balder X in Norvegia.
Nel 2020 le revisioni di precedenti stime sono negative per 2 mi-
lioni di barili. Le revisioni negative nel Resto d’Europa (11 milioni
di barili) nei campi di Ringhorne East ed Ekosk in Norvegia per
effetto prezzo sono state compensate dalla revisione positiva in
Africa Sub-Sahariana (9 milioni di barili) relativa essenzialmente
al progetto Angola LNG per migliori performance.
Nel 2021 le revisioni sono state negative per 4 milioni di barili,
localizzate principalmente nel Resto dell’Europa (+17 milioni
di barili in Norvegia) e nelle Americhe (-23 milioni di barili in
Venezuela). Revisioni minori in Angola, Tunisia e Mozambico.
Estensioni e nuove scoperte
Nel 2019 le estensioni e nuove scoperte di 6 milioni di barili
sono riferite allo sviluppo del giacimento Trestakk in Norve-
gia. Nel 2020 le estensioni e nuove scoperte di 30 milioni di
barili sono riferite alla decisione di investimento del progetto
Bredaiblikk in Norvegia.
Nel 2021 le estensioni e nuove scoperte ammontano a 2 mi-
lioni di barili e sono localizzate in Norvegia.
Cessioni
Nel 2019 le cessioni di 6 milioni di barili sono relative alla ces-
sione di asset minori in Norvegia.
Nel 2020 e 2021 non sono state effettuate cessioni.
348
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
RISERVE CERTE DI GAS NATURALE
(milioni di metri cubi)
Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
2021
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2020 9.862 5.882 62.336 132.859 109.397 56.725 44.992 4.961 13.420 440.434
di cui: sviluppate
7.934
5.489
28.707
127.730
49.581
56.725
19.094
3.075
8.927
307.262
non sviluppate 1.928 393 33.629 5.129 59.816 25.898 1.886 4.493 133.172
Acquisizioni 33 33
Revisioni di precedenti stime 18.726 2.216 9.104 (69) (25.572) (6.021) 3.399 3.513 (438) 4.858
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte 141 360 5.276 49 5.826
Produzione
(a)
(2.594) (1.234) (7.443) (15.243) (5.058) (2.408) (5.339) (754) (879) (40.952)
Cessioni (415) (415)
Riserve al 31 dicembre 2021
25.994
7.005
64.357
117.547
83.628
48.296
43.101
7.753
12.103
409.784
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2020 14.448 379 10.331 44.149 69.307
di cui: sviluppate
11.756
379
4.830
44.149
61.114
non sviluppate 2.692 5.501 8.193
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime
6.624
(76)
26.930
(328)
33.150
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte 797 797
Produzione
(b)
(3.336)
(32)
(887)
(2.473)
(6.728)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 20201
18.533
271
36.374
41.348
96.526
Riserve al 31 dicembre 2021
25.994 25.538 64.628 117.547 120.002 48.296 43.101 49.101 12.103 506.310
Sviluppate
20.635 19.808 22.390 103.519 54.479 48.287 27.501 47.284 7.525 351.428
consolidate 20.635 6.849 22.119 103.519 49.801 48.287 27.501 5.936 7.525 292.172
joint venture e collegate 12.959 271 4.678 41.348 59.256
Non sviluppate
5.359
5.730
42.238
14.028
65.523
9
15.600
1.817
4.578
154.882
consolidate 5.359 156 42.238 14.028 33.827 9 15.600 1.817 4.578 117.612
joint venture e collegate
5.574
31.696
37.270
(a) Include volumi destinati all’autoconsumo per 5.883 Mscm.
(b) Include volumi destinati all’autoconsumo per 420 Mscm.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
349
(milioni di metri cubi)
Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
2020
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2019
21.298
7.398
77.532
146.993
116.195
55.747
38.203
6.785
14.350
484.501
di cui: sviluppate 18.592 6.840 38.927 135.274 52.609 55.743 19.403 5.282 9.118 341.788
non sviluppate 2.706 558 38.605 11.719 63.586 4 18.800 1.503 5.232 142.713
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime (8.155) 132 (7.347) (1.834) 238 3.902 10.086 (925) 13 (3.890)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
12
168
1.524
107
1.811
Produzione
(a)
(3.281) (1.648) (7.861) (12.468) (7.036) (2.924) (4.821) (1.006) (943) (41.988)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2020
9.862
5.882
62.336
132.859
109.397
56.725
44.992
4.961
13.420
440.434
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2019 21.869 388 8.155 46.661 77.073
di cui: sviluppate
16.914
388
2.520
46.661
66.483
non sviluppate 4.955 5.635 10.590
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime
(3.638)
22
3.200
(325)
(741)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione
(b)
(3.783) (31) (1.024) (2.187) (7.025)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2020
14.448
379
10.331
44.149
69.307
Riserve al 31 dicembre 2020
9.862
20.330
62.715
132.859
119.728
56.725
44.992
49.110
13.420
509.741
Sviluppate
7.934
17.245
29.086
127.730
54.411
56.725
19.094
47.224
8.927
368.376
consolidate 7.934 5.489 28.707 127.730 49.581 56.725 19.094 3.075 8.927 307.262
joint venture e collegate 11.756 379 4.830 44.149 61.114
Non sviluppate
1.928
3.085
33.629
5.129
65.317
25.898
1.886
4.493
141.365
consolidate
1.928
393
33.629
5.129
59.816
25.898
1.886
4.493
133.172
joint venture e collegate 2.692 5.501 8.193
(a) Include volumi destinati all’autoconsumo per 6.318 Mscm
(b) Include volumi destinati all’autoconsumo per 441 Mscm
350
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(milioni di metri cubi)
Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
2019
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2018 33.958 9.055 81.862 149.366 99.240 56.324 34.446 7.839 18.432 490.522
di cui: sviluppate 27.744 8.502 40.967 94.332 52.973 52.263 23.271 4.351 12.796 317.199
non sviluppate
6.214
553
40.895
55.034
46.267
4.061
11.175
3.488
5.636
173.323
Acquisizioni 207 207
Revisioni di precedenti stime (8.770) 104 7.547 13.223 21.166 2.238 2.954 (656) (3.055) 34.751
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte 44 2.215 7.775 102 10.136
Produzione
(a)
(3.890) (1.805) (11.877) (15.596) (5.928) (2.815) (5.612) (691) (1.027) (49.241)
Cessioni
(b)
(498)
(1.360)
(16)
(1.874)
Riserve al 31 dicembre 2019 21.298 7.398 77.532 146.993 116.195 55.747 38.203 6.785 14.350 484.501
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2018 10.202 382 8.788 48.613 67.985
di cui: sviluppate 7.816 382 1.633 48.613 58.444
non sviluppate 2.386 7.155 9.541
Acquisizioni 11.472 11.472
Revisioni di precedenti stime 2.136 41 373 33 2.583
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte (51) (51)
Produzione
(c)
(1.885) (35) (1.006) (1.985) (4.911)
Cessioni (5) (5)
Riserve al 31 dicembre 2019
21.869
388
8.155
46.661
77.073
Riserve al 31 dicembre 2019
21.298
29.267
77.920
146.993
124.350
55.747
38.203
53.446
14.350
561.574
Sviluppate
18.592
23.754
39.315
135.274
55.129
55.743
19.403
51.943
9.118
408.271
consolidate 18.592 6.840 38.927 135.274 52.609 55.743 19.403 5.282 9.118 341.788
joint venture e collegate 16.914 388 2.520 46.661 66.483
Non sviluppate
2.706 5.513 38.605 11.719 69.221 4 18.800 1.503 5.232 153.303
consolidate 2.706 558 38.605 11.719 63.586 4 18.800 1.503 5.232 142.713
joint venture e collegate 4.955 5.635 10.590
(a) Include volumi destinati all’autoconsumo per 6.538 Mscm.
(b) Include 498 Mscm parte di un long term supply agreement con una compagnia di Stato buyer che ha corrisposto il prezzo senza ritirare i volumi sottostanti in applicazione di una clausola
di take-or pay per la quale è molto probabile che il buyer non eserciti il diritto di prelievo (make up) dei volumi pagati.
(c) Include volumi destinati all’autoconsumo per 315 Mscm.
Le principali variazioni delle riserve certe di gas naturale in-
dicate nelle tabelle precedenti per il periodo dal 2019 al 2021
sono discusse di seguito.
SOCIETÀ CONSOLIDATE
Acquisizioni
Nel 2019 le acquisizioni sono pari a 207 milioni di metri cubi
e si riferiscono all’acquisizione di Oooguruk in Alaska.
Nel 2020 non sono state effettuate acquisizioni.
Nel 2021 si registrano 33 milioni di metri cubi di acquisizioni
relative al campo Lucius negli Stati Uniti.
Revisioni di precedenti stime
Nel 2019 le revisioni di precedenti stime sono positive per
34.751 milioni di metri cubi e si riferiscono principalmente
a: (i) Africa Sub-Sahariana per 21.166 milioni di metri cubi a
seguito della decisione finale d’investimento per l’espansio-
ne dell’impianto di GNL di Bonny in Nigeria (Eni 10,4%); (ii)
Egitto per 13.223 milioni di metri cubi a seguito dell’avan-
zamento delle attività di sviluppo del giacimento Zohr e di
altri progetti minori; e (iii) Africa Settentrionale (7.547 milioni
di metri cubi) per lo sviluppo del progetto Berkine North in
Algeria. Le revisioni negative di 8.770 milioni di metri cubi
in Italia sono riferite alla variazione dei prezzi gas di produ-
zione con conseguenti effetti negativi sull’economicità dei
profili di produzione.
Nel 2020 le revisioni di precedenti stime sono negative per
3.890 milioni di metri cubi principalmente in: (i) Italia (-8.155
milioni di metri cubi) riferito essenzialmente ai progetti Hera
Lacinia-Linda, Cervia-Arianna, Luna, Annamaria, Val d’Agri e
Porto Garibaldi-Agostino e altri campi gas in Adriatico per
effetto prezzo; e (ii) Africa Settentrionale (-7.347 milioni di
metri cubi) principalmente nei progetti in Libia ( -8.132 milio-
ni di metri cubi) in particolare nei campi di Bahr Essalam ed
Area E per effetto prezzo e vari campi in Algeria (522 milioni
di metri cubi); (iii) Egitto -1.834 milioni di metri cubi revisioni
sul campo di Tuna e sul campo di Zohr per l’effetto prez-
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
351
zo; (iv) America -925 milioni di metri cubi per effetto prezzo
su vari campi a gas negli Stati Uniti (-2.215 milioni di metri
cubi) principalmente i campi dell’area Alliance parzialmente
compensati dall’area Area 1 in Mexico (1.291 milioni di metri
cubi). Le revisioni positive si riferiscono principalmente a: (i)
Resto dell’Asia (10.086 milioni di metri cubi) per i progetti
Merakes in Indonesia (6.440 milioni di metri cubi) per miglio-
ri performance e Zubair in Iraq (2.741 milioni di metri cubi)
per revisioni profili; e (ii) Kazakhstan (3.902 milioni di metri
cubi) per il progetto Karachaganak per revisioni tecniche e
maggiori entitlement per effetto prezzo.
Nel 2021 le revisioni totali sono pari a 4.858 milioni di metri
cubi come di seguito composte: Italia (18.726 milioni di me-
tri cubi), principalmente dovute al recupero delle code non
economiche; Resto dell’Europa (2.216 milioni di metri cubi)
nel Regno Unito principalmente dovute al recupero delle
code non economiche; Resto Africa Settentrionale (9.104 mi-
lioni di metri cubi) principalmente in Libia per effetto prezzo;
Egitto (69 milioni di metri cubi), composto da revisioni positi-
ve per 3.109 milioni di metri cubi principalmente in Baltim SW
e revisioni negative 3.178 milioni di metri cubi principalmen-
te in Port Fouad; Africa Sub-Sahariana revisioni complessive
pari a -25.572 milioni di metri cubi, legate principalmente alla
riclassicazione del progetto Mozambico da società consoli-
data a società in joint venture (-33.325 milioni di metri cubi)
e a revisioni positive per 7.753 milioni di metri cubi principal-
mente in Nigeria. In Kazakhstan si registrano -6.021 milioni di
metri cubi principalmente in Karachaganak per effetto PSA;
nel Resto dell’Asia le revisioni positive di 3.399 milioni di metri
cubi sono localizzate principalmente in Indonesia (Merakes);
in America i 3.513 milioni di metri cubi di revisioni si sono
vericate principalmente negli Stati Uniti per il recupero del-
le code non economiche; in Australia ed Oceania le revisioni
sono pari a -438 milioni di metri cubi principalmente legate al
progetto Blacktip.
Miglioramenti da recupero assistito
Nel triennio 2019-2021 non sono stati registrati migliora-
menti da recupero assistito.
Estensioni e nuove scoperte
Nel 2019 le nuove scoperte ed estensioni sono pari 10.136
milioni di metri cubi e sono riferite principalmente al Resto
dell’Asia (7.775 milioni di metri cubi) a seguito della decisione
nale d’investimento del progetto Udr-Ghasha nell’off-shore
degli Emirati Arabi Uniti.
Nel 2020 le nuove scoperte ed estensioni sono pari a 1.811 mi-
lioni di metri cubi e sono riferite principalmente al Resto dell’Asia
(1.524 milioni di metri cubi) a seguito della decisione nale d’in-
vestimento del giacimento Mahani negli Emirati Arabi Uniti, av-
viato in produzione nel gennaio 2021 e in Egitto per le scoperte
near eld nelle concessioni di Bashrush e Abu Madi West.
Nel 2021 le nuove scoperte ed estensioni sono pari 5.826
milioni di metri cubi e sono riferite principalmente al pro-
getto New Gas Consortium in Angola e in misura minore al
progetto Berkine North in Algeria.
Cessioni
Nel 2019 le cessioni di 1.874 milioni di metri cubi sono rife-
rite principalmente al Resto dell’Asia (1.360 milioni di metri
cubi) a seguito della cessione della quota del 20% della sco-
perta Merakes in Indonesia.
Nel 2020 non sono state effettuate cessioni.
Nel 2021 si registrano cessioni per 415 milioni di metri cubi
relative all’uscita dall’OML 17 in Nigeria.
SOCIETÀ IN JOINT VENTURE E COLLEGATE
Acquisizioni
Nel 2019 le acquisizioni di 11.472 milioni di metri cubi si
riferiscono alla citata acquisizione degli asset norvegesi di
ExxonMobil da parte di Vår Energi (Eni 70%).
Nel 2020 e 2021 non sono state effettuate acquisizioni.
Revisioni di precedenti stime
Nel 2019 le revisioni di precedenti stime positive per 2.583
milioni di metri cubi si riferiscono essenzialmente al Resto
d’Europa (2.136 milioni di metri cubi) a seguito dell’avanza-
mento del progetto Balder X e dei campi Snorre e Smørbukk
in Norvegia. Nel 2020 le revisioni di precedenti stime sono
negative per 741 milioni di metri cubi. Le revisioni negative
nel Resto d’Europa (3.638 milioni di metri cubi) riferite princi-
palmente ai progetti Grane e Midgard in Norvegia sono state
parzialmente compensate dalle revisioni positive in Africa
Sub-Sahariana (3.200 milioni di metri cubi) per il progetto An-
gola LNG.
Nel 2021 le revisioni di precedenti stime sono 33.150 milioni
di metri cubi, principalmente dovute alla riclassicazione del
progetto Mozambico da società consolidata a società in joint
venture e collegata.
Estensioni e nuove scoperte
Nel 2019 e 2020 non si sono verificate estensioni e nuove
scoperte di rilievo.
Nel 2021 si registrano 797 milioni di metri cubi di estensioni
e nuove scoperte, principalmente dovute alla decisione di
investimento in Tommeliten Alpha in Norvegia.
Cessioni
Nel 2019 le cessioni sono pari a 5 milioni di metri cubi a
seguito della cessione di asset minori nel Resto d’Europa, in
particolare in Norvegia.
Nel 2020 e 2021 non sono state effettuate cessioni.
352
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
I futuri ussi 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’anno relativamente al 2021, 2020 e 2019. Futuri cam-
biamenti di prezzi sono considerati solo se previsti dai termini
contrattuali. Le stime dei futuri costi di sviluppo e di produzione
sono determinati sulla base delle spese da sostenere per svilup-
pare e produrre le riserve certe di ne anno. Non sono stati con-
siderati né le possibili variazioni future dei prezzi, né i prevedibili
cambiamenti futuri della tecnologia e dei metodi operativi.
Il valore standard è calcolato come il valore attuale, risultante
dall’applicazione di un tasso di attualizzazione standard del 10%
annuo, dell’eccedenza delle entrate di cassa future derivanti dal-
le riserve certe rispetto ai costi futuri di produzione e sviluppo
delle riserve stesse e alle imposte sui redditi futuri.
I costi futuri di produzione includono le spese stimate relative
alla produzione di riserve certe più ogni imposta di produzione
VALORE STANDARD DEI FLUSSI NETTI DI CASSA FUTURI ATTUALIZZATI
senza tenere conto dell’effetto dell’inazione futura. I costi futuri
di sviluppo includono i costi stimati dei pozzi di sviluppo, dell’in-
stallazione di attrezzature produttive e il costo netto connesso
allo smantellamento e all’abbandono dei pozzi e delle attrezza-
ture, sulla base dei costi esistenti alla ne dell’esercizio, senza
tenere conto dell’effetto dell’inazione futura.
Le imposte sul reddito future sono state calcolate in accordo
con la normativa scale dei Paesi nei quali Eni opera.
Il valore standard dei ussi netti di cassa futuri attualizzati, rela-
tivo 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 riettere la stima del valore di
realizzo o di mercato delle riserve certe di Eni. Una stima del va-
lore di mercato considera, tra le altre cose, oltre alle riserve certe,
anche le riserve probabili e possibili, cambiamenti futuri di costi
e prezzi e un fattore di sconto rappresentativo dei rischi inerenti
alle attività di esplorazione e produzione.
Il valore standard dei ussi netti di cassa futuri attualizzati si analizza per area geograca come segue:
(€ milioni)
Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
31 dicembre 2021
Società consolidate
Entrate di cassa future 18.933 4.679 33.142 31.344 40.929 36.430 32.594 13.607 1.511 213.169
Costi futuri di produzione (6.929) (1.496) (6.325) (9.726) (13.196) (7.343) (9.578) (4.189) (251) (59.033)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono
(4.104)
(865)
(4.688)
(2.036)
(5.117)
(1.750)
(4.278)
(2.298)
(288)
(25.424)
Flusso di cassa netto futuro prima
delle imposte sul reddito
7.900 2.318 22.129 19.582 22.616 27.337 18.738 7.120 972 128.712
Imposte sul reddito future (2.037) (1.001) (12.345) (6.736) (8.372) (6.301) (12.899) (2.386) (75) (52.152)
Flusso di cassa netto futuro prima
dell'attualizzazione
5.863 1.317 9.784 12.846 14.244 21.036 5.839 4.734 897 76.560
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (2.112) (170) (4.516) (4.211) (5.608) (10.703) (2.295) (1.980) (350) (31.945)
Valore standard attualizzato dei ussi
di cassa futuri
3.751 1.147 5.268 8.635 8.636 10.333 3.544 2.754 547 44.615
Società in joint venture e collegate
Entrate di cassa future 28.037 230 8.884 5.971 43.122
Costi futuri di produzione
(8.316)
(120)
(1.590)
(1.454)
(11.480)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono (6.566) (85) (95) (77) (6.823)
Flusso di cassa netto futuro prima
delle imposte sul reddito
13.155 25 7.199 4.440 24.819
Imposte sul reddito future (8.591) (9) (1.286) (1.309) (11.195)
Flusso di cassa netto futuro prima
dell'attualizzazione
4.564 16 5.913 3.131 13.624
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (1.462) 16 (3.498) (1.399) (6.343)
Valore standard attualizzato dei ussi
di cassa futuri
3.102 32 2.415 1.732 7.281
Totale
3.751
4.249
5.300
8.635
11.051
10.333
3.544
4.486
547
51.896
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
353
(€ milioni)
Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
31 dicembre 2020
Società consolidate
Entrate di cassa future 6.120 1.737 19.780 26.003 26.901 21.519 22.528 6.638 1.599 132.825
Costi futuri di produzione (3.587) (753) (5.431) (7.515) (10.909) (6.224) (7.241) (3.382) (265) (45.307)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono
(1.925)
(756)
(4.378)
(1.638)
(4.257)
(1.743)
(4.511)
(1.786)
(246)
(21.240)
Flusso di cassa netto futuro prima
delle imposte sul reddito
608 228 9.971 16.850 11.735 13.552 10.776 1.470 1.088 66.278
Imposte sul reddito future (170) (61) (4.946) (5.320) (2.988) (2.313) (6.774) (441) (140) (23.153)
Flusso di cassa netto futuro prima
dell'attualizzazione
438 167 5.025 11.530 8.747 11.239 4.002 1.029 948 43.125
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (33) 108 (2.413) (4.101) (3.714) (6.040) (1.681) (482) (383) (18.739)
Valore standard attualizzato dei ussi
di cassa futuri
405 275 2.612 7.429 5.033 5.199 2.321 547 565 24.386
Società in joint venture e collegate
Entrate di cassa future 15.306 251 1.253 6.291 23.101
Costi futuri di produzione
(5.942)
(98)
(982)
(1.641)
(8.663)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono (6.244) (29) (46) (137) (6.456)
Flusso di cassa netto futuro prima
delle imposte sul reddito
3.120 124 225 4.513 7.982
Imposte sul reddito future (576) (54) (3) (1.375) (2.008)
Flusso di cassa netto futuro prima
dell'attualizzazione
2.544 70 222 3.138 5.974
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (1.055) (43) (110) (1.460) (2.668)
Valore standard attualizzato dei ussi
di cassa futuri
1.489 27 112 1.678 3.306
Totale
405
1.764
2.639
7.429
5.145
5.199
2.321
2.225
565
27.692
(€ milioni)
Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
31 dicembre 2019
Società consolidate
Entrate di cassa future
12.363
3.268
38.083
37.020
48.778
36.435
31.220
11.378
1.686
220.231
Costi futuri di produzione (5.078) (1.175) (6.944) (10.934) (15.534) (8.239) (8.888) (5.060) (293) (62.145)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono (3.551) (1.338) (4.985) (1.591) (6.265) (2.362) (6.047) (2.629) (225) (28.993)
Flusso di cassa netto futuro prima
delle imposte sul reddito
3.734 755 26.154 24.495 26.979 25.834 16.285 3.689 1.168 129.093
Imposte sul reddito future (796) (249) (13.632) (7.829) (9.926) (5.485) (11.379) (1.034) (143) (50.473)
Flusso di cassa netto futuro prima
dell'attualizzazione
2.938 506 12.522 16.666 17.053 20.349 4.906 2.655 1.025 78.620
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%
(466)
63
(5.852)
(5.822)
(6.604)
(10.832)
(1.990)
(1.187)
(443)
(33.133)
Valore standard attualizzato dei ussi
di cassa futuri
2.472 569 6.670 10.844 10.449 9.517 2.916 1.468 582 45.487
Società in joint venture e collegate
Entrate di cassa future
25.094
380
1.787
7.730
34.991
Costi futuri di produzione (6.953) (113) (863) (2.038) (9.967)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono (6.519) (23) (59) (145) (6.746)
Flusso di cassa netto futuro prima
delle imposte sul reddito
11.622 244 865 5.547 18.278
Imposte sul reddito future
(7.020)
(77)
(225)
(1.783)
(9.105)
Flusso di cassa netto futuro prima
dell'attualizzazione
4.602 167 640 3.764 9.173
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (1.544) (88) (322) (1.809) (3.763)
Valore standard attualizzato dei ussi
di cassa futuri
3.058 79 318 1.955 5.410
Totale
2.472
3.627
6.749
10.844
10.767
9.517
2.916
3.423
582
50.897
354
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
La tabella seguente indica le variazioni del valore standard dei ussi netti di cassa futuri attualizzati relativi agli esercizi 2021, 2020
e 2019.
VARIAZIONI DEL VALORE STANDARD DEI FLUSSI NETTI DI CASSA FUTURI ATTUALIZZATI
(€ milioni)
Società
consolidate
Società in joint
venture e collegate Totale
2021
Valore al 31 dicembre 2020
24.386
3.306
27.692
Aumenti (diminuzioni):
- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione (16.402) (3.381) (19.783)
- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione 40.864 9.256 50.120
- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo
1.304
142
1.446
- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono (2.737) (734) (3.471)
- costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo 2.877 1.385 4.262
- revisioni delle quantità stimate
1.963
1.665
3.628
- effetto dell'attualizzazione 3.810 514 4.324
- variazione netta delle imposte sul reddito (14.022) (5.216) (19.238)
- acquisizioni di riserve
27
27
- cessioni di riserve (28) (28)
- variazioni dei proli temporali di produzione e altre variazioni 2.573 344 2.917
Saldo aumenti (diminuzioni)
20.229
3.975
24.204
Valore al 31 dicembre 2021
44.615
7.281
51.896
(€ milioni)
Società
consolidate
Società in joint
venture e collegate Totale
2020
Valore al 31 dicembre 2019
45.487
5.410
50.897
Aumenti (diminuzioni):
- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione (10.046) (1.490) (11.536)
- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione (34.188) (5.324) (39.512)
- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo
123
142
265
- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono 792 (834) (42)
- costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo 4.147 1.192 5.339
- revisioni delle quantità stimate
36
(285)
(249)
- effetto dell'attualizzazione 7.136 1.065 8.201
- variazione netta delle imposte sul reddito 13.336 3.814 17.150
- acquisizioni di riserve
- cessioni di riserve
- variazioni dei proli temporali di produzione e altre variazioni (2.437) (384) (2.821)
Saldo aumenti (diminuzioni)
(21.101)
(2.104)
(23.205)
Valore al 31 dicembre 2020
24.386
3.306
27.692
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
355
(€ milioni)
Società
consolidate
Società in joint
venture e collegate Totale
2019
Valore al 31 dicembre 2018
52.411
5.241
57.652
Aumenti (diminuzioni):
- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione (18.236) (1.675) (19.911)
- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione (14.972) (2.247) (17.219)
- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo
1.240
86
1.326
- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono (1.157) (916) (2.073)
- costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo 5.128 687 5.815
- revisioni delle quantità stimate
5.573
1.377
6.950
- effetto dell'attualizzazione 8.666 1.050 9.716
- variazione netta delle imposte sul reddito 6.013 (761) 5.252
- acquisizioni di riserve
260
2.579
2.839
- cessioni di riserve
(a)
(429) (88) (517)
- variazioni dei proli temporali di produzione e altre variazioni 990 77 1.067
Saldo aumenti (diminuzioni)
(6.924)
169
(6.755)
Valore al 31 dicembre 2019
45.487
5.410
50.897
(a) Include il valore relativo ai volumi parte di un long-term supply agreement con una compagnia di Stato buyer che ha corrisposto il prezzo senza ritirare i volumi sottostanti in applicazione di
una clausola di take-or pay per la quale è molto probabile che il buyer non eserciti il diritto di prelievo (make up) dei volumi pagati.
356
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
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’e-
sercizio 2021.
2. Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2021 sono state denite
e la valutazione della loro adeguatezza è stata effettuata sulla base delle norme e metodologie denite 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 2021:
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 situa-
zione dell’emittente e dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento, unitamente alla descrizione dei principali rischi
e incertezze cui sono esposti.
17 marzo 2022
/rma/ Francesco Esposito
Francesco Esposito
Dirigente preposto alla redazione
dei documenti contabili societari
/rma/ Claudio Descalzi
Claudio Descalzi
Amministratore Delegato
357
Bilancio
di esercizio
2021
1 RELAZIONE SULLA GESTIONE 1
2 BILANCIO CONSOLIDATO 212
3 BILANCIO DI ESERCIZIO 358
Schemi di bilancio 360
Note al bilancio di esercizio 366
Proposte del Consiglio di Amministrazione all’Assemblea degli azionisti 433
Attestazione del management 434
4 ALLEGATI 436
31.12.2021
31.12.2020
(€)
Note Totale
di cui
verso parti
correlate
Totale
di cui
verso parti
correlate
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti
(5) 6.629.940.550 592.787.360 8.111.215.941 148.064.138
Altre attività nanziarie destinate al trading
(6) 5.855.346.896 5.020.000.942
Altre attività nanziarie
(16)
4.214.058.273
4.177.330.548
4.822.091.843
4.818.254.040
Crediti commerciali e altri crediti
(7) 12.991.813.160 6.362.071.343 3.755.913.387 2.259.846.477
Rimanenze
(8) 2.582.459.892 1.098.685.672
Attività per imposte sul reddito
(9)
22.351.676
22.138.940
Altre attività
(10) 12.851.272.956 12.545.800.281 1.322.120.444 963.299.411
45.147.243.403 24.152.167.169
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari
(11) 5.213.240.489 6.568.559.866
Diritto di utilizzo beni in leasing
(12)
1.691.231.011
1.888.129.130
Attività immateriali
(13) 246.634.467 100.610.608
Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo
(8) 1.103.550.042 993.584.286
Partecipazioni
(15)
56.010.121.022
46.854.796.677
Altre attività nanziarie
(16) 3.256.878.788 3.236.999.184 4.355.079.257 4.335.201.428
Attività per imposte anticipate
(17) 814.222.871 113.439.722
Attività per imposte sul reddito
(9)
77.665.0 01
77.57 7.010
Altre attività
(10) 2.056.552.186 1.877.404.294 909.664.462 295.753.995
70.470.095.877 61.861.441.018
Attività destinate alla vendita
(25)
2.623.295 1.818.699
TOTALE ATTIVITÀ
115.619.962.575 86.015.426.886
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività nanziarie a breve termine
(19) 5.865.832.996 5.690.777.240 3.929.488.904 3.730.962.826
Quota a breve di passività nanziarie a lungo termine
(19) 1.554.576.291 1.848.002.204 119.785.353
Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine
(12) 382.795.296 168.663.029 422.865.118 207.609.107
Debiti commerciali e altri debiti
(18) 9.521.008.110 5.214.879.522 4.153.295.991 1.917.841.952
Passività per imposte sul reddito
(9) 116.693.415 4.192.107
Altre passività
(10) 16.304.620.664 15.139.173.598 2.614.236.326 1.549.634.789
33.745.526.772 12.972.080.650
Passività non correnti
Passività nanziarie a lungo termine
(19) 20.619.539.276 20.065.902.826 789.167.000
Passività per beni in leasing a lungo termine
(12) 1.939.272.866 1.239.302.612 2.157.524.259 1.472.542.617
Fondi per rischi e oneri
(22) 4.991.702.544 4.890.082.308
Fondi per beneci ai dipendenti
(23) 393.240.086 376.262.838
Passività per imposte sul reddito
(9) 9.276.000
Altre passività
(10) 2.892.166.428 2.229.720.654 837.504.979 308 .957.298
30.835.921.200 28.336.553.210
TOTALE PASSIVITÀ
64.581.447.972 41.308.633.860
PATRIMONIO NETTO
(26)
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
39.357.403.796 38.716.402.932
Azioni proprie
(957.944.863)
(581.047.644)
Utile (perdita) dell'esercizio
7.674.594.671 1.606.976.739
TOTALE PATRIMONIO NETTO
51.038.514.603 44.706.793.026
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
115.619.962.575 86.015.426.886
Stato patrimoniale
360
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
2021
2020
(€)
Note Totale
di cui
verso parti
correlate
Totale
di cui
verso parti
correlate
Ricavi della gestione caratteristica
38.248.492.636 19.658.288.347 18.017.275.217 7.640.612.530
Altri ricavi e proventi
474.123.441 124.779.409 405.211.908 183.830.866
Totale Ricavi
(28)
38.722.616.077
18.422.487.125
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
(29)
(33.127.031.035)
(14.720.101.558)
(18.396.881.872)
(7.729.416.261)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri
crediti
(7) (76.931.805) (9.745.436)
Costo lavoro
(29) (1.285.933.456) (1.238.076.683)
Altri proventi (oneri) operativi
(24) (2.278.104.747) (3.537.581.909) (175.744.436) (595.058.490)
Ammortamenti
(11),(12),(13)
(930.295.323)
(1.013.552.241)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali,
immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing
(14) (454.695.559) (1.573.456.339)
Radiazioni
(11),(13) (949.128) (124.003)
UTILE (PERDITA) OPERATIVO
568.675.024 (3.985.093.885)
Proventi nanziari
2.049.356.799 203.407.131 2.212.522.760 230.642.035
Oneri nanziari
(2.065.954.646)
(83.932.362)
(2.748.914.676)
(97.687.249)
Proventi (oneri) netti su attività nanziarie destinate al trading
11.142.441 26.124.850
Strumenti nanziari derivati
(201.390.025) 105.093.473 210.774.295 (140.562.185)
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
(30)
(206.845.431) (299.492.771)
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
(31)
6.917.670.692 6.519.070.297
UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE
7.279.500.285 2.234.483.641
Imposte sul reddito
(32)
395.094.386
(627.506.902)
UTILE (PERDITA) DELL'ESERCIZIO
7.674.594.671
1.606.976.739
Conto economico
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
361
(€ milioni)
Note 2021 2020
Utile (perdita) dell'esercizio
7.675
1.607
Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo:
Componenti non riclassicabili a conto economico
Rivalutazione di piani a beneci deniti per i dipendenti
(26) 3 (12)
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI
(26) 1 (8)
Effetto scale
(26) 3
4 (17)
Componenti riclassicabili a conto economico
Variazione fair value strumenti nanziari derivati di copertura cash ow hedge
(26) (791) 702
Differenze cambio da conversione Joint Operation
(26)
26
(31)
Effetto scale
(26) 229 (203)
(536)
468
Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo
(532) 451
Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio
7.143
2.058
Prospetto dell'utile (perdita) complessivo
362
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(€ milioni)
Capitale sociale
Altre riserve di capitale
Riserva legale
Azioni proprie
acquistate
Riserva azioni proprie in portafoglio
Riserva fair value strumenti nanziari
derivati cash ow hedge al netto
dell’effetto scale
Riserva fair value partecipazioni minoritarie
Riserva valutazione di piani a beneci deniti
per i dipendenti al netto dell’effetto scale
Riserva IFRS 10 e 11
Altre riserve
Acconto sul dividendo
Bond Ibrido (o obbligazioni
subordinate perpetue)
Utile (perdita) dell’esercizio
Totale
Saldi al 31 dicembre 2020
4.005 10.368 959 (581) 581 10 (12) (59) 263 24.995 (429) 3.000 1.607 44.707
Utile (perdita) dell'esercizio
7.675 7.675
Altre componenti dell'utile (perdita)
complessivo:
Rivalutazioni di piani a beneci deniti
per i dipendenti al netto dell’effetto scale
3 3
Variazione fair value partecipazioni
valutate al fair value con effetti a OCI
1 1
Componenti non riclassicabili
a conto economico
1 3 4
Variazione fair value strumenti nanziari
derivati cash ow hedge al netto dell'effetto
scale
(562) (562)
Differenze cambio da conversione
Joint Operation
26 26
Componenti riclassicabili
a conto economico
(562) 26 (536)
Utile (perdita) complessivo dell'esercizio
(562)
1
3
26
7.675
7.143
Acconto sul dividendo 2021
(€0,43 per azione)
(1.533) (1.533)
Attribuzione del dividendo residuo 2020
(€0,24 per azione a saldo dell’acconto
2020 di €0,12 per azione)
429 (1.286) (857)
Destinazione utile residuo 2020
(27)
348
(321)
Acquisto azioni proprie (400) 400 (400) (400)
Piano Incentivazione a lungo termine 23 (23) 16 16
Emissioni di obbligazioni subordinate
perpetue
2.000 2.000
Cedole obbligazioni subordinate perpetue (61) (61)
Operazioni con gli azionisti
e con altri possessori di strumenti
rappresentativi di capitale
(377) 377 (27) (1.630) 429 2.000 (1.607) (835)
Deconsolidamento Mozambique
Rovuma Venture S.p.A
(264) 262 (2)
Costi emissioni obbligazioni
subordinate perpetue
(15) (15)
Altre variazioni
21
20
41
Altri movimenti di patrimonio netto
21 (264) 267 24
Saldi al 31 dicembre 2021
4.005
10.368
959
(958)
958
(531)
(11)
(56)
(2)
23.632
5.000
7.675
51.039
Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
363
segue 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 nanziari derivati
cash ow hedge al netto dell’effetto scale
Riserva fair value partecipazioni minoritarie
Riserva valutazione di piani a beneci deniti
per i dipendenti al netto dell’effetto scale
Altre riserve di utili non disponibili
Riserva IFRS 10 e 11
Altre riserve
Acconto sul dividendo
Bond Ibrido (o obbligazioni subordinate
perpetue)
Utile (perdita) dell’esercizio
Totale
Saldi al 31 dicembre 2019
4.005 10.368 959 (981) 981 (484) (4) (50) 9 311 25.086 (1.542) 2.978 41.636
Utile (perdita) dell'esercizio
1.607 1.607
Altre componenti dell'utile(perdita)
complessivo:
Rivalutazione di piani a beneci deniti per
i dipendenti al netto dell'effetto scale
(9) (9)
Variazione fair value partecipazioni
valutate al fair value con effetti a OCI
(8) (8)
Componenti non riclassicabili
a conto economico
(8) (9) (17)
Variazione fair value strumenti nanziari
derivati cash ow hedge al netto
dell'effetto scale
499 499
Differenze cambio da conversione Joint
Operation
(31) (31)
Componenti riclassicabili
a conto economico
499 (31) 468
Utile (perdita) complessivo dell'esercizio
499
(8)
(9)
(31)
1.607
2.058
Acconto sul dividendo 2020 (€0,12 per
azione)
(429) (429)
Attribuzione del dividendo residuo 2019
(€0,43 per azione a saldo dell’acconto
2019 di €0,43 per azione)
1.542 (3.078) (1.536)
Destinazione utile residuo 2019
(13)
(87)
100
Annullamento azioni proprie 400 (400)
Piano Incentivazione a lungo termine 7 7
Emissioni di obbligazioni subordinate
perpetue
3.000 3.000
Operazioni con gli azionisti
e con altri possessori di strumenti
rappresentativi di capitale
400
(400)
(13) (80) 1.113 3.000 (2.978) 1.042
Rigiro riserva art.6 comma 2
D.Lgs 38/2005
(9) 9
Costi emissioni obbligazioni
subordinate perpetue
(25) (25)
Altre variazioni (5) (4) 5 (4)
Altri movimenti di patrimonio netto
(5)
(9)
(4)
(11)
(29)
Saldi al 31 dicembre 2020
4.005
10.368
959
(581)
581
10
(12)
(59)
263
24.995
(429)
3.000
1.607
44.707
364
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(€ milioni)
2021 2020
Utile (perdita) dell'esercizio
7.675 1.607
Rettiche per ricondurre l'utile (perdita) al usso di cassa netto da attività operativa:
Ammortamenti
930
1.013
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing
455
1.573
Radiazioni
1
Effetto valutazione partecipazioni
(894)
2.395
Plusvalenze nette su cessioni di attività
(23)
(7)
Dividendi
(6.006)
(8.914)
Interessi attivi
(176)
(204)
Interessi passivi
520
550
Imposte sul reddito
(395) 628
Altre variazioni
(63)
3
Flusso di cassa del capitale di esercizio
(401)
1.185
- rimanenze
(1.602)
966
- crediti commerciali
(6.097)
1.033
- debiti commerciali
5.283
(1.236)
- fondi per rischi e oneri
(170)
113
- altre attività e passività
2.185
309
Variazione fondo per beneci ai dipendenti
63
5
Dividendi incassati
2.893
8.853
Interessi incassati
179
210
Interessi pagati
(517)
(533)
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati
33
62
Flusso di cassa netto da attività operativa
4.274 8.426
- di cui verso parti correlate
3.330
(631)
Flusso di cassa degli investimenti
(9.361)
(8.045)
- attività materiali
(848)
(791)
- attività immateriali
(188)
(21)
- partecipazioni
(8.145)
(6.752)
- crediti nanziari strumentali all'attività operativa
(293)
(404)
- variazione debiti netti relativi all’attività di investimento
113
(77)
Flusso di cassa dei disinvestimenti
2.063
208
- attività materiali
5
9
- partecipazioni
479
2
- crediti nanziari strumentali all'attività operativa
1.579
193
- variazione crediti relativi all’attività di disinvestimento
4
Variazione netta titoli e crediti nanziari non strumentali all'attività operativa
(110)
778
Flusso di cassa netto da attività di investimento
(7.408) (7.059)
- di cui verso parti correlate
1.828
(485)
Assunzione (Rimborsi) di debiti nanziari non correnti
955
2.020
Rimborso di passività per beni in leasing
(374)
(337)
Incremento (decremento) di debiti nanziari correnti
1.933
(699)
Dividendi pagati
(2.358)
(1.965)
Acquisto azioni proprie
(400)
Emissione di obbligazioni subordinate perpetue
1.985
2.975
Pagamenti di cedole relative ad obbligazioni subordinate perpetue
(61)
Flusso di cassa netto da attività di nanziamento
1.680 1.994
- di cui verso parti correlate
802
(687)
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni
sulle disponibilità liquide ed equivalenti
(27) (2)
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti
(1.481) 3.359
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio esercizio
8.111 4.752
Disponibilità liquide ed equivalenti a ne esercizio
6.630 8.111
Rendiconto finanziario
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
365
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
1
, secondo gli International Financial
Reporting Standards (nel seguito “IFRS” o “principi contabili
internazionali”) 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 di esercizio è redatto applicando il metodo del costo
storico, tenuto conto, ove appropriato, delle rettiche di valore,
con l’eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS de-
vono essere valutate al fair value, come indicato nei criteri di
valutazione. Questi ultimi sono stati applicati coerentemente a
tutti gli esercizi presentati salvo quando diversamente indicato.
Il progetto di bilancio di esercizio al 31 dicembre 2021 è stato
approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riu-
nione del 17 marzo 2022.
Le informazioni a commento delle voci dello stato patrimo-
niale e del conto economico, tenuto conto della rilevanza de-
gli importi, sono espresse in milioni di euro.
CRITERI DI VALUTAZIONE
I criteri di valutazione sono gli stessi adottati per la redazione
del bilancio consolidato
3
, cui si rinvia, fatta eccezione per la
rilevazione e valutazione delle partecipazioni in imprese con-
trollate, joint venture e collegate.
In particolare, le partecipazioni in imprese controllate, joint ven-
ture e collegate sono valutate al costo di acquisto
4
; in presenza
di piani di incentivazione basati su azioni della controllante at-
tribuiti a dipendenti delle società controllate, il valore di iscrizio-
ne delle partecipazioni è incrementato, in assenza di meccani-
smi di riaddebito, del costo delle attribuzioni effettuate.
In presenza di obiettive evidenze di perdita di valore, la recu-
perabilità è vericata confrontando il valore di iscrizione della
partecipazione con il relativo valore recuperabile, rappresen-
tato dal maggiore tra il fair value, al netto dei costi di vendita,
e il valore d’uso. Quest’ultimo è determinato attualizzando i
ussi di cassa attesi dalla partecipazione e, se signicativi
e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione, al netto
dei costi di vendita ovvero considerando il complesso degli
esiti degli impairment test condotti dalle partecipate; in as-
senza 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 classicate 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 ri-
venienti dagli accordi contrattuali. Successivamente alla rileva-
zione iniziale, le attività/passività e i ricavi/costi afferenti alla
joint operation sono valutati in conformità ai criteri di valutazio-
ne applicabili alla singola fattispecie. Le partecipazioni in joint
venture, precedentemente classicate come joint operation,
sono rilevate, alla data della modica della classicazione del
joint arrangement, ad un ammontare pari al valore di iscrizio-
ne delle attività nette, precedentemente rilevate, linea per linea,
sulla base delle quote di spettanza di Eni SpA.
Le operazioni di compravendita di rami d’azienda e di parte-
cipazioni di controllo poste in essere con società controllate
ed aventi nalità meramente riorganizzative sono rilevate in
continuità con i relativi valori contabili; l’eventuale differenza
tra il prezzo e il valore contabile dell’oggetto trasferito deter-
mina in capo alla controllata la rilevazione di un incremento/
decremento del patrimonio e conseguentemente in capo alla
controllante un aumento del valore di iscrizione della parte-
cipazione ovvero la rilevazione di un dividendo a conto eco-
nomico.
Le distribuzioni da società controllate, joint venture e collega-
te 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
necessità di vericare la recuperabilità del valore di iscrizione
della partecipazione.
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI
Con riferimento all’utilizzo di stime contabili e giudizi signi-
cativi si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato.
2 SCHEMI DI BILANCIO
Con riferimento agli schemi di bilancio si rinvia a quanto indi-
cato nel bilancio consolidato.
(1) Con riferimento agli effetti della pandemia COVID-19 si rinvia a quanto indicato nel paragrafo iniziale delle note al bilancio consolidato “Impatti COVID-19”.
(2) I principi contabili internazionali utilizzati ai ni della redazione del bilancio di esercizio sono coincidenti con quelli emanati dallo IASB in vigore per l’esercizio 2021.
(3) Per le esposizioni creditizie derivanti da operazioni infragruppo, è normalmente assunta la piena capacità di recupero in considerazione, tra l’altro, della struttura nan-
ziaria centralizzata del Gruppo che ne supporta eventuali esigenze sia nanziarie che patrimoniali.
(4) 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 sommatoria del costo sostenuto in ciascuna tranche di acquisto.
366
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(€ milioni)
Effetto modica classicazione
Mozambique Rovuma Venture SpA
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti
(29)
Altre attività
(43)
(72)
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari
(1.318)
Diritto di utilizzo beni in leasing
(2)
Partecipazioni
355
Attività per imposte anticipate
(40)
(1.005)
TOTALE ATTIVITÀ
(1.077)
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività nanziarie
(2)
Altre passività
(56)
(58)
Passività non correnti
Passività nanziarie
(1.008)
Fondi per rischi e oneri
(7)
Passività per imposte sul reddito
(4)
(1.019)
TOTALE PASSIVITÀ
(1.077)
3 MODIFICA DEI CRITERI CONTABILI
Come già rappresentato nel bilancio consolidato, a cui si rin-
via, a partire dall’esercizio 2021 sono entrate in vigore le mo-
difiche all’IFRS 9, allo IAS 39, all’IFRS 7, all’IFRS 4 e all’IFRS
16 “Riforma degli indici di riferimento per la determinazione
dei tassi di interesse - fase 2” (di seguito le modifiche), volte
ad introdurre degli espedienti pratici e delle esenzioni tem-
poranee dall’applicazione di talune disposizioni IFRS in pre-
senza di strumenti finanziari valutati al costo ammortizzato
e/o di relazioni di copertura oggetto di modifica a seguito
della riforma dei tassi di interesse benchmark.
Al 31 dicembre 2021, l’esposizione di Eni SpA è rappresen-
tata, essenzialmente, da una linea di credito di 4.500 milioni
di dollari USA indicizzata all’USD LIBOR. Con riferimento agli
strumenti finanziari derivati si segnala che Eni SpA ha aderi-
to, nel mese di dicembre, ai protocolli di fallback dell’Interna-
tional Swaps and Derivatives Association (ISDA).
Le altre modiche ai principi contabili internazionali entrate in vi-
gore dal 1° gennaio 2021 non hanno prodotto effetti signicativi.
4 PRINCIPI CONTABILI DI RECENTE
EMANAZIONE
Con riferimento alla descrizione dei principi contabili di recente
emanazione si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato.
MODIFICA DELLA CLASSIFICAZIONE DEL JOINT
ARRANGEMENT MOZAMBIQUE ROVUMA VENTURE SPA
Nell’ambito del monitoraggio continuo dei fatti e delle
circostanze rilevanti ai fini della classificazione dei joint
arrangement, a partire dal 31 dicembre 2021, è stata mo-
dificata la classificazione della partecipazione detenuta
nella società Mozambique Rovuma Venture SpA da joint
operation a joint venture. Le motivazioni sottostanti tale
modifica di classificazione sono illustrate nel bilancio con-
solidato, a cui si rinvia.
La partecipazione in Mozambique Rovuma Venture SpA è sta-
ta rilevata ad un ammontare pari al valore di iscrizione delle
attività nette (355 milioni di euro), precedentemente rilevate,
linea per linea, sulla base delle quote di spettanza di Eni SpA.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
367
(€ milioni)
31.12.2021 31.12.2020
Titoli quotati emessi da Stati Sovrani
977 1.003
Altri titoli
4.878
4.017
5.855
5.020
(€ milioni)
31.12.2021 31.12.2020
Euro
3.555 3.337
Dollaro USA
2.248
1.600
Altre valute
52 83
5.855
5.020
5 DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
Le disponibilità liquide ed equivalenti di €6.630 milioni (€8.111
milioni al 31 dicembre 2020) comprendono attività nanziarie
esigibili all’origine, generalmente, entro 90 giorni.
Le disponibilità liquide ed equivalenti sono costituite essen-
zialmente da depositi in euro e in moneta estera che rappre-
sentano l’impiego sul mercato della liquidità detenuta a vista
per le esigenze del Gruppo e da saldi attivi di conto corrente
connessi alla gestione degli incassi e dei pagamenti del Grup-
po che conuiscono sui conti Eni. L’ammontare di restricted
6 ATTIVITÀ FINANZIARIE DESTINATE AL TRADING
cash è di circa €54 milioni in relazione a misure di pignora-
mento da parte di terzi.
La scadenza media dei depositi in euro (€4.160 milioni) è
di 15 giorni e il tasso di interesse effettivo è negativo dello
0,559%; la scadenza media dei depositi in dollari USA (€1.160
milioni) è di 3 giorni e il tasso di interesse effettivo è 0,066%.
Le expected credit loss su depositi presso banche e Istituti
finanziari terzi valutati al costo ammortizzato non sono si-
gnificative.
Le attività nanziarie destinate al trading costituiscono una ri-
serva di liquidità strategica avente l’obiettivo di assicurare al
Gruppo la necessaria essibilità nanziaria in particolari situa-
zioni di mercato, per far fronte a fabbisogni imprevisti e per
garantire adeguata elasticità ai programmi di sviluppo. L’attivi-
tà di gestione di tale liquidità punta all’ottimizzazione del rendi-
mento, nel rispetto di specici limiti di rischio autorizzati, con il
vincolo di tutela del capitale e disponibilità immediata dei fondi.
Le attività nanziarie destinate al trading comprendono ope-
razioni di prestito titoli per €1.398 milioni (€1.361 milioni al 31
dicembre 2020).
L’analisi per valuta è la seguente:
368
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Valore Nominale
(€ milioni)
Fair Value
(€ milioni)
Classe di rating
Moody’s
Classe di rating
S&P
Titoli quotati emessi da Stati Sovrani
Tasso sso
Italia
277
284
Baa3
BBB
Cile
159 161 A1 A
Stati Uniti d'America
122 124 Aaa AA+
Lituania
16
16
A2
A+
Giappone
7 7 A1 A+
Francia
3 3 Aa2 AA
Germania
1
2
Aaa
AAA
Israele
1 1 A2 AA-
586 598
Tasso variabile
Italia
340
342
Baa3
BBB
Svizzera
29 29 Aaa AAA
Stati Uniti d'America
8 8 Aaa AA+
377
379
Totale titoli quotati emessi da Stati Sovrani
963
977
Altri titoli
Tasso sso
Titoli quotati emessi da imprese industriali
1.779 1.821 Da Aa1 a Baa3 Da AA+ a BBB-
Titoli quotati emessi da Istituti nanziari e assicurativi
865 877 Da Aaa a Baa3 Da AAA a BBB-
Altri titoli
262 265 Da Aa3 a Baa3 Da AA- a BBB-
2.906 2.963
Tasso variabile
Titoli quotati emessi da imprese industriali
524 527 Da Aa1 a Baa3 Da AA+ a BBB-
Titoli quotati emessi da Istituti nanziari e assicurativi
1.092 1.101 Da Aa1 a Baa3 Da AA+ a BBB-
Altri titoli
286 287 Da Aa1 a Baa2 Da AA+ a BBB
1.902 1.915
Totale Altri titoli
4.808 4.878
Totale Attività nanziarie destinate al trading
5.771
5.855
Di seguito l’analisi per emittente e la relativa classe di merito creditizio:
Per le informazioni sulle valutazioni al fair value si rinvia a quanto indicato alla nota n. 27 - Garanzie, impegni e rischi.
I crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:
7 CREDITI COMMERCIALI E ALTRI CREDITI
(€ milioni)
31.12.2021
31.12.2020
Crediti commerciali
9.509
3.397
Crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione
155 127
Anticipi al personale
23 27
Acconti per servizi e forniture
8
12
Crediti verso altri
3.297 193
12.992
3.756
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
369
I crediti commerciali, generalmente, sono infruttiferi e prevedono
termini di pagamento entro i 120 giorni. I crediti commerciali ri-
guardano essenzialmente crediti derivanti dalla cessione di gas
naturale e di energia elettrica e dalla vendita di prodotti petroliferi.
Al 31 dicembre 2021 sono state poste in essere operazioni di
cessione pro-soluto di crediti commerciali con scadenza 2022
per €1.128 milioni (€557 milioni nel 2020 con scadenza 2021).
Le cessioni riguardano crediti commerciali relativi a Global Gas &
LNG Portfolio (€839 milioni), Rening & Marketing (€261 milioni)
e al Power (€28 milioni).
I crediti verso altri di €3.297 milioni includono principalmen-
te: (i) crediti per dividendi deliberati e non ancora incassati
dalla partecipata Eni International BV (€3.178 milioni); (ii) i
crediti per il regolamento di rapporti patrimoniali con impre-
se controllate incluse nel consolidato fiscale (€63 milioni);
(iii) i crediti verso imprese controllate incluse nel consolidato
IVA (€10 milioni).
I crediti commerciali e altri crediti in moneta diversa dall’euro sono
pari a €3.678 milioni.
L’esposizione al rischio di credito e le perdite attese relative a cre-
diti commerciali e altri crediti è stata elaborata sulla base di rating
interni come segue:
Crediti in bonis
(€ milioni)
Rischio basso Rischio medio Rischio alto Crediti in default Totale
31.12.2021
Clientela business
589
2.646
196
341
3.772
Pubbliche Amministrazioni
8 2 10
Altre controparti
163 190 55 408
Imprese controllate
9.159
9.159
Valore lordo
9.911
2.844
196
398
13.349
Fondo svalutazione
(78) (5) (274) (357)
Valore netto
9.911 2.766 191 124 12.992
Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione
del rischio controparte)
… 3,26 3,60 86,98
31.12.2020
Clientela business
283 956 139 299 1.677
Pubbliche Amministrazioni
10
3
13
Altre controparti
82 53 71 206
Imprese controllate
2.160 2.160
Valore lordo
2.525 1.019 139 373 4.056
Fondo svalutazione
(5) (6) (289) (300)
Valore netto
2.525 1.014 133 84 3.756
Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione
del rischio controparte)
… 0,78 6,38 85,00
Maggiori informazioni sulla classicazione delle esposizioni
creditizie sono indicate nella nota n. 1 - Principi contabili, stime
contabili e giudizi signicativi del bilancio consolidato.
L’attenuarsi della crisi economica del COVID-19 e la ripresa dello
scenario petrolifero, con l’aumento molto rilevante dei prezzi del
gas naturale e dell’energia elettrica ha incrementato in misura
signicativa le esposizioni verso i clienti industriali di grandi di-
mensioni, rendendo opportuna una revisione al rialzo del tasso
perdita su crediti atteso per incorporare un accresciuto rischio
congiunturale anche nei confronti di clienti adabili generalmen-
te inclusi nel cluster con rischio di credito medio.
I crediti commerciali e altri crediti sono esposti al netto del
fondo svalutazione crediti di €357 milioni (€300 milioni al 31
dicembre 2020):
(€ milioni)
2021 2020
Fondo svalutazione iniziale
300
311
Accantonamenti su crediti in bonis
78
5
Accantonamenti su crediti in default
10 11
Utilizzi su crediti in bonis
(10) (1)
Utilizzi su crediti in default
(21)
(26)
Fondo svalutazione nale
357
300
370
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(€ milioni)
2021
2020
Materie prime, sussidiarie e di consumo
323
160
Materiali per attività di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture
178
213
Prodotti in corso di lavorazione e semilavorati e lavori in corso su ordinazione
265 192
Prodotti niti e merci
1.816 534
2.582 1.099
La variazione complessiva del fondo svalutazione di €57 milio-
ni è connessa a: (i) accantonamenti netti rilevati a conto eco-
nomico per €77 milioni (€9 milioni nel 2020) connessi essen-
zialmente ai nuovi accantonamenti operati (€88 milioni) relativi
essenzialmente alla linea di business GGP per le forniture ai
clienti industriali di grandi dimensioni per effetto dell’aumento
signicativo delle esposizioni allo scenario prezzi, parzialmen-
te compensati dagli utilizzi per esuberanza (€11 milioni); (ii)
Le rimanenze di materie prime sussidiarie e di consumo di
€323 milioni sono costituite da greggi.
I prodotti niti e merci sono costituiti da prodotti petroliferi
(€912 milioni) e da gas naturale depositato principalmente
presso Stoccaggi Gas Italia SpA e in Francia (€733 milioni) e
di GNL depositato presso il terminale di Zeebrugge, Damietta
in Egitto e su navi viaggianti (€171 milioni).
Le rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo di €1.104 milioni
(€994 milioni al 31 dicembre 2020) includono 2,3 milioni di ton-
nellate di greggi e prodotti petroliferi a fronte dell’obbligo di cui
al D.L. n. 249 del 31 dicembre 2012, in attuazione alla direttiva
2009/119/CE. La misura è determinata annualmente dal Mini-
stero dello Sviluppo Economico.
utilizzo, in conto, del fondo (€20 milioni) per la copertura delle
perdite su crediti precedentemente svalutati.
La valutazione al fair value dei crediti commerciali e altri credi-
ti, generalmente, non produce effetti signicativi 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. 33 - Rap-
porti con parti correlate.
Le rimanenze di gas naturale per €269 milioni sono a garan-
zia dell’esposizione potenziale di bilanciamento nei confronti
di Snam Rete Gas SpA.
Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione
di €194 milioni (€24 milioni al 31 dicembre 2020) come di
seguito indicato:
L’incremento delle rimanenze e delle scorte d’obbligo è dovuto
essenzialmente alla ripresa dei prezzi del petrolio e dei prodotti
petroliferi.
Le rimanenze correnti si analizzano come segue:
8 RIMANENZE CORRENTI E RIMANENZE IMMOBILIZZATE – SCORTE D’OBBLIGO
(€ milioni)
31.12.2021
31.12.2020
Valore iniziale - Rimanenze correnti
24 46
Accantonamenti (utilizzi)
170 (22)
Valore nale - Rimanenze correnti
194
24
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
371
31.12.2021
31.12.2020
Attività Passività Attività Passività
(€ milioni)
Correnti
Non correnti
Correnti
Non correnti
Correnti
Non correnti
Correnti
Non correnti
Fair value su strumenti nanziari derivati
12.603
1.906
15.220
1.866
1.009
338
1.247
387
Passività da contratti per la clientela
425 724 747 393
Attività e Passività relative ad altre imposte:
- Accise e Imposte di consumo
12
386
17
311
- IVA
4 66 4 89
- Royalty su idrocarburi estratti
109 115
- Ritenute IRPEF su lavoro dipendente
8 17
- Altre imposte e tasse
53 2 53 25 58 2 57 25
69 2 622 25 79 2 589 25
Altre
179 149 38 277 234 569 32 34
12.851 2.057 16.305 2.892 1.322 909 2.615 839
10 ALTRE ATTIVITÀ E PASSIVITÀ
Il fair value degli strumenti nanziari derivati correnti e non cor-
renti è commentato alla nota n. 24 - Strumenti nanziari derivati.
Le passività da contratti con la clientela riguardano essenzial-
mente: (i) le quote a breve e a lungo termine degli anticipi in-
cassati dal cliente Engie SA (ex Suez) a fronte di forniture di lun-
go termine di gas ed energia elettrica rispettivamente per €60
milioni e €333 milioni (€62 milioni e €393 milioni nel 2020); (ii)
gli anticipi a lungo termine ricevuti dalla Società Oleodotti Meri-
dionali SpA per il potenziamento delle infrastrutture del sistema
di trasporto del greggio alla Raneria di Taranto (€391milioni);
(iii) i buoni carburante prepagati in circolazione per €242 milioni
(€226 milioni nel 2020).
Le altre attività comprendono: (i) il costo d’iscrizione del gas pre-
pagato in esercizi precedenti per effetto della clausola take-or-
pay dei contratti di fornitura long-term per €103 milioni, di cui
€62 milioni previsti oltre i 12 mesi (€493 milioni al 31 dicembre
2020); (ii) gli anticipi relativi alla capacità di trasporto pluriennale
di cui Eni è titolare in corrispondenza dei punti di interconnessio-
ne con gasdotti esteri il cui utilizzo è differibile nel tempo ai sen-
si della Delibera 666/2017/R/GAS (c.d. reshuing) €46 milioni
(€133 milioni nel 2020); (iii) i depositi cauzionali verso fornitori
€49 milioni (€46 milioni nel 2020).
Le altre passività comprendono essenzialmente: (i) le passività
relative alla compensation riconosciuta ad Eni per il contratto di
approvvigionamento gas da destinare all’impianto di Damietta
(€117 milioni oltre 12 mesi e €11 milioni entro 12 mesi); (ii) la
rinegoziazione con Trans Austria Gasleitung GmbH del contratto
passivo di trasporto gas €4 milioni (€8 milioni nel 2020).
I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33 - Rap-
porti con parti correlate.
Le passività per imposte sul reddito correnti di €117 milioni si ri-
feriscono essenzialmente allo stanziamento dell’addizionale IRES
Legge n.7 del 6 febbraio 2009 (cosiddetta Libian Tax) (€97 milioni).
Le imposte sul reddito sono commentate alla nota n. 32 - Im-
poste sul reddito.
9 ATTIVITÀ E PASSIVITÀ PER IMPOSTE SUL REDDITO
31.12.2021
31.12.2020
Attività
Passività
Attività
Passività
(€ milioni)
Correnti
Non correnti
Correnti
Non correnti
Correnti
Non correnti
Correnti
Non correnti
IRES
21 21
IRAP
18
Crediti per istanze di rimborso
78
78
Addizionale IRES Legge n. 7/2009
97
Fondo per imposte sul reddito
9
Altre imposte sul reddito
2
2
1
4
23
78
117
22
78
4
9
372
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
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
Attività esplorativa
e di appraisal E&P
Immobilizzazioni
in corso e acconti
E&P
Altre immobilizzazioni
in corso e acconti
Totale
2021
Valore iniziale netto
544 2.684 820 138 57 266 1.244 816 6.569
Investimenti
3
1
88
5
7
403
341
848
Capitalizzazioni ammortamenti
25
25
Ammortamenti
(a)
(23) (415) (93) (21) (17) (569)
Riprese di valore (svalutazioni) nette
(66) 418 (391) (4) (3) 63 (502) (485)
Radiazioni
(1) (1)
Dismissioni
(1)
(1)
(2)
Trasferimenti
40
170
92
9
3
(88)
(108)
(127)
(9)
Altre variazioni e differenze cambio da conversione
57 23 75 155
Deconsolidamento Mozambique Rovuma Venture S.p.A.
(1) (198) (1.119) (1.318)
Valore nale netto
497 2.914 515 127 46 3 583 528 5.213
Valore nale lordo
2.185
15.441
11.184
651
715
3
684
1.990
32.853
Fondo ammortamento e svalutazione
1.688
12.527
10.669
524
669
101
1.462
27.640
2020
Valore iniziale netto
615 2.681 1.392 151 59 293 1.160 1.132 7.483
Deconsolidamento Società Oleodotti Meridionali-SOM SpA
(28)
(10)
(38)
Investimenti
1
1
52
7
14
349
367
791
Capitalizzazioni ammortamenti
22 22
Ammortamenti
(a)
(28) (406) (144) (23) (17) (3) (621)
Riprese di valore (svalutazioni) nette
(66)
(299)
(600)
(1)
(1)
(2)
(59)
(501)
(1.529)
Radiazioni
Dismissioni
(1)
(1)
Trasferimenti
22 149 148 4 2 (25) (128) (172)
Altre variazioni e differenze cambio da conversione
559 (97) 462
Valore nale netto
544
2.684
820
138
57
266
1.244
816
6.569
Valore nale lordo
2.139 15.226 10.905 635 706 283 1.419 1.869 33.182
Fondo ammortamento e svalutazione
1.595
12.542
10.085
497
649
17
175
1.053
26.613
(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione.
Gli investimenti di €848 milioni riguardano essenzialmente:
(a) la Rening & Marketing (€422 milioni) in relazione: (i) all’at-
tività di ranazione e logistica, essenzialmente per attività di
asset integrity e stay in business, nonché interventi in mate-
ria di salute, sicurezza e ambiente; (ii) all’attività di marketing,
per obblighi di legge e stay in business della rete di distribu-
zione di prodotti petroliferi; (b) la Exploration & Production
(€404 milioni) e sono relativi principalmente alle attività di
sviluppo di nuovi progetti e hanno riguardato in particolare:
(i) il proseguimento delle attività di presviluppo condotte in
Mozambico dalla joint venture Mozambique Rovuma Venture
SpA, deconsolidata con decorrenza 31 dicembre 2021; (ii) l’ot-
timizzazione di giacimenti in produzione attraverso interventi
sui pozzi (Monte Alpi, Brenda e Annalisa); (iii) l’avanzamento
del programma di perforazione, allacciamento e adeguamen-
to degli impianti di produzione in Val d’Agri; (c) la Corporate
(€22 milioni) principalmente per migliorie apportate alle sedi
di proprietà o in locazione.
Le altre variazioni di €155 milioni riguardano: (i) l’incremento
per la stima degli oneri per social project da sostenere a fron-
te degli impegni assunti e in corso di formalizzazione tra Eni
SpA e la regione Basilicata in relazione al programma di svi-
luppo petrolifero nell’area della concessione Val d’Agri (€134
milioni); (ii) l’incremento per effetto delle differenze di cambio
da conversione della Mozambique Rovuma Venture SpA (€96
milioni); (iii) la riduzione dell’asset retirment cost per effetto
principalmente della variazione dei tassi di attualizzazione
(€75 milioni).
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
373
Il tasso d’interesse utilizzato per la capitalizzazione degli oneri
nanziari è del 1,9% (2,01% al 31 dicembre 2020). Gli oneri nan-
ziari capitalizzati ammontano a €53 milioni. I contributi pubblici
I principali coecienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli:
Il diritto di utilizzo beni in leasing si analizzano come segue:
12 DIRITTO DI UTILIZZO BENI IN LEASING E PASSIVITÀ PER BENI IN LEASING
(€ milioni)
Tolling
Immobili per uci
Concessioni autostradali
e locazione stazioni
di servizio
Mezzi navali e relative
basi logistiche per
trasporto Oil & Gas
Mezzi navali di
perforazione
(Drilling rig)
Autoveicoli
Altre tipologie
Totale
2021
Valore iniziale netto
907 482 169 28 122 21 159 1.888
Incrementi
15
19
38
48
48
33
41
242
Ammortamenti
(a)
(103)
(60)
(34)
(27)
(36)
(16)
(62)
(338)
Riprese di valore (svalutazioni) nette
61 2 (26) 37
Altre variazioni
(7) (6) (7) (111) (5) (136)
Deconsolidamento Mozambique Rovuma Venture S.p.A.
(2) (2)
Valore nale netto
880 432 167 44 23 33 112 1.691
Valore nale lordo
1.648
593
301
159
89
59
336
3.185
Fondo ammortamento e svalutazione
768
161
134
115
66
26
224
1.494
2020
Valore iniziale netto
986 544 199 74 68 22 134 2.027
Incrementi
1
31
8
115
17
109
281
Ammortamenti
(a)
(100)
(60)
(34)
(40)
(59)
(16)
(58)
(367)
Riprese di valore (svalutazioni) nette
21
(21)
(11)
(25)
(36)
Differenze di cambio
(1)
(1)
Altre variazioni
(3) (6) (3) (1) (2) (1) (16)
Valore nale netto
907
482
169
28
122
21
159
1.888
Valore nale lordo
1.633 591 272 121 208 44 296 3.165
Fondo ammortamento e svalutazione
726
109
103
93
86
23
137
1.277
(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione su altri asset.
Il diritto di utilizzo beni in leasing “RoU” di €1.691 milioni è ri-
ferito essenzialmente: (i) per €880 milioni ai contratti di tolling
del Power in relazione in particolare al contratto di tolling di
EniPower SpA in forza del quale EniPower produce, tramite
le proprie centrali, energia elettrica e vapore esclusivamente
per Eni SpA. Eni a sua volta mette a disposizione di EniPower
i combustibili necessari e fornisce le indicazioni sulle produ-
zioni da effettuare; (ii) per €432 milioni all’atto di immobili ad
uso ucio in particolare della Corporate, con una durata resi-
dua media di circa 6 anni comprensiva delle opzioni di rinnovo
e di risoluzione anticipata; (iii) per €167 milioni le concessioni
autostradali, le locazioni di terreni e le locazioni di stazioni di
%
Fabbricati
3-16
Pozzi e impianti di sfruttamento
Aliquota UOP
Impianti specici di raneria e logistica
5,5-15
Impianti specici di distribuzione
4-12,5
Altri impianti e macchinari
4-25
Attrezzature industriali e commerciali
7-35
Altri beni
12-25
portati a decremento degli immobili, impianti e macchinari am-
montano a €91 milioni.
374
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(€ milioni)
Quote a breve di
passività per beni
in leasing a lungo
termine
Passività per beni
in leasing a lungo
termine
Totale
2021
Valore iniziale
423
2.157
2.580
Incrementi
242
242
Decrementi
(374) (374)
Altre variazioni
334 (460) (126)
Valore nale
383
1.939
2.322
2020
Valore iniziale
337
2.320
2.657
Incrementi
281 281
Decrementi
(337) (337)
Altre variazioni
423
(444)
(21)
Valore nale
423
2.157
2.580
Il totale dei ussi nanziari in uscita per leasing comprende: (i)
i pagamenti per il rimborso della quota capitale della passività
per beni in leasing di €374 milioni; (ii) i pagamenti per interessi
passivi di €81 milioni.
I principali contratti di leasing sottoscritti per i quali l’asset non è
stato ancora messo a disposizione riguardano un contratto dal
valore nominale di €437 milioni relativo alla locazione di uci
della durata di 20 anni con opzione di proroga per ulteriori 6 anni.
I principali esborsi futuri potenzialmente dovuti che non sono
riessi nella determinazione della passività per leasing sono re-
lativi a opzioni di proroga e risoluzione del contratto di leasing
degli immobili ad uso uci (€302 milioni), stazioni di servizio per
le attività di commercializzazione dei prodotti petroliferi (€130
milioni), mezzi di navigazione (€33 milioni).
servizio per le attività di commercializzazione dei prodotti pe-
troliferi della Rening & Marketing; (iv) per €44 milioni i contrat-
ti di leasing delle navi e relative basi logistiche per il trasporto
di olio e gas in particolare della Exploration & Production; (v)
per €23 milioni i contratti relativi ai mezzi di perforazione na-
vali - drilling rig della Exploration & Production con una durata
residua media contrattuale di circa 2 anni; (vi) per €72 milioni al
contratto di lavorazione di Raneria di Gela SpA incluso nelle
“altre tipologie”.
I canoni variabili, rilevati a conto economico, riguardano es-
senzialmente: (i) le concessioni autostradali e le locazioni di
stazioni di servizio per le quali è prevista la corresponsione di
canoni variabili (royalties) sulla base dei volumi di carburanti
erogati (€\Mc). L’adozione di tale formula contrattuale è prede-
terminata nei bandi di gara per l’assegnazione delle concessio-
ni o richiesta dal lessor nel caso delle locazioni di punti vendita
ad alta performance, al ne di assicurare il matching tra canoni
e ussi di cassa in entrata. Il rapporto dei pagamenti variabili
rispetto a quelli totali dovuti per il leasing è nell’ordine del 18%,
essenzialmente attribuibile alle concessioni autostradali; (ii) il
contratto di lavorazione di Raneria di Gela SpA che prevede
la corresponsione di un compenso variabile sulla base della
quantità di materia prima effettivamente lavorata. Il rapporto
dei pagamenti variabili rispetto a quelli totali dovuti per il lea-
sing è nell’ordine del 77%.
Le informazioni relative alla recuperabilità del valore d’iscrizio-
ne del RoU sono riportate alla nota n. 14 - Riprese di valore
(svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di
utilizzo beni in leasing.
Le altre variazioni di €136 milioni riguardano in particolare la
chiusura anticipata di un contratto di locazione di un mezzo
di perforazione navale della Exploration & Production – drilling
rig Saipem 10000 – che è stato oggetto di una nuova negozia-
zione che ha determinato la sottoscrizione del un contratto in
capo alla consociata egiziana Ieoc Production BV.
Le passività per beni in leasing si analizzano come segue:
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
375
(€ milioni)
2021
2020
Altri ricavi e proventi
- proventi da remeasurement
21 1
21 1
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi:
- leasing di breve durata
49 13
- leasing di modico valore
15
15
- canoni di leasing variabili non inclusi nelle passività per beni in leasing
161 114
225 142
Ammortamenti
- ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing
338 367
- capitalizzazione ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing ad attività materiali
(19)
(15)
319
352
Riprese di valore (svalutazioni) nette dei diritti utilizzo beni in leasing
37 (36)
Proventi (oneri) nanziari
- interessi passivi su passività per beni in leasing
(76) (88)
- oneri nanziari capitalizzati su passività per beni in leasing imputati ad attività materiali
1 1
(75)
(87)
I coecienti di ammortamento adottati sono compresi in un intervallo che va dal 3% al 100%.
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 denita
Attività immateriali a vita
utile indenita: Goodwill
Totale
2021
Valore iniziale netto
11
65
5
3
84
17
101
Investimenti
29
3
156
188
188
Ammortamenti
(1)
(42)
(5)
(48)
(48)
Riprese di valore (svalutazioni) nette
(1)
(5)
(6)
(1)
(7)
Altre variazioni
1
2
2
8
13
13
Valore nale netto
11
53
5
162
231
16
247
Valore nale lordo
388
1.217
13
221
1.839
94
1.933
Fondo ammortamento e svalutazione
377
1.164
8
59
1.608
78
1.686
2020
Valore iniziale netto
16
85
9
31
141
17
158
Investimenti
17
4
21
21
Ammortamenti
(2)
(45)
(47)
(47)
Riprese di valore (svalutazioni) nette
(5)
(3)
(8)
(8)
Trasferimenti
2
8
(12)
2
Altre variazioni
7
(30)
(23)
(23)
Valore nale netto
11
65
5
3
84
17
101
Valore nale lordo
387
1.188
8
495
2.078
94
2.172
Fondo ammortamento e svalutazione
376
1.123
3
492
1.994
77
2.071
376
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Le concessioni, licenze, marchi e diritti simili di €11 milioni
riguardano essenzialmente i diritti minerari relativi alle con-
cessioni di giacimenti. 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 €53 milioni riguardano essenzialmen-
te i costi di acquisizione e di sviluppo interno di software a
supporto delle aree di business e di staff e i diritti di utiliz-
zazione di processi produttivi di raffineria. I coefficienti di
ammortamento adottati sono compresi in un intervallo che
va dal 12,5% al 100%.
Le immobilizzazioni in corso e acconti di €5 milioni riguarda-
no essenzialmente i costi sostenuti per lo sviluppo di softwa-
re a supporto delle aree di business.
Le altre attività immateriali di €162 milioni riguardano essen-
zialmente l’acquisto, effettuato nel corso dell’esercizio 2021,
del 50% dei diritti di liquefazione presso l’impianto di Damiet-
ta acquisiti a seguito dell’operazione di cessione di Unión Fe-
nosa Gas (€154 milioni).
14 RIPRESE DI VALORE (SVALUTAZIONI) NETTE DI ATTIVITÀ MATERIALI, IMMATERIALI E DIRITTO DI
UTILIZZO BENI IN LEASING
Le svalutazioni sono determinate confrontando il valore di
libro degli asset con il relativo valore recuperabile, rappre-
sentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di
dismissione, e il valore d’uso (di seguito anche “VIU”). In ter-
mini di impairment indicators i fattori considerati ai fini del
bilancio consolidato risultano sostanzialmente applicabili
anche a Eni SpA. La determinazione dei flussi di cassa fu-
turi associati all’uso delle CGU O&G è funzione del giudizio
e delle valutazioni soggettive del management in relazione
all’andamento futuro di variabili caratterizzate da un’elevata
alea d’incertezza quali i prezzi di lungo termine degli idrocar-
buri, le vite utili degli asset, le proiezioni di costi operativi/
di sviluppo, i volumi di riserve che saranno effettivamente
recuperati, il timing e i costi di decommissioning. La valu-
tazione è effettuata per singola attività o per il più piccolo
insieme identificabile di attività che genera flussi di cassa
in entrata autonomi derivanti dal suo utilizzo su base con-
tinuativa (c.d. cash generating unit - “CGU”); la definizione
delle CGU è operata considerando, tra l’altro, le modalità con
cui il management controlla l’attività operativa o assume de-
cisioni in merito a mantenere operativi o dismettere i beni
e le attività della società. Le principali CGU di SpA sono: (i)
nella Exploration & Production, i campi o insiemi (pool) di
campi quando in relazione ad aspetti tecnici, economici o
contrattuali i relativi flussi di cassa sono interdipendenti; (ii)
nel business Refining & Marketing, le raffinerie, tradizionali
e bio, e gli impianti, afferenti i canali di distribuzione (rete
ordinaria, autostradale, extra rete).
Ai fini della verifica della recuperabilità del valore di iscrizio-
ne le attività per diritti di utilizzo beni in leasing (right-of-use
o RoU) significative sono, generalmente, incluse nel valore
di iscrizione delle CGU a cui sono riferibili e il relativo valo-
re d’uso è determinato escludendo dalla stima dei flussi di
cassa futuri, oggetto di attualizzazione, gli esborsi relativi ai
pagamenti dei canoni di leasing considerati ai fini della de-
terminazione della lease liability. I diritti d’uso che non sono
specificatamente allocabili alle CGU sono considerati cor-
porate assets la cui recuperabilità è verificata considerando
il complesso delle CGU della società.
Il VIU delle CGU è determinato attualizzando i flussi di cassa
attesi derivanti dall’uso e, se significativi e ragionevolmen-
te determinabili, dalla cessione al termine della vita utile.
I flussi di cassa sono determinati sulla base delle migliori
informazioni disponibili al momento della stima desumibili:
(i) per i primi quattro anni della stima, dall’ultimo piano in-
dustriale quadriennale approvato dalla Direzione Aziendale
contenente le previsioni in ordine ai volumi di produzione
e vendita, ai profili delle riserve, agli investimenti, ai costi
operativi e ai margini e agli assetti industriali e commerciali,
nonché all’andamento delle principali variabili monetarie, in-
flazione, tassi di interesse nominali e tassi di cambio; (ii) per
gli anni successivi al quarto, tenuto conto delle ipotesi sull’e-
voluzione di lungo termine delle principali variabili macro-
economiche adottate dal management (tassi di inflazione,
prezzo del petrolio, etc.), si assumono proiezioni dei flussi di
cassa basate: (a) per le CGU Oil & Gas, sulla vita residua delle
riserve certe e probabili; (b) per le CGU del business Refining
& Marketing sulla vita economico-tecnica degli impianti e le
associate proiezioni normalizzate di costi operativi e investi-
menti di mantenimento; (iii) nella determinazione dei ussi di
cassa si considerano gli esborsi che si prevede di sostenere
per assicurare la compliance con la normativa in materia di
emissioni di CO
2
(ad es. Emission Trading Scheme per le CGU
localizzate nel mercato unico europeo) ovvero che si preve-
de di sostenere su base volontaria (forestry); (iv) per quanto
riguarda i prezzi delle commodity, il management assume lo
scenario prezzi adottato per le proiezioni economico nan-
ziarie del piano industriale quadriennale e per la valutazione
a vita intera degli investimenti. In particolare, ai ni della de-
nizione del piano industriale, le previsioni di prezzo adottate
da Eni sono elaborate sulla base della view del management
sull’evoluzione nel lungo termine dei fondamentali del merca-
to, tra i quali principalmente l’evoluzione del mix energetico
globale nei prossimi venti, trent’anni in relazione agli obiettivi
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
377
di decarbonizzazione degli Stati deniti dalla COP21 di Parigi
e riaffermati dalla COP26 di Glasgow, la velocità del processo
di transizione energetica, gli impatti durevoli della pandemia
del COVID-19, l’andamento della domanda e offerta di petro-
lio e gas naturale nel lungo termine, la crescita economica e
demograca, l’evoluzione delle tecnologie e il cambiamento
nelle preferenze dei consumatori.
Con riferimento al breve-medio termine, il management con-
sidera anche le curve forward e le previsioni di banche d’af-
fari e altri istituti specializzati.
Eni riconosce e sostiene il processo di transizione dell’e-
conomia verso un modello low carbon e gli obiettivi della
COP21 di Parigi e su tale base ha elaborato una strategia
di decarbonizzazione dei prodotti e dei processi industria-
li di Gruppo traguardando l’azzeramento delle emissioni di
ambito tre al 2050. In coerenza con tale percorso che con-
sidera le possibili evoluzioni del mercato e delle tecnologie
e la progressiva evoluzione del portafoglio prodotti della
Compagnia, il management ha adottato l’assunzione di un
prezzo del petrolio di lungo termine di 62 $/bbl in termini
reali 2020 fino al 2035, per poi declinare a 46 $ nel 2050
in relazione all’assunzione di progressivo phase-out del pe-
trolio dal mix energetico globale per il conseguimento degli
obiettivi climatici di Parigi.
Per il 2022-2023, le previsioni di prezzo nominale sono rispet-
tivamente 80 $ e 75 $/barile in considerazione della fase di
sostenuta ripresa macroeconomica globale, della disciplina
nanziaria delle società petrolifere internazionali quotate e dei
problemi produttivi dell’OPEC+; i corrispondenti valori delle as-
sunzioni di impairment test 2020 erano 55 $ e 60 $/barile.
Per quanto riguarda il prezzo del gas naturale, mentre nel
breve termine il benchmark dei prezzi spot continentali
“TTF” è previsto in sensibile ripresa a 21,2 $ e 14,3 $/mm-
BTU rispettivamente nel 2022 e nel 2023 (vs. 4,7-4,9 $/mm-
btu quali corrispondenti valori dell’impairment test 2020),
nel lungo termine il valore declina in relazione alle ipotesi di
progressivo spiazzamento del gas a opera delle rinnovabili
per una previsione di prezzo del TTF in moneta reale 2020 di
6,9 $/Mbtu nel periodo 2025-2045, per poi declinare ulterior-
mente a 6,2 $/Mbtu nel 2050.
Ai fini della determinazione del valore d’uso i flussi di cas-
sa, al netto delle imposte, sono attualizzati al costo medio
ponderato del capitale (c.d. weighted average cost of capital
- “WACC”) definito tenendo conto della rischiosità espressa
dalle linee di business in cui opera Eni SpA e, ove necessario,
rettificato del rischio Paese specifico in cui si trova la cash
generating unit oggetto di valutazione.
In particolare, il costo del capitale proprio (Ke) considera sia
il premio per il rischio mercato non diversificabile misurato
sulla base dei rendimenti di lungo termine dello S&P 500, sia
un premio addizionale che considera l’esposizione ai rischi
operativi dei Paesi di attività e i rischi della transizione ener-
getica. Il risultato è un Ke di circa il 10% che ha bilanciato la
discesa degli yield sugli asset risk free che entrano sia nel cal-
colo del Ke sia nella determinazione del costo del debito, man-
tenendo un costo del capitale di Gruppo nell’intorno del 7%.
Le previsioni dei prezzi delle commodity così come quelle
degli altri parametri rilevanti considerate ai fini della defini-
zione del piano industriale Eni sono oggetto di costante mo-
nitoraggio da parte del management in relazione all’attuale
contesto di estrema volatilità e incertezza connessa alla
drammatica evoluzione della crisi Ucraino-Russa.
Sulla base dello scenario adottato ai fini della definizione del
piano industriale e il rafforzamento dei prezzi degli idrocar-
buri attesi nel breve-medio termine il management ha rile-
vato delle parziali riprese di valore delle CGU svalutate nel
precedente bilancio in particolare per l’aumento dei prezzi
del gas. Le riprese di valore hanno riguardato giacimenti a
gas in Italia per €481 milioni. Il tasso di attualizzazione post-
tax è dell’1,68% che si ridetermina in 6,5% pre-tax.
L’impairment test si completa con la svalutazione del valore
di libro residuo delle raffinerie per un ammontare pari a €999
milioni (compresi investimenti di stay-in-business di CGU
precedentemente svalutate), con questo azzerando i valori
di libro. Il tasso di attualizzazione post-tax e pre-tax relativo
alle raffinerie Italia è del 6,7%. Tale perdita ha come driver
il sensibile peggioramento dei margini, compressi dal peg-
gioramento dei crack spread dei prodotti e dall’aumento del
costo delle utility indicizzate al gas, e le ridotte prospettive di
redditività delle CGU Eni a causa di fattori di debolezza strut-
turale dell’industria della raffinazione europea (dimensione
subottimale degli impianti, pressione competitiva da parte di
raffinatori più efficienti) e delle proiezioni di modesta ripresa
della domanda di carburanti anche per effetto della compe-
tizione della mobilità elettrica. Inoltre i costi operativi sono
penalizzati dall’aumento degli oneri per acquisto di certifica-
ti emissivi nell’ambito dello schema europeo ETS.
Le riprese di valore nette dei diritti di utilizzo beni in leasing
(€37 milioni) hanno riguardato principalmente il Power.
Inoltre, nell’ambito della verifica della recuperabilità del valo-
re di iscrizione delle attività si è tenuto conto delle previsioni
di costo associate ai progetti di forestry, che rappresenta
una delle linee d’azione della strategia di decarbonizzazio-
ne Eni prevedendo la partecipazione onerosa a iniziative di
conservazione e di ripopolamento delle foreste primarie e
secondarie con l’ottenimento di crediti di carbonio, certificati
secondo standard internazionali. Il management prevede un
progressivo ramp-up di tali iniziative nel medio-lungo termi-
ne con l’obiettivo al 2030 di avere un portafoglio di progetti
forestry dai quali ottenere un ammontare annuale di crediti
di carbonio in grado di coprire il deficit di emissioni dirette
residue (“Scope 1 e 2”) del settore Exploration & Production
378
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
2021
2020
(€ milioni)
Partecipazioni
in imprese controllate
Partecipazioni in imprese
collegate e joint venture
Partecipazioni
minoritarie
Totale
Partecipazioni
in imprese controllate
Partecipazioni in imprese
collegate e joint venture
Partecipazioni
minoritarie
Totale
Valore iniziale
45.652 1.193 10 46.855 40.977 1.540 18 42.535
Deconsolidamento Società Oleodotti Meridionali-SOM SpA
34
34
Acquisizioni e sottoscrizioni
8.055
90
8.145
6.752
(2)
6.750
Cessioni e conferimenti
(16) (442) (458)
Rami d'azienda
(2) (2)
Rettiche di valore
1.420
(310)
1.110
(2.018)
(376)
(2.394)
Valutazione al fair value con effetti a PN
1
1
(8)
(8)
Altre variazioni
4 4 (59) (3) (62)
Deconsolidamento Mozambique Rovuma Venture SpA
355 355
Valore nale
55.113 796 101 56.010 45.652 1.193 10 46.855
Valore nale lordo
69.436
1.576
101
71.113
69.353
1.684
10
71.047
Fondo svalutazione
14.323
780
15.103
23.701
491
24.192
15 PARTECIPAZIONI
ai fini delle neutralità carbonica delle produzioni equity
dal 2030 in poi. Tali costi per acquisto crediti di carbonio
sono considerati parte dei costi operativi della Exploration
& Production e non essendo allocabili sulle singole CGU su
basi ragionevoli e coerenti sono riferiti all’intera linea di bu-
siness e inclusi nel processo di impairment test attraverso
il confronto delle previsioni di spesa per le attività forestry,
attualizzate, con l’headroom complessivo del settore Explo-
ration & Production determinato sulla base delle assunzioni
dell’impairment test.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
379
Le partecipazioni sono aumentate di €9.155 milioni per effetto delle variazioni indicate nella tabella seguente:
(€ milioni)
Partecipazioni al 31 dicembre 2020
46.855
Acquisizioni e sottoscrizioni
8.145
- Interventi sul capitale
7.929
Eni Plenitude SpA Società Benet (ex Eni gas e luce SpA Società Benet) 3.300
Eni International BV 1.792
Eni Angola SpA 1.578
Eni Petroleum Co Inc 617
Versalis SpA 500
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 90
Eni Natural Energies SpA 41
GreenIT SpA 6
Agenzia Giornalistica Italia SpA 5
- AcquisizIoni
216
Eni España Comercializadora de Gas SAU 114
Serfactoring SpA 12
Altre - Acconti 90
Cessioni e Rimborsi
(458)
- Rimborsi di capitale
Eni West Africa SpA (16)
- Cessioni
Unión Fenosa Gas SA (442)
Rami d'azienda
(2)
Eni Plenitude SpA Società Benet (ex Eni gas e luce SpA Società Benet) 32
Eni New Energy SpA (29)
GreenIT SpA (6)
EniProgetti SpA 1
Rettiche di valore
1.110
- Riprese di valore
2.275
Eni Investments Plc 910
Eni Petroleum Co Inc 747
Eni Angola SpA 355
Unión Fenosa Gas SA 200
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 53
Floaters SpA 10
- Svalutazioni
(1.165)
Saipem SpA (510)
Versalis SpA (454)
Eni España Comercializadora de Gas SAU (95)
Raneria di Gela SpA (34)
LNG Shipping SpA (29)
EniProgetti SpA (21)
Eni Mozambico SpA (15)
EniServizi SpA (3)
Società Petrolifera Italiana SpA (1)
Servizi Aerei SpA (1)
Eni Timor Leste SpA (1)
Altre minori (1)
380
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
La ricapitalizzazione di Eni Plenitude SpA Società Benet (ex Eni
gas e luce SpA Società Benet) di €3.300 milioni è stata operata
nell’ambito del programma di prevista quotazione della società
e di denizione di una adeguata dotazione patrimoniale della
partecipata a supporto, tra l’altro, dei programmi di investimento
della partecipata nei business retail e renewables e E-mobility di
competenza.
La cessione di Unión Fenosa Gas SA ha determinato: (i) una ripre-
sa di valore no a concorrenza delle svalutazioni pregresse (€200
milioni) e per la differenza una plusvalenza da cessione (€21 mi-
lioni); (ii) un effetto economico negativo connesso con l’acquisi-
zione della partecipazione Unión Fenosa Gas Comercializadora
SA (poi Eni España Comercializadora de Gas SAU) per €114 mi-
lioni – che ha determinato una svalutazione al day 1 per allinea-
mento ai valori economici (€15 milioni) ulteriormente integrata
per tener conto dell’effetto del cash adjustment (€48 milioni).
Le altre acquisizioni di €90 milioni si riferiscono all’impegno ad
acquisire la partecipazione nella società Crown AB.
(€ milioni)
Valutazione al fair value con effetti a PN
1
Interporto di Padova SpA 1
Altre variazioni
4
Eni Trading & Shipping SpA - in liquidazione (325)
Eni Trade & Biofuels SpA 109
Eni Global Energy Markets SpA 216
Versalis SpA 1
Eni Plenitude SpA Società Benet (ex Eni gas e luce SpA Società Benet) 1
Altre 2
Deconsolidamento Mozambique Rovuma Venture SpA
355
Partecipazioni al 31 dicembre 2021
56.010
Segue da pagina precedente
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
381
(€ milioni)
Quota
% posseduta
al 31.12.2021
Saldo netto al
31.12.2020
Saldo netto al
31.12.2021
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
10
14
9
(5)
Ecofuel SpA
100,000
48
48
248
200
Eni Angola SpA
100,000
980
2.913
2.392
(521)
Eni Corporate University SpA
100,000
3
3
4
1
Eni Corridor Srl
100,000
…
…
Eni Energia Italia Srl
100,000
…
Eni España Comercializadora De Gas SAU
100,000
19
132
113
Eni Finance International SA
33,613
362
362
533
171
Eni Fuel SpA
100,000
69
70
81
11
Eni Gas Transport Services Srl
100,000
…
…
…
Eni Global Energy Markets SpA
100,000
61
277
(3)
(280)
Eni Insurance Designated Activity Company
100,000
500
500
576
76
Eni International BV
100,000
35.734
37.526
30.485
(7.041)
Eni International Resources Ltd
99,998
1
1
6
5
Eni Investments Plc
99,999 3.201 4.111 3.192 (919)
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA
100,000
143
143
Eni Mozambico SpA
100,000 31 16 16
Eni Natural Energies SpA
100,000
40
40
Eni New Energy SpA
28
Eni Nuova Energia Srl
100,000
…
Eni Petroleum Co Inc
63,857 686 2.050 1.205 (845)
Eni Plenitude SpA Società Benet (ex Eni gas e luce SpA Società Benet)
100,000
1.545
4.878
6.450
1.572
Eni Rewind SpA
99,999 73 73
Eni Timor Leste SpA
100,000
6
4
4
Eni Trade & Biofuels SpA
100,000 97 207 103 (104)
Eni Trading & Shipping SpA - in liquidazione
100,000
325
9
9
Eni West Africa SpA
100,000 19 4 4
EniPower SpA
100,000
914
914
898
(16)
EniProgetti SpA
100,000 21 (9) (9)
EniServizi SpA
100,000
12
10
10
Floaters SpA
100,000
241
251
251
Ieoc SpA
100,000
24
24
58
34
LNG Shipping SpA
100,000
245
217
214
(3)
Raneria di Gela SpA
100,000
34
(4)
(4)
Serfactoring SpA
100,000
3
15
20
5
Servizi Aerei SpA
100,000
49
47
47
Servizi Fondo Bombole Metano SpA
100,000
14
14
14
Società Petrolifera Italiana SpA
99,964
7
6
6
Trans Tunisian Pipeline Company SpA
100,000
52
52
131
79
Versalis SpA
100,000
330
377
964
587
Totale imprese controllate
45.652
55.113
Imprese collegate e joint venture
DTT Scarl
25,000
…
Mariconsult SpA
50,000 … … …
Mozambique Rovuma Venture SpA
(a)
35,714
355
355
Norpipe Terminal Holdco Limited
14,200 1 1 1
Saipem SpA
30,542
908
398
137
(261)
Seram SpA
25,000 … … …
Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA
70,000
28
28
27
(1)
South Italy Green Hydrogen Srl
50,000 … …
Transmed SpA
50,000
…
…
4
4
Transmediterranean Pipeline Co Ltd
50,000 14 14 52 38
Unión Fenosa Gas SA
242
Totale imprese collegate e joint venture
1.193
796
46.845
55.909
(a) A partire dal 31 dicembre 2021 la società non è più oggetto di consolidamento proporzionale in quanto non è più qualicata come joint operation
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:
382
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Le riprese di valore delle partecipazioni svalutate in precedenti
esercizi del settore Exploration & Production (Eni Angola SpA,
Eni Investments Plc, Eni Petroleum Co Inc, Eni Mediterranea
Idrocarburi SpA, Floaters SpA) sono state operate a seguito del
rafforzamento dei prezzi degli idrocarburi attesi nel breve-me-
dio termine. In particolare, ai ni della valutazione delle parte-
cipazioni, rileva il complesso degli esiti degli impairment test
condotti dalle partecipate e ai relativi headroom determinati
considerando i ussi di cassa attesi dallo sfruttamento delle
riserve di idrocarburi ad esse ascrivibili, prudenzialmente de-
terminati e opportunamente integrati per tener conto dei costi
di struttura e dalla valutazione attuale del magazzino rilevan-
te per alcune società oggetto di valutazione; per gli altri valo-
ri dell’attivo e del passivo sono stati considerati consistenti i
valori contabili che hanno tenuto conto dei relativi processi di
valutazione. In particolare, il valore dei ussi di cassa è stato
determinato con riferimento a: (i) i ricavi dalla produzione sti-
mati applicando ai proli produttivi delle riserve certe e proba-
bili attesi dagli assets della partecipata gli scenari di mercato
dei prezzi degli idrocarburi; (ii) le stime dei futuri costi di svilup-
po, di estrazione, di smantellamento e ripristino degli impianti
e dei costi generali specici; (iii) la stima delle imposte. I ussi
di cassa sono stati attualizzati utilizzando un WACC adjusted
compreso tra il 6,5% e il 10,7%.
Per le altre partecipazioni, in presenza di impairment indica-
tor, generalmente rappresentati da valori di iscrizione supe-
riori rispetto al valore di patrimonio netto, è stata operata la
verica del valore recuperabile considerando il maggiore tra il
fair value e il valore d’uso. Il fair value è determinato general-
mente sulla base delle quotazioni di borsa. La stima del va-
lore d’uso è determinata attualizzando i ussi di cassa attesi
dalla partecipazione e, se signicativi e ragionevolmente de-
terminabili, dalla sua cessione, al netto dei costi di dismissio-
ne ovvero considerando il complesso degli esiti degli impair-
ment test condotti dalle partecipate. In particolare, la stima
del valore recuperabile rispetto a quella di libro ha riguardato:
} Eni International BV, holding di partecipazioni, si è proceduto
alla determinazione del fair value, oggetto di fairness opi-
nion da parte di soggetto terzo indipendente, adottando l’ot-
tica del market participant, ovvero utilizzando parametri e
assunzioni comunemente (mediamente) utilizzate dal mer-
cato. Per la valutazione degli asset/CGU identicate è sta-
to adottato il metodo dell’Unlevered Discounted Cash Flow
(“UDCF”). Il metodo dell’UDCF porta ad esprimere il valore
della società (“Equity Value”) come differenza tra: (i) il valore
dei ussi di cassa operativi che prevede di generare (“Enter-
prise Value”) attualizzati ad un tasso che rietta appropria-
tamente le condizioni di mercato riferibili alla realtà oggetto
di valutazione, e (ii) il suo debito nanziario netto (“Net Fi-
nancial Position”) alla data di riferimento della valutazione.
Gli effetti del capitale circolante sono presi in considerazio-
ne soltanto nella misura in cui risultino signicativi. I ussi di
cassa sono stati attualizzati utilizzando un tasso di sconto:
(i) del 10% per le partecipate del settore Exploration & Pro-
duction; (ii) compreso tra il 6% e il 9% per le partecipate del
settore Rening & Marketing; (iii) del 7,6% per le partecipate
del settore Global Gas & LNG Portfolio. Per le partecipazioni
ove non risultano signicative presenze di asset/CGU si è
tenuto conto del patrimonio netto ad uso consolidato che
ha tenuto conto dei relativi processi di valutazione;
} Versalis SpA, sulla base del valore d’uso della partecipata
desumibile dal complesso degli esiti degli impairment test
condotti dalla partecipata e dalla valutazione attuale del
magazzino della Società, 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.
I ussi di cassa sono stati attualizzati utilizzando un WACC
adjusted del 6,5%;
} Eni Global Energy Markets SpA sulla base del valore dei
ussi 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 attualizza-
zione WACC adjusted del 6,6%;
} Eni Trade e Biofuels SpA, con un orizzonte di valutazione a
20 anni, sulla base del valore dei ussi di cassa attualizzati
del piano quadriennale aziendale, utilizzando un tasso di
attualizzazione WACC adjusted del 6,7%;
} EniPower SpA sulla base del valore dei ussi di cassa per
tutta la durata di vita delle centrali utilizzando un tasso di
attualizzazione WACC adjusted tra il 4,9 e 6,1%;
} Agenzia Giornalistica Italia SpA , sulla base del valore d’uso
della partecipata desumibile dai ussi 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 crescita di 1,3%; il tasso di attualiz-
zazione utilizzato è un WACC adjusted del 7,1%.
Con riferimento a Saipem nella parte nale del 2021 la società,
controllata congiuntamente con l’altro socio di riferimento CDP,
ha registrato un signicativo deterioramento della business per-
formance con la rilevazione di ingenti perdite su commesse e
importanti svalutazioni dell’attivo che hanno eroso in misura
rilevante i mezzi propri peggiorando gli indici patrimoniali e di
redditività. In particolare, il 31 gennaio 2022 la Saipem ha ritirato
gli outlook annunciati ad ottobre 2021 e comunicato al mercato
la previsione di contrazione dei ricavi e dei risultati consolidati
rispetto a quanto precedentemente comunicato nonché la pre-
visione della chiusura del bilancio di esercizio 2021 con perdite
signicative tali da intaccare, per oltre un terzo, il capitale sociale
della società congurando le condizioni di cui all’art. 2446 del
codice civile. In relazione alla complessità della situazione ri-
scontrata, è stata denita una nuova organizzazione e integrato
il management della società, ai ni della denizione di un nuovo
piano industriale per il recupero di redditività, il miglioramento
della generazione di cassa e il rientro dell’indebitamento sulla
cui base innestare una manovra di rafforzamento della struttura
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
383
I crediti finanziari strumentali all’attività operativa riguarda-
no essenzialmente i finanziamenti a lungo termine, com-
prensivi delle quote a breve termine, concessi alle società
del Gruppo, in particolare verso Eni Finance International SA
(€2.445 milioni) e Versalis SpA (€739 milioni).
I crediti finanziari non strumentali all’attività operativa ri-
guardano crediti a breve termine verso società controllate,
in particolare verso Eni Global Energy Markets SpA (€2.305
milioni) in particolare per i depositi a garanzia del settlement
delle operazioni in derivati su commodity e riflette l’eccezio-
nale aumento dei prezzi spot del gas e dell’energia elettrica
registrato in Europa nel dicembre 2021 (margin call), Versa-
lis SpA (€583 milioni), Raffineria di Gela SpA (€290 milioni) e
Eni New Energy SpA (€541 milioni).
I crediti finanziari in moneta diversa dall’euro ammontano a
€3.128 milioni.
I crediti finanziari strumentali all’attività operativa con sca-
denza oltre i 5 anni ammontano a €917 milioni (€1.234 mi-
lioni al 31 dicembre 2020).
Il fair value dei crediti nanziari strumentali ammonta a €3.430
milioni ed è stimato sulla base del valore attuale dei ussi di
cassa futuri adottando tassi di attualizzazione in euro compre-
si tra -0,57% e 0,40% e in dollari compresi tra 0,21% e 1,43%.
Per la valutazione delle altre attività finanziarie a lungo ter-
mine è stata considerata la probabilità di default nei succes-
sivi 12 mesi non essendosi ravvisati significativi deteriora-
menti dei meriti di credito.
I crediti finanziari verso parti correlate sono indicati alla
nota n. 33 - Rapporti con parti correlate.
Titoli per €20 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre
2020) sono vincolati a garanzia del cauzionamento bombo-
le del gas sulla base di norme di legge italiane.
Per le informazioni sulle valutazioni al fair value si rinvia a
quanto indicato alla nota n. 27 - Garanzie, impegni e rischi.
16 ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE
31.12.2021
31.12.2020
(€ milioni)
Correnti Non correnti Correnti Non correnti
Crediti nanziari strumentali all'attività operativa
22 3.237 23 4.335
Crediti nanziari non strumentali all'attività operativa
4.192
4.799
4.214 3.237 4.822 4.335
Titoli strumentali all'attività operativa
20 20
4.214 3.257 4.822 4.355
nanziaria e patrimoniale che comporta impegni di cassa e di
rilascio di garanzie per i soci così come concordati a valle delle
interlocuzioni intercorse. In relazione a quanto sopra la parteci-
pazione nella Saipem è stata oggetto di svalutazione per €510
milioni determinando un valore di iscrizione di €398 milioni. In
particolare, ai ni della verica della recuperabilità del valore di
iscrizione della partecipazione, in accordo con lo IAS 36, è sta-
to considerato il maggiore tra il fair value e il valore d’uso della
società, nella sua interezza, corrispondente nella circostanza
al fair value. Per quanto concerne la denizione del fair value,
considerato che le citate ingenti perdite comunicate da Saipem
il 31 gennaio 2022 non sono riferibili ad eventi occorsi succes-
sivamente alla chiusura del periodo, si è ritenuto necessario
adeguare la valutazione di borsa al 31 dicembre 2021, conside-
rando l’eccezionalità del contesto riscontrato, per fattorizzare
le informazioni acquisite con la comunicazione del 31 gennaio
2022 congurando un c.d. fair value di livello III funzionale ad
esprimere in modo appropriato il valore della partecipazione nel-
la società alla data di bilancio. In particolare, la congurazione
del fair value è stata operata applicando alla quotazione del 30
dicembre 2021 la riduzione percentuale di valore registrata tra
il prezzo di mercato del giorno (28 gennaio 2022) antecedente
la comunicazione di Saipem e il prezzo espresso dal mercato
il giorno (31 gennaio 2022) in cui è avvenuta la comunicazione.
Sulle partecipazioni non sono costituite garanzie reali né vi
sono altre restrizioni alla loro disponibilità.
Il valore di iscrizione delle partecipazioni minoritarie valutate al
fair value riguarda essenzialmente la partecipazione del 3,88%
nel Porto intermodale Ravenna Società per azioni (€5 milioni), la
partecipazione dell’1,30% nella Simest SpA (€4 milioni) e la parte-
cipazione del 1,26% nella Interporto di Padova SpA (€2 milioni).
Per le informazioni sulle valutazioni al fair value si rinvia a
quanto indicato alla nota n. 27 - Garanzie, impegni e rischi.
384
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
17 ATTIVITÀ PER IMPOSTE ANTICIPATE
(€ milioni)
31.12.2021
31.12.2020
Imposte sul reddito anticipate IRES
804 133
Imposte sul reddito differite IRES
(125) (133)
Imposte sul reddito anticipate IRAP
42 24
Imposte sul reddito differite IRAP
(3) (2)
Imposte sul reddito anticipate estere
19 6
Imposte sul reddito differite estere
(17) (2)
Totale Eni SpA
720 26
Imposte anticipate (differite) società in joint operation
94 87
814 113
La natura delle differenze temporanee che hanno determinato le attività per imposte anticipate è la seguente:
(€ milioni)
Valore al
31.12.2020 Incrementi Decrementi Altre variazioni
Valore al
31.12.2021
Imposte differite:
- differenze su attività materiali ed immateriali
(7)
(39)
1
(45)
- differenze su derivati
(4) 4
- altre
(126) (77) 103 (100)
(137)
(116)
104
4
(145)
Imposte anticipate:
- differenze su derivati
216
216
- fondi per rischi ed oneri
1.184 199 (208) 1.175
- svalutazione su beni diversi da partecipazioni
967 264 (164) 1.067
- differenze su attività materiali ed immateriali
383
42
(128)
297
- svalutazione crediti
92
4
(3)
93
- fondi per beneci ai dipendenti
83 37 (20) (2) 98
- perdita scale
2.761 (76) 2.685
- altre
148
28
(57)
119
5.618
574
(656)
214
5.750
- valutazione anticipate
(5.455)
570
(4.885)
163
1.144
(656)
214
865
Totale Eni SpA
26
1.028
(552)
218
720
Imposte anticipate joint operation
93 44 (38) 99
Imposte differite joint operation
(6)
1
(5)
Totale joint operation
87
44
(37)
94
113
1.072
(552)
181
814
Le imposte anticipate nette di Eni SpA di €720 milioni risento-
no della valutazione svolta dal management circa la probabili-
tà di recupero di tali attività considerando le stime dei redditi
imponibili futuri, basate sulle previsioni degli imponibili futuri
attesi tenendo conto, tra l’altro, delle previsioni del piano qua-
driennale e delle previsioni long-term coerenti con i processi di
impairment. Le altre variazioni delle imposte anticipate nette
delle Joint operation riguardano le differenze di cambio da con-
versione e gli effetti del deconsolidamento della Mozambique
Rovuma Venture SpA.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
385
18 DEBITI COMMERCIALI E ALTRI DEBITI
19 PASSIVITÀ FINANZIARIE
I debiti commerciali di €8.770 milioni riguardano debiti ver-
so fornitori (€3.832 milioni), debiti verso imprese controllate
(€4.708 milioni) e debiti verso imprese collegate, joint venture
e altre di gruppo (€230 milioni).
I debiti verso altri di €493 milioni riguardano principalmente: (i)
i debiti diversi verso il personale e verso istituti di previdenza
sociale (€257 milioni); (ii) debiti verso fornitori gas relativi agli
importi da pagare a fronte dell’attivazione della clausola take-
Eni ha sottoscritto, con primari istituti bancari, contrat-
ti finanziari sostenibili per un ammontare complessivo di
€8.259 milioni legati al raggiungimento degli Obiettivi di Svi-
luppo Sostenibile (SDG) delle Nazioni Unite così composti:
(€ milioni)
31.12.2021
31.12.2020
Debiti commerciali
8.770 3.475
Acconti e anticipi da partner per attività di esplorazione e produzione
48 39
Debiti per attività di investimento
210 122
Debiti verso altri
493 517
9.521 4.153
31.12.2021 31.12.2020
(€ milioni)
Passività
nanziarie
a breve termine
Quota a breve
di passività
nanziarie
a lungo temrine
Passività
nanziarie
a lungo termine
Totale
Passività
nanziarie
a breve termine
Quote a breve
di passività
nanziarie
a lungo termine
Passività
nanziarie
a lungo termine
Totale
Banche
115 274 4.334
4.723
186 748 3.132
4.066
Obbligazioni ordinarie
880 15.289
16.169
980 15.749
16.729
Sustainability‐Linked Bond
2 996
998
Obbligazioni convertibili
399
399
396
396
Altri nanziatori
5.751
5.751
3.743 120 789
4.652
5.866
1.555
20.619
28.040
3.929
1.848
20.066
25.843
or-pay (€185 milioni); (iii) i debiti verso controllate partecipanti
al consolidato scale (€39 milioni) per la remunerazione dei
relativi imponibili negativi.
La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti
non produce effetti signicativi considerato il breve periodo di
tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza.
I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33 - Rap-
porti con parti correlate.
(i) linee di credito committed per € 4.850 milioni; (ii) finan-
ziamenti per €1.300 milioni; (iii) derivati per la copertura del
rischio tasso per €1.109 milioni e bond per €1.000 milioni.
Le passività nanziarie si analizzano come segue:
386
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
L’analisi per scadenza delle passività nanziarie al 31 dicembre 2021 è la seguente:
Eni ha stipulato con la Banca Europea per gli Investimenti ac-
cordi di nanziamento a lungo termine che prevedono il man-
tenimento di un rating minimo. Nel caso di perdita del rating
minimo, gli accordi prevedono la facoltà per la Banca Europea
(€ milioni)
Valore al 31 dicembre
Scadenza
Tipo
2020
2021
Totale quota
a breve
termine
2023
2024
2025
2026
Oltre
Totale quote
a lungo
termine
Banche
4.066
4.723
389
2.327
534
222
991
260
4.334
Obbligazioni ordinarie:
- Euro Medium Term Notes 3,750%
1.216 1.215 14 1.201 1.201
- Euro Medium Term Notes 3,625%
1.028 1.029 33 996 996
- Euro Medium Term Notes 3,250%
1.012
1.013
15
998
998
- Euro Medium Term Notes 1,500%
1.009 1.010 14 996 996
- Euro Medium Term Notes 0,625%
1.002 1.003 6 997 997
- Euro Medium Term Notes 1,250%
1.000
1.001
8
993
993
- Euro Medium Term Notes 2,000%
1.010 1.010 12 998 998
- Euro Medium Term Notes 0,625%
898 899 2 897 897
- Euro Medium Term Notes 2,625%
802
- Euro Medium Term Notes 1,625%
801 801 8 793 793
- Euro Medium Term Notes 1,750%
760 761 12 749 749
- Euro Medium Term Notes 1,500%
756
757
11
746
746
- Euro Medium Term Notes 0,750%
702 703 703
- Euro Medium Term Notes 1,000%
653 654 5 649 649
- Euro Medium Term Notes 1,125%
596
597
2
595
595
- Euro Medium Term Notes 1,000%
746 746 2 744 744
- Bond US 4,000%
820 890 11 879 879
- Bond US 4,750%
818
887
13
874
874
- Bond US 5,700%
286 310 4 306 306
- Bond US 4,250%
814 883 5 878 878
16.729
16.169
880
1.877
1.646
1.850
1.989
7.927
15.289
Sustainability-Linked Bond
998 2 996 996
Obbligazioni convertibili:
- Bond convertibile equity linked
396 399 399
396 399 399
Altri nanziatori
4.652 5.751 5.751
4.652 5.751 5.751
25.843 28.040 7.421 4.204 2.180 2.072 2.980 9.183 20.619
per gli Investimenti di richiedere garanzie alternative accettabili
per la stessa banca. Al 31 dicembre 2021 i debiti nanziari sog-
getti a queste clausole restrittive ammontano a €880 milioni.
Eni ha rispettato le condizioni concordate.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
387
L’analisi dei prestiti obbligazionari al 31 dicembre 2021 è di seguito indicata:
(€ milioni)
Importo nominale
Disaggio di
emissione, rateo
di interesse e altre
rettiche
Totale
Valuta
Scadenza
Tasso %
Obbligazioni ordinarie:
- Euro Medium Term Notes
1.200
15
1.215
EUR
2025
3,750
- Euro Medium Term Notes
1.000 29 1.029 EUR 2029 3,625
- Euro Medium Term Notes
1.000 13 1.013 EUR 2023 3,250
- Euro Medium Term Notes
1.000
10
1.010
EUR
2026
1,500
- Euro Medium Term Notes
1.000 3 1.003 EUR 2030 0,625
- Euro Medium Term Notes
1.000 1 1.001 EUR 2026 1,250
- Euro Medium Term Notes
1.000
10
1.010
EUR
2031
2,000
- Euro Medium Term Notes
900 (1) 899 EUR 2024 0,625
- Euro Medium Term Notes
800 1 801 EUR 2028 1,625
- Euro Medium Term Notes
750
11
761
EUR
2024
1,750
- Euro Medium Term Notes
750 7 757 EUR 2027 1,500
- Euro Medium Term Notes
700 3 703 EUR 2022 0,750
- Euro Medium Term Notes
650
4
654
EUR
2025
1,000
- Euro Medium Term Notes
600 (3) 597 EUR 2028 1,125
- Euro Medium Term Notes
750 (4) 746 EUR 2034 1,000
- Bond US
883
7
890
USD
2023
4,000
- Bond US
883 4 887 USD 2028 4,750
- Bond US
309 1 310 USD 2040 5,700
- Bond US
883
883
USD
2029
4,250
16.058 111 16.169
Sustainability-Linked Bond
1.000 (2) 998 EUR 2028 0,375
Obbligazioni convertibili:
- Bond convertibile equity linked
400
(1)
399
EUR
2022
Nel corso dell’esercizio 2021 Eni, nell’ambito del programma
di Euro Medium-Term Notes, ha emesso sustainability-linked
bond per un ammontare nominale complessivo di €1.000 mi-
lioni le cui obbligazioni sono collegate al conseguimento di
determinati obiettivi di sostenibilità. Gli obiettivi di sostenibi-
lità riguardano: (i) Net Carbon Footprint upstream (emissioni
GHG Scope 1 + Scope 2) inferiori o uguali a 7,4 milioni di ton-
nellate di CO
2
equivalenti entro il 2024; (ii) capacità installata
da fonti rinnovabili di 5 GW entro il 2025. Nel caso di mancato
raggiungimento di uno dei due obiettivi gli accordi prevedono
un incremento del tasso di interesse.
L’obbligazione convertibile di €399 milioni prevede una formula
equity-linked cash-settled non diluitivo con un valore di rimbor-
so legato al prezzo di mercato delle azioni Eni. Gli obbligazio-
nisti hanno la facoltà di esercitare il diritto di conversione in
determinati periodi e/o in presenza di determinati eventi, fermo
restando che le obbligazioni saranno regolate mediante cassa,
senza effetto diluitivo per gli azionisti. Al ne di gestire l’espo-
sizione al rischio di prezzo, sono state acquistate opzioni call
sulle azioni Eni che saranno regolate su base netta per cassa
(c.d. cash-settled call options). Il prezzo iniziale di conversione
delle obbligazioni è stato ssato a €17,62 ed include un premio
del 35% rispetto al prezzo di riferimento delle azioni riferibile al
momento dell’emissione. Il prestito obbligazionario convertibi-
le è valutato al costo ammortizzato; l’opzione di conversione,
implicita negli strumenti nanziari emessi, e le opzioni call sulle
azioni Eni acquistate sono valutate a fair value con imputazio-
ne degli effetti a conto economico. Il prestito obbligazionario
scade nei prossimi 12 mesi.
Le obbligazioni che scadono nei prossimi diciotto mesi am-
montano a €1.102 milioni, di cui €703 milioni relative a obbliga-
zioni ordinarie e €399 milioni relative a obbligazioni convertibili.
Le passività nanziarie verso altri di €5.751 milioni compren-
dono essenzialmente i rapporti di conto corrente e i depositi
intrattenuti dalle società del Gruppo presso Eni SpA, in parti-
colare con la Eni Rewind SpA (€1.338 milioni), Eni Fuel SpA
(€343 milioni), EniPower SpA (€259 milioni), LNG Shipping
SpA (€305 milioni), Eni Plenitude SpA Società Benet (ex Eni
388
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
gas e Luce Società Benet SpA) (€2.293 milioni). Le conven-
zioni in essere al 31 dicembre 2021 prevedono l’applicazione
di un tasso nullo per i conti correnti; per i depositi in euro vie-
ne applicato un tasso negativo pari allo 0,6229% e un tasso
positivo di 0,0278% per i depositi in dollari.
Le passività nanziarie 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 ponde-
rato di riferimento:
31.12.2021
31.12.2020
(€ milioni)
Passività
nanziarie a lungo
e quote a breve
di passività
nanziarie
Tasso medio
(%)
Passività
nanziarie a lungo
e quote a breve di
passività
nanziarie
Tasso medio
(%)
Euro
19.204
1,40
18.386
1,60
Dollaro USA
2.970
4,48
3.528
4,34
22.174
21.914
Al 31 dicembre 2021, Eni dispone di linee di credito a lungo
termine committed per €5.000 milioni (€5.295 milioni al 31
dicembre 2020) di cui non utilizzate per €2.800 milioni; questi
contratti prevedono interessi e commissioni di mancato uti-
lizzo negoziati sulla base delle normali condizioni di mercato.
Nel corso dell’esercizio sono stati operati limitati utilizzi delle
linee di credito disponibili per adempiere gli obblighi di man-
tenere un ammontare adeguato di depositi nanziari (margin
call) a garanzia del settlement delle operazioni in derivati su
commodity in relazione ai signicativi aumenti dei prezzi spot
del gas e dell’energia elettrica registrati nel dicembre 2021.
Al 31 dicembre 2021 non risultano inadempimenti di clausole
contrattuali connesse a contratti di nanziamento.
La valutazione al fair value delle passività nanziarie a breve
termine non produce effetti signicativi considerato il breve
periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la
sua scadenza e le condizioni di remunerazione.
Il fair value dei debiti nanziari a lungo termine, comprensivi
della quota a breve termine, ammonta a €25.262 milioni e si
analizza come segue:
(€ milioni)
31.12.2021
31.12.2020
Obbligazioni ordinarie
20.109 19.589
Obbligazioni convertibili
513 497
Banche
4.640
3.936
Altri nanziatori
909
25.262 24.931
Il fair value è stato determinato sulla base del valore attuale
dei ussi di cassa futuri adottando tassi di attualizzazione
per l’euro compresi tra il -0,57% e il 0,40% (tra il -0,58% e il
-0,13% al 31 dicembre 2020) e per il dollaro USA compresi tra
lo 0,21% e l’1,71% (tra lo 0,24% e l’1,31% al 31 dicembre 2020).
La gerarchia del fair value è di livello 2.
I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33 - Rap-
porti con parti correlate.
20 VARIAZIONI DELLE PASSIVITÀ FINANZIARIE DERIVANTI DA ATTIVITÀ DI FINANZIAMENTO
(€ milioni)
Passività
nanziare
a breve termine
Passività
nanziarie
a lungo termine
e quote a breve di
passività
nanziarie
a lungo termine
Passività per beni
in leasing a lungo
termine e quota a
breve di passività
per leasing
a lungo termine
Totale
Indebitamento
nanziario lordo
Valore al 31.12.2020
3.929 21.914 2.580 28.423
Variazioni monetarie
1.933
955
(374)
2.514
Differenze cambio da conversione e da allineamento
4 144 148
Deconsolidamento Mozambique Rovuma Venture SpA
(1.008) (2) (1.010)
Altre variazioni non monetarie
169
118
287
Valore al 31.12.2021
5.866
22.174
2.322
30.362
Di seguito è fornita una riconciliazione delle passività nanziarie derivanti dall’attività di nanziamento, che evidenzia le variazio-
ni di tali passività:
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
389
21 ANALISI DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
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 nanziarie correnti comprendono: (i) le attività -
nanziarie destinate al trading che sono commentate alla nota n.
6 - Attività nanziarie destinate al trading; (ii) crediti nanziari non
strumentali all’attività operativa che sono commentati alla nota
n. 16 - Altre attività nanziarie. Le altre attività nanziarie correnti
si incrementano per effetto di depositi a garanzia del settlement
delle operazioni in derivati su commodity e riette l’eccezionale
aumento dei prezzi spot del gas e dell’energia elettrica registrato
in Europa nel dicembre 2021 (margin call) verso Eni Global Energy
Markets SpA; tale fenomeno è compensato dai rimborsi da Eni
Finance International SA di crediti nanziari a breve termine.
La composizione delle voci relative ai debiti nanziari correnti
e non correnti è indicata alla nota n. 19 - Passività nanziarie.
La quota corrente del debito nanziario non corrente e il debito
nanziario non corrente comprendono passività per beni in le-
asing rispettivamente per €383 milioni e €1.939 milioni (rispet-
tivamente €423 milioni e €2.157 milioni al 31 dicembre 2020).
(€ milioni)
Fondo smantellamento
e ripristino siti
e social project
Fondo rischi e oneri
ambientali
Fondo oneri per
contratti onerosi
Fondo rischi per
contenziosi
Fondo esodi
e mobilità lunga
Fondo oneri per
cessione
Agricoltura SpA
Altri fondi per rischi
ed oneri
Totale
Valore al 31.12.2020
3.097 685 328 69 39 134 538 4.890
Rilevazione iniziale e variazioni di stima
59
59
Oneri nanziari connessi al trascorrere del tempo
19
19
Accantonamenti
15 138 151 79 276
659
Utilizzi a fronte oneri
(45) (142) (48) (13) (2) (302)
(552)
Utilizzi per esuberanza
(2) (2) (2) (31) (3) (39)
(79)
Altre variazioni
1 2
3
Deconsolidamento Mozambique Rovuma Venture S.p.A.
(7)
(7)
Valore al 31.12.2021
3.137
679
431
133
6
131
475
4.992
Lo schema dell’indebitamento nanziario netto è stato aggior-
nato sulla base delle indicazioni Consob che ha richiesto nuo-
ve voci o nuove aggregazioni di voci esistenti. L’indebitamento
(€ milioni)
31.12.2021 31.12.2020
A. Disponibilità liquide ed equivalenti
1.310 1.349
B. Mezzi equivalenti a disponibilità liquide
5.320
6.762
C. Altre attività nanziarie correnti
10.047 9.819
D. Liquidità (A+B+C)
16.677 17.930
E. Debito nanziario corrente
7.147 4.909
F. Quota corrente del debito nanziario non corrente
657
1.291
G. Indebitamento nanziario corrente (E+F)
7.804 6.200
H. Indebitamento nanziario corrente netto (G-D)
(8.873) (11.730)
I. Debito nanziario non corrente
6.273 6.078
J. Strumenti di debito
16.285 16.145
K. Debiti commerciali e altri debiti
L. Indebitamento nanziario non corrente (I+J+K)
22.558 22.223
M. Totale Indebitamento nanziario (H+L)
13.685
10.493
22 FONDI PER RISCHI E ONERI
Le altre variazioni comprendono gli incrementi delle passività per leasing connessi con le nuove attivazioni di contratti e la revi-
sione dei precedenti.
nanziario netto posto a confronto è stato rideterminato alla
luce del nuovo schema senza modiche quantitative.
390
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Il fondo smantellamento e ripristino siti e social project di
€3.137 milioni accoglie essenzialmente: (i) i costi che si pre-
sume di sostenere al termine dell’attività di produzione di
idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozio-
ne delle strutture e il ripristino siti (€2.523 milioni). Il tasso
di attualizzazione utilizzato è compreso tra il -0,3153% e il
1,5375%; il periodo previsto degli esborsi è 2022-2064; (ii)
la rilevazione di social project a fronte degli impegni assunti
con le autorità regionali (€555 milioni). La rilevazione iniziale
del fondo e la revisione della stima dell’onere da sostenere
sono imputate a rettifica dell’immobilizzazione a fronte della
quale è stato stanziato il fondo.
Il fondo rischi e oneri ambientali di €679 milioni riguarda
principalmente: (i) gli oneri ambientali a fronte delle garan-
zie rilasciate a Eni Rewind SpA all’atto della cessione delle
partecipazioni in Agricoltura SpA e in Singea SpA (€328 mi-
lioni); (ii) i rischi a fronte degli interventi di bonifica del suolo
e del sottosuolo da attuare nelle stazioni di servizio (€128
milioni), negli impianti per l’estrazione di idrocarburi (€116
milioni), nei depositi e negli impianti di produzione di lubrifi-
canti (€38 milioni), negli impianti di raffinazione (€14 milio-
ni); (iii) la stima degli oneri ambientali connessi agli accordi
con Erg SpA per il conferimento a Erg Raffinerie Mediterra-
nee SpA della raffineria e della centrale elettrica di Priolo (€8
milioni) e ad altri siti non operativi (€42 milioni).
Il fondo per contratti onerosi di €431 milioni riguarda gli
oneri che si prevede di sostenere per contratti i cui costi di
esecuzione sono divenuti superiori ai benefici derivanti dal
contratto stesso, in particolare gli oneri da riconoscere alla
società Floaters SpA relativi alla cessione della FPSO “Firen-
ze” (€227 milioni).
Il fondo rischi per contenziosi di €133 milioni accoglie gli
oneri previsti a fronte di contenziosi in sede giudiziale e
stragiudiziale, correlati a contestazioni contrattuali e proce-
dimenti di natura commerciale, anche in sede arbitrale, san-
zioni per procedimenti antitrust e di altra natura.
Il fondo esodi e mobilità lunga di €6 milioni è relativo allo stan-
ziamento degli oneri a carico Eni nell’ambito di procedure di col-
locamento in mobilità del personale italiano, ai sensi della Legge
223/1991, nel biennio 2013-2014 e nel biennio 2010-2011.
Il fondo oneri per cessione Agricoltura SpA di €131 milioni si
riferisce agli oneri, differenti da quelli ambientali rilevati nel
fondo rischi e oneri ambientali, a fronte di garanzie rilasciate
ad Eni Rewind SpA all’atto della cessione della partecipazio-
ne in Agricoltura SpA.
Gli altri fondi di €475 milioni comprendono: (i) il fondo co-
perture perdite partecipazioni (€222 milioni) in particolare
Eni Rewind SpA (€209 milioni); (ii) gli oneri relativi ai con-
tenziosi con l’Amministrazione Finanziaria per imposte in-
dirette (€88 milioni); (iii) gli oneri sociali e il trattamento di
fine rapporto connesso ai piani di incentivazione monetaria
differita, di lungo termine e azionaria (€34 milioni); (iv) gli
oneri relativi alla maggiorazione dei premi assicurativi che
saranno liquidati nei prossimi cinque esercizi alla Mutua As-
sicurazione Oil Insurance Ltd a cui Eni partecipa insieme ad
altre compagnie petrolifere (€14 milioni).
23 FONDI PER BENEFICI AI DIPENDENTI
(€ milioni)
31.12.2021
31.12.2020
Piani a beneci deniti:
- TFR
133 159
- Piani esteri a beneci deniti
2 3
- Fisde e altri
94 97
229 259
Altri fondi per beneci ai dipendenti
164 117
393 376
Gli altri fondi per beneci ai dipendenti di €164 milioni riguardano essenzialmente gli incentivi monetari differiti per €99 milioni,
il contratto di espansione per €50 milioni e i premi di anzianità per €15 milioni.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
391
I fondi per beneci ai dipendenti, valutati applicando tecniche attuariali, si analizzano come di seguito indicato:
Le altre variazioni comprendono la quota dei piani a lungo termine giunti a maturazione e del contratto di espansione la cui
erogazione è differita al 2022.
31.12.2021 31.12.2020
(€ milioni)
TFR
Piani esteri a beneci deniti
Fisde e altri
Totale piani a beneci deniti
Altri fondi per beneci ai dipendenti
Totale
TFR
Piani esteri a beneci deniti
Fisde e altri
Totale piani a beneci deniti
Altri fondi per beneci ai dipendenti
Totale
Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio
159
23
97
279
117
396
167
22
90
279
117
396
Costo corrente
1 2 3 34 37 1 2 3 36 39
Interessi passivi
1 1 2 2
Rivalutazioni:
(1) 1 (1) (1) (2) (3) 3 8 11 4 15
- Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi
demograche
(1) (3) (4) (4) (1) 1 1 1
- Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi
nanziarie
(1) 3 2 2 4 5 7 12 4 16
- Effetto dell'esperienza passata
1
1
(1)
1
(4)
(3)
(1)
(1)
(1)
(2)
Costo per prestazioni passate
77 77
Beneci pagati
(25) (2) (4) (31) (20) (51) (12) (4) (16) (22) (38)
Altre variazioni
(42)
(42)
(18)
(18)
Valore attuale dell'obbligazione alla ne dell'esercizio (a)
133 23 94 250 164 414 159 23 97 279 117 396
Attività a servizio del piano all'inizio dell'esercizio
21 21 21 20 20 20
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
Beneci pagati
(2) (2) (2)
Attività a servizio del piano alla ne dell'esercizio (b)
22 22 22 21 21 21
Massimale di attività/passività onerosa all'inizio dell'esercizio
1 1 1
Modiche nel massimale di attività/passività onerosa
1 1 1
Massimale di attività/passività onerosa alla ne dell'esercizio (c)
1
1
1
1
1
1
Passività netta rilevata in bilancio (a-b+c)
133
2
94
229
164
393
159
3
97
259
117
376
392
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
I costi relativi alle passività per beneci verso i dipendenti, valutati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si
analizzano come segue:
Le variazioni dei piani a beneci deniti rilevate tra le altre componenti dell’utile complessivo si analizzano come di seguito indicato:
(€ milioni)
TFR
Piani esteri a
beneci deniti Fisde e altri
Totale piani a
beneci deniti
Altri fondi per
beneci ai
dipendenti Totale
2021
Costo corrente
1
2
3
34
37
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per
estinzione
77 77
Interessi passivi (attivi) netti:
- Interessi passivi sull'obbligazione
Totale interessi passivi (attivi) netti
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) nanziari"
Rivalutazioni dei piani a lungo termine
(2) (2)
Totale
1 2 3 109 112
- di cui rilevato nel "Costo lavoro"
1 2 3 109 112
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) nanziari"
2020
Costo corrente
1 2 3 36 39
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per
estinzione
Interessi passivi (attivi) netti:
- Interessi passivi sull'obbligazione
1
1
2
2
Totale interessi passivi (attivi) netti:
1 1 2 2
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) nanziari"
1 1 2 2
Rivalutazioni dei piani a lungo termine
4 4
Totale
1 1 3 5 40 45
- di cui rilevato nel "Costo lavoro"
1 2 3 40 43
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) nanziari"
1 1 2 2
2021
2020
(€ milioni)
TFR
Piani
esteri
a beneci
deniti
Fisde
e altri
Totale
piani a
beneci
deniti
TFR
Piani
esteri a
beneci
deniti
Fisde
e altri
Totale
piani a
beneci
deniti
Rivalutazioni:
- Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demograche
(1)
(3)
(4)
(1)
1
- Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi nanziarie
(1) 3 2 5 7 12
- Effetto dell'esperienza passata
1 1 (1) 1 (1) (1)
- Rendimento delle attività a servizio del piano
(2)
(2)
- Modiche nel massimale di attività/passività onerosa
1 1
(1) (1) (1) (3) 3 1 8 12
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
393
Le attività al servizio del piano si analizzano come segue:
Le principali ipotesi attuariali adottate sono di seguito indicate:
Gli effetti derivanti da una modica ragionevolmente possibile delle principali ipotesi attuariali alla ne dell’esercizio sono di se-
guito indicati:
Tasso di sconto
Tasso
di inazione
Tasso tendenziale
di crescita dei salari
Tasso
tendenziale di crescita
del costo sanitario
(€ milioni)
Incremento
dello 0,5%
Riduzione
dello 0,5%
Incremento
dello 0,5%
Incremento
dello 0,5%
Incremento
dello 0,5%
31.12.2021
Effetto sull'obbligazione (DBO):
TFR
(4) 5 3
Piani esteri a beneci deniti
…
…
…
…
Fisde e altri
(6) 7 7
Altri fondi per beneci ai dipendenti
(3) 1 1
31.12.2020
Effetto sull'obbligazione (DBO):
TFR
(6) 4 4
Piani esteri a beneci deniti
... ... ... ...
Fisde e altri
(7)
4
7
Altri fondi per beneci ai dipendenti
(2) … 1
TFR
Piani esteri
a beneci
deniti
Fisde e altri
Altri fondi
per beneci ai
dipendenti
2021
Tassi di sconto
(%) 1,0 0,9 1,0 0,0 - 1,0
Tasso di inazione
(%) 1,75 1,5 1,75 1,75
Aspettativa di vita all'età di 65 anni
anni
24
2020
Tassi di sconto
(%) 0,3 0,4 0,3 0,0 - 0,35
Tasso di inazione
(%)
0,8
1,3
0,8
0,8
Aspettativa di vita all'età di 65 anni
anni 24
(€ milioni)
31.12.2021 31.12.2020
Attività a servizio del piano:
- con prezzi quotati in mercati attivi
22 21
22 21
L’analisi di sensitività è stata eseguita sulla base dei risultati
delle analisi effettuate per ogni piano elaborando le valutazioni
con i parametri modicati.
L’ammontare dei contributi che si prevede di versare ai piani
per beneci ai dipendenti nell’esercizio successivo ammonta a
€65 milioni, di cui €17 milioni relativi ai piani a beneci deniti.
394
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Il prolo di scadenza delle obbligazioni per piani a beneci ai dipendenti è di seguito indicato:
(€ milioni)
TFR
Piani esteri
a beneci
deniti
Fisde e altri
Altri fondi
per beneci ai
dipendenti
31.12.2021
2022
11 … 6 48
2023
10 … 4 49
2024
12
…
4
42
2025
13 … 4 10
2026
13 … 4 4
Oltre il 2026
74
…
72
8
Durata media ponderata
anni
7,1 6,0 14,7 2,6
31.12.2020
2021
6
…
5
36
2022
8 … 4 34
2023
10 … 4 35
2024
13 … 4 1
2025
14 … 4 1
Oltre il 2025
108 … 76 7
Durata media ponderata
anni
8,2 7,0 14,8 2,8
24 STRUMENTI FINANZIARI DERIVATI E HEDGE ACCOUNTING
31.12.2021
31.12.2020
(€ milioni)
Fair value
attivo
Fair value
passivo
Fair value
attivo
Fair value
passivo
Contratti derivati non di copertura
Contratti su valute
- Currency swap
127 40 130 170
- Outright
17
14
12
13
- Interest currency swap
37 32 131 121
181 86 273 304
Contratti su interessi
- Interest rate swap
53
53
95
88
53 53 95 88
Contratti su merci
- Over the counter
13.879 15.787 793 1.148
- Future
5
3
2
- Altri
55 5
13.884 15.845 800 1.148
14.118 15.984 1.168 1.540
Contratti derivati cash ow hedge
Over the counter
391 1.102 177 92
391
1.102
177
92
Contratti derivati impliciti
Opzioni implicite su prestiti obbligazionari convertibili
2
2
Totale contratti derivati
14.509
17.086
1.347
1.634
Di cui:
- correnti
12.603 15.220 1.009 1.247
- non correnti
1.906
1.866
338
387
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
395
Il fair value degli strumenti nanziari derivati è calcolato sulla
base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider;
per gli strumenti non quotati, sulla base di tecniche di valuta-
zione generalmente adottate in ambito nanziario.
Il fair value degli strumenti nanziari derivati non di copertura
riguarda strumenti nanziari derivati privi dei requisiti forma-
li per essere trattati in hedge accounting secondo gli IFRS in
quanto stipulati su importi corrispondenti all’esposizione netta
dei rischi su cambi, su tassi di interesse e sui prezzi delle com-
modity pertanto non direttamente riconducibili alle transazioni
commerciali o nanziarie originarie.
Per ulteriori informazioni sulle valutazioni al fair value, si rinvia
alla nota n. 27 - Garanzie, impegni e rischi.
Le opzioni comprendono l’opzione di conversione implicita nel
prestito obbligazionario equity – linked cash – settled non di-
luitivo. Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 19 -
Passività nanziarie.
Gli strumenti nanziari di copertura si analizzano come segue:
Eni è esposta alle uttuazioni del prezzo delle materie prime
e dei prodotti di base. Per la gestione del rischio prezzo delle
commodity derivante dall’esposizione commerciale, Eni uti-
lizza strumenti derivati negoziati nei mercati organizzati, MTF,
OTF e strumenti derivati negoziati sui circuiti Over the Coun-
ter (in particolare contratti swap, forward, Contracts for Diffe-
rences e opzioni su commodity) con sottostante greggio, gas,
prodotti petroliferi, energia elettrica e certicati di emissione
che non vengono regolati tramite consegna sica del sotto-
stante ma sono designati come strumenti di copertura in una
relazione cash ow hedge.
Ai ni della qualicazione dell’operazione come di copertura è
vericata l’esistenza di una relazione economica tra l’oggetto
coperto e lo strumento di copertura tale da operare la com-
pensazione delle relative variazioni di valore e che tale capa-
31.12.2021
31.12.2020
(€ milioni)
Valore nominale
dello strumento
di copertura
Variazione fair
value ecace
Variazione fair
value inecace
Valore nominale
dello strumento
di copertura
Variazione fair
value ecace
Variazione fair
value inecace
Contratti derivati cash ow hedge
Contratti su merci
(2.441) (1.320) 102 1.056 (429) 6
31.12.2021 31.12.2020
(€ milioni)
Variazione di valore
cumulata dell’oggetto
coperto utilizzata per il
calcolo dell’inecacia
delle coperture
Riserva cash
ow hedge
Rigiro a conto
economico
Variazione di valore
cumulata dell’oggetto
coperto utilizzata per il
calcolo dell’inecacia
delle coperture
Riserva cash
ow hedge
Rigiro a conto
economico
Cash ow hedge
Rischio prezzo commodity
- Vendite programmate
400 (748) (529) 424 13 (1.131)
Di seguito è fornita l’analisi degli oggetti coperti distintamente per tipologia di rischio nell’ambito di coperture cash ow hedge:
cità di compensazione non sia inciata dal livello del rischio
di credito di controparte.
Il rapporto di copertura tra gli oggetti coperti e lo strumento
di copertura, c.d. hedge ratio, è denito in modo coerente con
le strategie e gli obiettivi specici di risk management de-
niti; le relazioni di copertura sono discontinuate in presenza
di modiche delle condizioni di riferimento tali da rendere le
operazioni poste in essere non più coerenti con la strategia di
copertura; pertanto in queste fattispecie la relazione di coper-
tura non soddisfa più gli obiettivi di risk management deniti
e ove opportuno sono attivate le operazione di ribilanciamen-
to della copertura.
La variazione del fair value degli strumenti derivati di coper-
tura rilevata nella riserva cash ow è indicata alla nota n. 26
- Patrimonio netto.
396
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
EFFETTI RILEVATI NEGLI ALTRI PROVENTI (ONERI) OPERATIVI
EFFETTI RILEVATI NEI PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
(€ milioni)
2021
2020
Proventi (oneri) netti su strumenti nanziari derivati non di copertura
(2.380) (182)
Proventi (oneri) netti su strumenti nanziari derivati di copertura cash ow hedge
102
6
(2.278)
(176)
(€ milioni)
2021
2020
Strumenti nanziari derivati su valute
(194)
208
Strumenti nanziari derivati su tassi di interesse
(7)
3
(201)
211
Gli altri oneri operativi netti di €2.278 milioni (oneri operativi
netti di €176 milioni al 31 dicembre 2020) riguardano essen-
zialmente la rilevazione a conto economico degli effetti relativi
Gli oneri finanziari netti su strumenti finanziari derivati di
€201 milioni comprendono la valutazione al fair value degli
strumenti finanziari derivati privi dei requisiti formali per es-
sere trattati in base all’hedge accounting secondo gli IFRS
in quanto stipulati su importi corrispondenti all’esposizione
al regolamento e alla valutazione al fair value degli strumenti
nanziari derivati su commodity in parte privi dei requisiti for-
mali per essere trattati in base all’hedge accounting.
netta dei rischi su cambi e su tassi d’interesse e, pertanto,
non sono riferibili a specifiche transazioni commerciali o fi-
nanziarie.
I costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33 -
Rapporti con parti correlate.
25 ATTIVITÀ DESTINATE ALLA VENDITA
Le attività destinate alla vendita di €3 milioni (€2 milioni nel 2020) si riferiscono principalmente a cessioni di impianti di distribuzione.
L’esposizione al rischio di cambio derivante dai titoli denomi-
nati in dollari USA (€2.109 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 €153 milioni nel corso del 2021) che
maturano su una porzione dei prestiti obbligazionari in dollari
USA (€2.083 milioni).
Maggiori informazioni sono fornite alla nota n. 27 - Garanzie,
impegni e rischi - Gestione dei rischi nanziari.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
397
26 PATRIMONIO NETTO
(€ milioni)
31.12.2021
31.12.2020
Capitale sociale
4.005
4.005
Riserva legale
959
959
Azioni proprie acquistate
(958) (581)
Riserva azioni proprie in portafoglio
958 581
Altre riserve di capitale:
10.368 10.368
Riserve di rivalutazione: 9.927 9.927
- 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
9.839
9.839
- Legge n. 448/2001
43
43
Riserva adeguamento patrimonio netto Legge n. 292/1993
378
378
Riserva conferimenti Leggi n.730/1983, 749/1985, 41/1986
63
63
Riserva fair value strumenti nanziari derivati cash ow hedge al netto dell'effetto scale
(531) 10
Riserva fair value partecipazioni minoritarie
(11) (12)
Riserva valutazione di piani a beneci deniti per i dipendenti al netto dell'effetto scale
(56) (59)
Riserva IFRS 10 e 11
(2) 263
Altre riserve:
23.632 24.995
Riserve di utili: 23.610 24.977
- Riserva disponibile 22.468 23.835
- Riserva da avanzo di fusione
636
636
- Riserva da contributi in c/capitale art. 88 D.P.R. n. 917/1986
412
412
- Riserva art.14 Legge n. 342/2000
74
74
- Riserva plusvalenza da realizzo titoli azionari Legge n. 169/1983
19
19
- Riserva art.13 D.Lgs. n. 124/1993
1
1
Riserva piano di incentivazione di lungo termine azionario
22
18
Obbligazioni subordinate perpetue
5.000 3.000
Acconto sui dividendi
(429)
Utile dell'esercizio
7.675 1.607
51.039 44.707
CAPITALE SOCIALE
Al 31 dicembre 2021, il capitale sociale di Eni è costituito da
n. 3.605.594.848 azioni ordinarie. La distribuzione per aziona-
rio è articolata come segue: (i) n. 157.552.137 azioni, pari al
4,37%, di proprietà del Ministero dell’Economia e delle Finan-
ze; (ii) n. 936.179.478 azioni, pari al 25,96%, di proprietà della
Cassa Depositi e Prestiti SpA; (iii) n. 65.838.173 azioni, pari all’
1,83%, di proprietà di Eni; (iv) n. 2.446.025.060 azioni, pari al
67,84%, di proprietà di altri azionisti. Secondo quanto dispone
l’art. 172, comma 5, del D.P.R. n. 917/1986, le riserve di rivalu-
tazione iscritte a seguito delle incorporazioni avvenute in eser-
cizi precedenti di Snam SpA, Somicem SpA ed Enin 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 ni IRES in caso
di riduzione del capitale sociale per rimborso ai soci. Alla for-
mazione dell’importo di €474 milioni concorrono, perché pre-
cedentemente imputate ad aumento del capitale sociale, le se-
guenti riserve: (i) per Snam, le riserve di rivalutazione: (a) Legge
n. 576/1975 di €258 milioni, (b) Legge n. 72/1983 di €70 milio-
ni, (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 Enin SpA, la riserva di
rivalutazione Legge n. 576/1975 di €0,8 milioni.
RISERVA LEGALE
La riserva legale di €959 milioni include la differenza di conver-
sione (€132 milioni) derivante dalla ridenominazione del capi-
tale sociale in euro deliberata il 1° giugno 2001 dall’Assemblea
che non viene considerata ai ni del raggiungimento del limite
ssato 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 richie-
sto dall’art. 2430 c.c.
398
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
AZIONI PROPRIE ACQUISTATE
Al 31 dicembre 2021, le azioni proprie acquistate ammontano
a €958 milioni (€581 milioni al 31 dicembre 2020), e sono rap-
presentate da n. 65.838.173 azioni ordinarie. L’Assemblea, nelle
sedute del 13 aprile 2017 e del 13 maggio 2020, ha approvato i
Piani di Incentivazione di Lungo Termine 2017-2019 e 2020-2022,
RISERVA AZIONI PROPRIE IN PORTAFOGLIO
La riserva azioni proprie in portafoglio di €958 milioni (€581 mi-
lioni al 31 dicembre 2020) è a fronte del valore di iscrizione n.
65.838.173 azioni ordinarie acquistate no al 31 dicembre 2021 in
ALTRE RISERVE DI CAPITALE
Le altre riserve di capitale di €10.368 milioni riguardano:
} riserve di rivalutazione: €9.927 milioni. Accolgono l’imputazio-
ne, 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. Parte del-
le riserve (€8.001 milioni) derivano dalle ricostituzioni delle cor-
rispondenti riserve risultanti dai bilanci delle società incorpora-
te effettuate in conformità al disposto dell’art. 172, comma 5,
del D.P.R n. 917/1986. Queste riserve sono in sospensione di
imposta ai soli ni IRES;
} riserva adeguamento patrimonio netto Legge n. 292/1993:
€378 milioni. Accoglie la riclassica della Riserva per acqui-
sto azioni proprie a seguito della scadenza dell’autorizzazione
conferendo al Consiglio di Amministrazione ogni potere necessa-
rio per l’attuazione dei Piani e autorizzando lo stesso a disporre
no a un massimo di 11 milioni di azioni proprie al servizio del
Piano 2017-2019 e di 20 milioni di azioni proprie al servizio del
Piano 2020-2022.
esecuzione di deliberazioni dell’Assemblea degli azionisti median-
te l’utilizzo di altre riserve disponibili. La riserva risulta indisponibile
ntanto che le azioni proprie saranno in portafoglio.
dell’Assemblea degli azionisti per l’acquisto di azioni proprie
(€378 milioni) avvenuta nel 2015. La riserva trae origine dall’a-
deguamento del patrimonio netto previsto dalla legge citata
per gli enti trasformati in società per azioni effettuato nel 1995.
Nel 2012 la riserva era stata interamente utilizzata imputando-
la alla “Riserva per acquisto azioni proprie”;
} riserva conferimenti Leggi n. 730/1983, 749/1985, 41/1986:
€63 milioni. Accoglie i rimborsi effettuati dal Ministero dell’Eco-
nomia e delle Finanze sulla base delle Leggi citate che hanno
autorizzato Eni a contrarre mutui con la Banca Europea degli
Investimenti (Leggi n. 730/1983 e 41/1986) e a emettere il pre-
stito obbligazionario Eni 1986/1995 (Legge n. 749/1985) con
ammortamento a carico dello Stato.
La riserva negativa di €531 milioni riguarda la riserva per la valu-
tazione al fair value degli strumenti nanziari derivati di copertura
RISERVA FAIR VALUE STRUMENTI FINANZIARI DERIVATI CASH FLOW HEDGE AL NETTO DELL’EFFETTO FISCALE
cash ow hedge stipulati da Global Gas & LNG Portfolio al netto
del relativo effetto scale, come di seguito indicato:
Derivati di copertura Cash ow hedge
(€ milioni)
Riserva lorda Effetto Fiscale Riserva netta
Riserva al 31 dicembre 2020
13 (3) 10
Variazione dell'esercizio
(1.320)
383
(937)
Rigiro a conto economico
529 (154) 375
Rigiro a rettica Rimanenze
30 (9) 21
Riserva al 31 dicembre 2021
(748) 217 (531)
RISERVA FAIR VALUE PARTECIPAZIONI MINORITARIE
La riserva fair value partecipazioni minoritarie, negativa per €11 milioni, riguarda essenzialmente la valutazione del fair value della
partecipazione in BANCA UBAE SPA.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
399
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
€56 milioni, riguarda la rilevazione delle variazioni dei fondi
per benefici ai dipendenti che per effetto delle disposizioni
dello IAS 19 sono rilevate nel prospetto dell’utile complessi-
vo. Le rivalutazioni, comprensive degli utili e delle perdite at-
tuariali, rilevati nel prospetto dell’utile complessivo non sono
oggetto di successiva imputazione a conto economico.
RISERVA IFRS 10 E 11
La riserva negativa di €2 milioni si è costituita a seguito dell’a-
dozione, con ecacia 1° gennaio 2014, delle disposizioni dei
principi contabili internazionali IFRS 10 e IFRS 11 che hanno
comportato il consolidamento proporzionale delle società con-
trollate congiuntamente classicate come joint operation. La
riserva pertanto deriva dal processo di consolidamento pro-
porzionale e accoglie essenzialmente la differenza tra il valore
delle partecipazioni classicate come joint operation, oggetto
ALTRE RISERVE
Le altre riserve di € 23.632 milioni riguardano:
Le riserve di utili per €23.610 milioni:
} riserva disponibile: €22.468 milioni, si decrementa di
€1.367 milioni essenzialmente per effetto: (i) dell’accon-
to sul dividendo dell’esercizio 2021 di €0,43 per azione
deliberato dal Consiglio di Amministrazione in data 29
luglio 2021 (€1.533 milioni); (ii) dell’imputazione a speci-
ca riserva indisponibile a fronte degli acquisti delle azioni
proprie effettuati per pari importi vincolati ntanto che le
azioni proprie saranno in portafoglio (€400 milioni). La ri-
serva inoltre si incrementa per effetto: (i) dall’attribuzione
dell’utile 2020 (€348 milioni) in esecuzione della delibera
dell’Assemblea ordinaria del 12 maggio 2021; (ii) per gli ef-
fetti del deconsolidamento al 31 dicembre 2021 della Mo-
zambique Rovuma Venture SpA a seguito della modica
della qualicazione della partecipata da joint operation a
joint venture (€262 milioni), le motivazioni sottostanti tale
modica di classicazione sono illustrate nel bilancio con-
solidato, a cui si rinvia;
} riserva da avanzo di fusione: €636 milioni. Accoglie l’avanzo
di fusione derivante dall’incorporazione di Est Più SpA, con
effetto dal 1° dicembre 2015 (€4 milioni), di Eni Hellas SpA,
avvenuta il 1° novembre 2012 (€8 milioni), di Eni Gas & Power
GmbH, con effetto dal 1° ottobre 2014 (€5 milioni) e ACAM
Clienti SpA, con effetto dal 1° dicembre 2016 (€12 milioni). La
riserva include inoltre l’effetto della riclassica della Riserva
per acquisto azioni proprie a seguito della scadenza dell’au-
torizzazione dell’Assemblea degli azionisti per l’acquisto di
azioni proprie (€607 milioni) avvenuta nel 2015. Nel luglio
2012 la riserva, che traeva origine dagli avanzi di fusione deri-
vanti dalle incorporazioni di società, era stata interamente uti-
lizzata imputandola alla “Riserva per acquisto azioni proprie”.
Alla riserva è attribuita la natura di riserva di utili;
} riserva da contributi in c/capitale art. 88 D.P.R. n. 917/1986:
di eliminazione nel processo di consolidamento, e la frazione
corrispondente dell’attivo e passivo della joint operation rile-
vata. La riserva si riduce per gli effetti del deconsolidamento
al 31 dicembre 2021 della Mozambique Rovuma Venture SpA
a seguito della modica della qualicazione della partecipata
da joint operation a joint venture (€264 milioni), le motivazioni
sottostanti tale modica di classicazione sono illustrate nel
bilancio consolidato, a cui si rinvia.
€412 milioni. Accoglie: (i) ai sensi dell’art. 173, comma 9, del
D.P.R. n. 917/1986, la ricostituzione per la parte relativa al
patrimonio netto scisso delle riserve risultanti dal bilancio
2003 dell’Italgas SpA in sospensione d’imposta in quanto
costituite con contributi in conto capitale incassati no all’e-
sercizio 1988 (€43 milioni); (ii) ai sensi dell’art. 172, comma
5, del D.P.R. n. 917/1986, la ricostituzione delle corrispon-
denti riserve risultanti dagli ultimi bilanci delle società in-
corporate relative ai contributi in conto capitale per la parte
accantonata in sospensione di imposta ai soli ni 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 ri-
allineamento dei valori scalmente riconosciuti ai maggiori
valori civilistici delle immobilizzazioni materiali per le quali
erano stati stanziati ammortamenti anticipati in sede di at-
tribuzione dell’utile dell’esercizio 1999. La riserva è stata co-
stituita riclassicando la “Riserva ammortamenti anticipati
ex art. 67 D.P.R. n. 917/1986” per la parte da considerarsi in
sospensione di imposta ai ni 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 corri-
spondente riserva dell’incorporata Agip relativa alle plusva-
lenze in sospensione d’imposta ai ni 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 ne rapporto versato
nel corso dell’esercizio ai fondi pensione Fopdire e Fon-
denergia ai quali partecipano, rispettivamente, i dirigenti e
gli altri dipendenti del Gruppo. Quanto a €0,5, €0,2 e €0,06,
€0,006 e €0,006, €0,007 e €0,006 milioni la riserva rappre-
400
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
senta la ricostituzione, ai sensi dell’art. 172, comma 5, del
D.P.R. n. 917/1986, delle corrispondenti riserve delle incor-
porate AgipPetroli, Snam, EniData, EniTecnologie, Enin,
AgipFuel e Praoil. La riserva è in sospensione d’imposta ai
soli ni IRES.
La riserva Piano di Incentivazione di Lungo Termine azionario:
€22 milioni. Accoglie gli effetti dei piani di incentivazione di lun-
go termine azionario 2017-2019 e 2020-2022 approvati dalle
Assemblee degli azionisti nelle sedute del 13 aprile 2017 e del
13 maggio 2020 in contropartita del conto economico in rela-
zione ai dipendenti Eni (€15 milioni) e in contropartita alla voce
partecipazioni (€7 milioni) in relazione ai dipendenti a ruolo del-
le società controllate.
OBBLIGAZIONI SUBORDINATE PERPETUE
Nell’esercizio 2021, Eni ha emesso due obbligazioni perpetue su-
bordinate ibride del valore nominale complessivo di €2 miliardi; i
costi di emissione ammontano a €15 milioni.
Le obbligazioni ibride sono regolate dalla legge inglese e sono ne-
goziate alla Borsa del Lussemburgo e ammontano complessiva-
mente a €5 miliardi.
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% no 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% no 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 partire dal 13 ottobre 2049; (iii) emissione perpetua subordi-
nata 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% no alla prima data di reset prevista l’11 maggio 2027.
A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso antici-
pato 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 ulte-
riore margine di 25 punti base a partire dall’11 maggio 2032 e di
un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall’11
maggio 2047; (iv) emissione perpetua subordinata ibrida dell’am-
montare 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% no
alla prima data di reset prevista l’11 maggio 2030. A partire da tale
data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro la pri-
ma data di reset, che coincide con l’ultimo giorno di rimborso an-
ticipato, tale obbligazione paga interessi annui pari al tasso Euro
Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine
iniziale di 277,1 punti base, incrementato di un ulteriore margine
di 25 punti base a partire dall’11 maggio 2035 e di un successivo
aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall’11 maggio 2050.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
401
Di seguito la classicazione 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
10.368 10.368
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 9.839 A,B,C 9.839
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
23.032
Riserve di utili:
23.610
23.610
- Riserva disponibile
22.468
A,B,C
22.468
- Riserva da avanzo di fusione
636
A,B,C
636
- 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
22 B
Riserva fair value strumenti nanziari derivati cash ow hedge al netto dell'effetto scale
(531) -
Riserva fair value partecipazioni minoritarie
(11)
Riserva valutazione di piani a beneci deniti per i dipendenti al netto dell'effetto scale
(56)
Riserva IFRS 10 e 11
(2)
-
Riserva azioni proprie in portafoglio
958 -
Azioni proprie acquistate
(958) -
Obbligazioni subordinate perpetue
5.000 -
Utile dell'esercizio
7.675
51.039
Legenda: A) disponibile per aumento capitale; B) disponibile per copertura perdite; C) disponibile per distribuzione ai soci.
Il patrimonio netto comprende riserve soggette a tassa-
zione in caso di distribuzione, sulle quali tuttavia non sono
state stanziate imposte differite perché non se ne prevede
la distribuzione. In tal caso sarebbero dovute imposte per
circa €0,86 miliardi salvo l’utilizzo di perdite fiscali disponi-
bili. Le riserve vincolate a fronte di rettifiche di valore e ac-
cantonamenti dedotti ai soli fini fiscali ammontano a €0,5
miliardi. Le riserve che possono essere distribuite senza
concorrere alla formazione del reddito imponibile ammon-
tano a €23,4 miliardi.
402
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Le garanzie prestate nell’interesse di imprese controllate di
€115.221 milioni riguardano:
} per €48.559 milioni le garanzie prestate nell’ambito del-
la transazione con la società petrolifera di Stato di Abu
Dhabi ADNOC che ha previsto l’assegnazione a Eni del-
le quote di partecipazione nelle concessioni offshore in
produzione di Lower Zakum (Eni 5%), di Umm Shaif and
Nasr (Eni 10%) e della concessione in fase di sviluppo
di Ghasha (Eni 25%) della durata di quarant’anni, nonché
dei 3 blocchi esplorativi offshore. Le garanzie rilasciate
dell’ammontare massimo rispettivamente di €4.414 mi-
lioni ($5.000 milioni), di €8.829 milioni ($10.000 milioni)
e di €22.072 milioni ($25.000 milioni) sono a copertura
delle obbligazioni contrattuali nei confronti della società
di Stato, derivanti dalle operazioni petrolifere connesse
ai Concession Agreements tra cui in particolare il con-
seguimento di alcuni target di produzione e di fattore di
recupero delle riserve a medio-lungo termine, un piano di
asset integrity e di ottimizzazione/mantenimento della
produzione dopo il conseguimento del plateau, il trasfe-
rimento di tecnologie e l’adozione di standard operativi
best-in-class in materia HSE. Le tre garanzie di €13.244
milioni complessivi ($15.000 milioni) sono a fronte degli
impegni contrattuali assunti per l’attività di esplorazione
e produzione di idrocarburi riferito principalmente a Eni
Abu Dhabi BV in relazione all’ingresso nei permessi esplo-
rativi dei Blocchi 1, 2 e 3. L’impegno effettivo al 31 dicem-
bre 2021 è pari al valore nominale;
} per €20.000 milioni la garanzia rilasciata a favore dei pos-
sessori dei titoli emessi da Eni Finance International SA a
fronte del programma di emissione di “Medium Term No-
tes”. Al 31 dicembre 2021 l’impegno effettivo, corrispon-
dente al valore nominale e agli interessi dei titoli emessi
da Eni Finance International SA, ammonta a €2.340 milio-
ni;
} per €20.226 milioni le garanzie prestate a fronte degli
impegni contrattuali assunti dalle imprese controllate
operanti nel settore Exploration & Production, riferite es-
senzialmente alla realizzazione di un livello minimo di in-
vestimenti per iniziative minerarie approvate. L’impegno
27 GARANZIE, IMPEGNI E RISCHI
GARANZIE
Le garanzie di €116.773 milioni (€108.050 milioni al 31 dicembre 2020) si analizzano come segue:
(€ milioni)
31.12.2021
31.12.2020
Imprese controllate
115.221
106.159
Imprese collegate e joint venture
589
1.018
Proprio
858 776
Altri
105
97
Totale
116.773
108.050
effettivo al 31 dicembre 2021 ammonta a €9.271 milioni;
} per €8.168 milioni, le garanzie rilasciate a favore di terzi
e di società controllate, a loro volta manlevate a favore
di Eni, a fronte in particolare di partecipazioni a gare di
appalto e rispetto di accordi contrattuali relativi al settore
Global Gas & LNG Portfolio (€2.017 milioni), Plenitude &
Power (1.226 milioni), Altre attività (€836 milioni), Corpo-
rate e società finanziarie (€254 milioni), Refining & Mar-
keting (€3.675 milioni), Chimica (€160 milioni). L’impegno
effettivo al 31 dicembre 2021 è pari al valore nominale;
} per €4.000 milioni la garanzia rilasciata a favore dei pos-
sessori dei titoli emessi da Eni Finance International SA
a fronte del programma di emissione di Euro Commercial
Paper, fino a un massimo di €4.000 milioni. Al 31 dicem-
bre 2021 l’impegno effettivo è di €534 milioni;
} per €3.532 milioni la garanzia rilasciata a fronte dell’ac-
cordo 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 commer-
cializzazione di prodotti petroliferi; la garanzia rilasciata
in data 31 luglio 2019 a favore delle società Adnoc, Abu
Dhabi Refining Oil Company, Adnoc Global Trading Ltd a
garanzia degli obblighi previsti negli Shareholders Agree-
ment delle società e rimarrà in essere fino a quando sarà
mantenuta la partecipazione azionaria;
} per €2.981 milioni le garanzie rilasciate ad Eni Angola
SpA a fronte di contratti di leasing (chartering, operation
and maintenance) di navi FPSO da utilizzare nell’ambito
dei progetti di sviluppo in Angola. L’impegno effettivo al
31 dicembre 2021 ammonta a € 2.702 milioni;
} per €4.414 milioni le garanzie rilasciate a favore dei pos-
sessori dei titoli emessi da Eni Finance USA/Eni Finance
International a fronte del programma di emissione di USA
Commercial Paper. Al 31 dicembre 2021 l’impegno effet-
tivo è 337 milioni;
} per €1.742 milioni le garanzie concesse a favore di ban-
che in relazione alla concessione di prestiti e linee di cre-
dito a imprese controllate. L’impegno effettivo al 31 di-
cembre 2021 ammonta a €1.499 milioni;
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
403
Gli impegni di €126 milioni riguardano essenzialmente l’impe-
gno derivante dal contributo alla regione Sicilia per il porto di
Gela (€16 milioni), dalla riqualicazione territoriale Comune di
Taranto (€4 milioni) dal protocollo di intenti stipulato nel 1998
con la Regione Basilicata connesso al programma di sviluppo
petrolifero proposto da Eni nell’area della Val d’Agri che prevede
diversi interventi congiunti, in gran parte già regolamentati da
accordi attuativi; relativamente a quest’ultima fattispecie al 31
IMPEGNI E RISCHI
(€ milioni)
31.12.2021
31.12.2020
Impegni
126
128
Rischi
674 362
800
490
} per €1.236 milioni la garanzia rilasciata a favore di Gulf LNG
Energy e Gulf LNG Pipeline nell’interesse di Eni Usa Gas Mar-
keting Llc (100% Eni) a copertura degli impegni contrattua-
li di pagamento delle fee di rigassicazione relative al GNL
immesso al terminale di Pascagoula negli Stati Uniti da Eni
Usa Gas Marketing Llc. Nell’ambito di tale progetto nel corso
del 2018 è cessato l’impegno contrattuale nei confronti del-
la società Gulf LNG Energy Llc (GLE), Gulf LNG Pipeline Llc
(GLP) per la fornitura di servizi di importazione e rigassica-
zione long-term (no al 2031) di GNL sulla base del contratto
“Terminal Use Agreement” (TUA) (stipulato in data 8 dicem-
bre 2007 tra Eni USA da una parte e GLE e GLP dall’altra)
dell’ammontare di €948 milioni al 31 dicembre 2017 (undi-
scounted), in forza di un lodo arbitrale che tra l’altro dichia-
rava il TUA risolto a far data dal 1° marzo 2016, e di fatto il
riconoscimento alla controparte di un compenso equitativo
netto di €324 milioni, rilevato nel conto economico 2020. No-
nostante la pronuncia del Tribunale arbitrale che dichiarava
risolto il TUA, GLE e GLP hanno presentato un ricorso presso
la Corte Suprema di New York contro Eni SpA per l’escussio-
ne della parent compay guarantee (in base alla quale Eni SpA
garantiva il pagamento di determinate commissioni da parte
Eni USA ai sensi del TUA), nello specico, sostenendo che
Eni SpA dovrebbe continuare a pagare tali commissioni, no-
nostante il TUA sia stato risolto nel 2016, per un ammontare
massimo di €757 milioni. Eni SpA ritiene che le contestazioni
di GLE e GLP siano prive di fondamento e si sta opponendo
alle stesse in fase di giudizio;
} per €157 milioni le garanzie prestate agli enti previden-
ziali in virtù della validazione di accordi di incentivazione
all’esodo dei lavoratori prossimi al trattamento di pensio-
ne. L’impegno effettivo al 31 dicembre 2021 è pari al valo-
re nominale;
} per €90 milioni le garanzie prestate a fronte degli impegni
contrattuali assunti essenzialmente dalla Versalis France
SAS. L’impegno effettivo al 31 dicembre 2021 è pari al
valore nominale;
} per €45 milioni le garanzie concesse a favore dell’Ammi-
nistrazione finanziaria dello Stato essenzialmente per i
rimborsi IVA.
Le garanzie prestate nell’interesse di imprese collegate e
joint venture di €589 milioni riguardano:
} per €293 milioni a garanzia degli impegni assunti dalla
Vår Energi AS (società derivante dall’operazione di fusio-
ne che ha interessato la ex Eni Norge AS), come shipper
in un contratto di trasporto del gas. L’impegno effettivo al
31 dicembre 2021 è pari al valore nominale;
} per €179 milioni la garanzia rilasciata a favore di Gulf LNG
Energy e Gulf LNG Pipeline e nell’interesse di Angola LNG
Supply Service Llc (13,6% Eni) a copertura degli impegni
contrattuali di pagamento delle fee di rigassicazione re-
lative al GNL acquistato dall’Angola LNG Ltd e immesso al
terminale di Pascagoula negli Stati Uniti. La garanzia ha e-
cacia dalla data di sottoscrizione del contratto (10 dicembre
2007) al 2031 e riguarda il 13,6% del contratto. L’impegno
effettivo al 31 dicembre 2021 è pari al valore nominale;
} per €99 milioni, le garanzie prestate a favore di banche in
relazione alla concessione di prestiti a Seagas. L’impegno
effettivo al 31 dicembre 2021 è pari al valore nominale;
} per €18 milioni, le garanzie prestate a favore di terzi e di so-
cietà controllate a fronte di partecipazioni a gare di appalto
e rispetto di accordi contrattuali relativi essenzialmente al
Gruppo Saipem e rilasciate antecedentemente alla perdita
di controllo della Saipem avvenuta nel 2016. L’impegno ef-
fettivo al 31 dicembre 2021è pari al valore nominale.
Le altre garanzie personali prestate nell’interesse proprio
di €858 milioni riguardano le manleve a favore di banche a
fronte delle garanzie da queste rilasciate a favore delle Am-
ministrazioni statali e società private per partecipazioni a
gare d’appalto, acconti ricevuti su contributi a fondo perdu-
to, buona esecuzione lavori e contratti di fornitura e le lettere
di patronage rilasciate a favore di banche a fronte di finan-
ziamenti concessi. L’impegno effettivo al 31 dicembre 2021
ammonta a €858 milioni.
404
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
dicembre 2021 l’impegno massimo, anche per conto del partner
Shell Italia E&P SpA, è quanticabile in €106 milioni (€64 milioni
in quota Eni, di cui €63 milioni come anticipazione nanziaria
sulle royalty dovute sulla futura produzione e €1 milione come
impegno economico).
I rischi di €674 milioni riguardano essenzialmente i rischi di cu-
stodia di beni di terzi costituiti essenzialmente da greggio e pro-
dotti petroliferi presso le ranerie e i depositi della Società per i
quali esiste una polizza assicurativa.
ALTRI IMPEGNI E RISCHI
Gli altri impegni e rischi includono:
} gli impegni derivanti dai contratti di approvvigionamento di
gas naturale di lungo termine stipulati da Eni, che contengo-
no clausole di take-or-pay;
} gli impegni derivanti da contratti di lungo termine di trasporto
di gas naturale dall’estero, con clausole di ship-or-pay, stipu-
lati da Eni con le società proprietarie, o titolari dei diritti di tra-
sporto, dei gasdotti di importazione;
} con la rma dell’Atto Integrativo del 19 aprile 2011 Eni ha con-
fermato a RFI - Rete Ferroviaria Italiana SpA l’impegno, pre-
cedentemente assunto in data 15 ottobre 1991 con la rma
della Convenzione con Treno Alta Velocità - TAV SpA (ora RFI
}Rete Ferroviaria Italiana SpA), a garantire il completamento e
la buona esecuzione della linea ferroviaria AV Milano-Verona
tratta Treviglio-Brescia. In data 6 giugno 2018 è stato forma-
lizzato il secondo Atto Integrativo che ha esteso l’impegno di
Eni a garantire il completamento e la buona esecuzione della
linea ferroviaria AV Milano-Verona anche alla tratta Brescia
Est-Verona. I suddetti Atti Integrativi vedono impegnato, qua-
le General Contractor, il Consorzio Eni per l’Alta Velocità due.
A tutela della garanzia prestata e come previsto dal Regola-
mento del Consorzio, i consorziati hanno rilasciato in favore
di Eni adeguate manleve e garanzie. In data 7 aprile 2021 la
tratta Treviglio-Brescia è stata favorevolmente collaudata e
rimangono da eseguire delle attività residuali incluse nell’Atto
di Sottomissione sottoscritto in data 28 gennaio 2020. Relati-
vamente alla Tratta Brescia Est-Verona nel corso del 2021 si
è registrato un avanzamento della produzione pari al 28%;
} Parent Company Guarantees rilasciate nell’interesse di so-
cietà del settore Exploration & Production il cui ammontare
massimo garantito non è denibile a priori in quanto a coper-
tura di tutti gli obblighi contrattuali derivanti dalla rma dei
contratti petroliferi, di acquisizione e cessione di quote socie-
tarie e di acquisizione di servizi;
} le garanzie rilasciate a favore di Eni Rewind SpA a fronte di
contratti di cessione di complessi immobiliari per mantenerla
indenne da eventuali oneri sopravvenuti;
} le Parent Company Guarantees rilasciate nell’interesse di Eni
Insurance DAC a favore di Oil Insurance Limited-Bermuda;
} l’impegno a smantellare un impianto dimostrativo a Porto
Torres delle tecnologie di “beneciation” del carbone a basso
impatto ambientale, la cui costruzione è stata realizzata da
Eni attraverso società controllate e nanziata dall’Agenzia per
la Promozione dello Sviluppo del Mezzogiorno. L’impianto al
collaudo sperimentale denitivo è risultato non suscettibile di
utilizzazione produttiva. Gli oneri di smantellamento, dedotti
i ricavi della vendita delle componenti dell’impianto, sono a
carico di Eni;
} gli impegni con le Autorità locali svizzere assunti in occasio-
ne della realizzazione dell’oleodotto Genova-Ingolstadt a ga-
ranzia degli obblighi delle società controllate, in relazione alla
realizzazione e all’esercizio del tratto svizzero (Oleodotto del
Reno SA - 100% Eni Rewind SpA). Dal 31 dicembre 2018 il
tratto rimasto e per il quale vige l’impegno di Eni è limitato alla
tratta da Thusis al passo Spluga, tratto per il quale sono state
avviate, in accordo con le autorità svizzere competenti, le at-
tività di progettazione per la dismissione della condotta valu-
tando al contempo eventuali possibilità di riutilizzo dell’asset;
} gli accordi assunti per le iniziative di forestry, poste in essere
nell’ambito della strategia low carbon denita dall’impresa,
e riguardano in particolare gli impegni per l’acquisto, no al
2038, di crediti di carbonio prodotti e certicati secondo stan-
dard internazionali da soggetti specializzati nei programmi di
conservazione delle foreste;
} gli impegni con il Ministerio de Hacienda de la Republica Ar-
gentina derivanti dalla concessione esplorativa entro il peri-
metro dell’area Blocco 124 - Ronda Cosa Afuera nei limiti della
quota di partecipazione della controllata Eni nel Consorzio;
} in data 5 febbraio 2021 è stato stipulato da EniServizi SpA
(EniServizi) per conto di Eni SpA (Eni) un addendum al con-
tratto di locazione di immobile da costruire, sottoscritto tra
Eni e la Società di gestione del fondo di investimento immo-
biliare proprietario del nuovo complesso in corso di costru-
zione in San Donato Milanese (la Proprietà) prevedendosi, fra
l’altro, la posticipazione della data di consegna dell’immobile
dal 28 luglio 2020 al 31 dicembre 2021. Poiché nemmeno
tale nuova data di consegna è stata rispettata, a decorrere
dal 1° gennaio 2022 Eni SpA avrebbe titolo per applicare alla
Proprietà penali per ritardata consegna del complesso immo-
biliare. In tale contesto, la Proprietà ha lamentato il fatto che
i ritardi non sarebbero a sé interamente imputabili, quanto
meno per la realizzazione del complesso immobiliare (non
anche per le opere pubbliche), per via del fatto che i lavori
sono stati rallentati da: (i) gli effetti della crisi pandemica, (ii)
presunti difetti rilevati in relazione a lavori propedeutici alla
cessione dell’area e (iii) presunti vizi progettuali. Anche sulla
base di tali doglianze, con comunicazioni di novembre e di-
cembre 2021, la Proprietà ha manifestato l’intenzione di ad-
debitare ad EniServizi e/o Eni almeno parte delle riserve che
il suo appaltatore ha formulato nei confronti della Proprietà
medesima pari, ad oggi, a circa €117 milioni. A tal riguardo,
ferma la completa terzietà ed estraneità di Eni ed EniServizi
rispetto ai rapporti contrattuali intercorrenti tra la Proprietà e
il suo appaltatore (ribadita in molteplici comunicazioni), rile-
vano i seguenti aspetti: i ritardi aventi titolo nei fatti di cui i
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
405
punti (i) e (ii) sono già stati oggetto di transazione nel citato
accordo del 5 febbraio 2021 e quindi riassorbiti nella data di
consegna del 31 dicembre 2021; quanto al punto (iii), la Pro-
prietà in sede di contratto di acquisto dell’area dichiarò di aver
accettato il progetto senza alcuna riserva né eccezione, as-
sumendosi comunque ogni conseguente rischio e responsa-
bilità, nonché accettando espressamente di non avere titolo
a qualsivoglia maggiore pagamento, indennizzo o proroga di
termini in dipendenza del contenuto del progetto o di errori,
omissioni o altri difetti del progetto. Quanto precede costitu-
isce oggetto di comunicazioni stragiudiziali intercorse tra le
parti, non essendo stato instaurato, ad oggi, alcun contenzio-
so. Al momento, dunque, non si conoscono quali potrebbero
essere “petitum”, “causa petendi” e allegazioni probatorie di
un’eventuale azione giudiziale promossa da controparte.
Gli impegni e le manleve per qualunque fatto, anche di natura
economica e/o ambientale, che dovesse insorgere dopo i con-
ferimenti/cessioni di rami d’azienda, derivante e/o comunque
riconducibile ad attività svolte anteriormente alla data di decor-
renza degli stessi. Tra gli altri:
} il ramo d’azienda “Attività E&P - Pianura Padana” da Eni a So-
cietà Padana Energia SpA; decorrenza 31 dicembre 2009.
GESTIONE DEI RISCHI FINANZIARI
5
La gestione dei rischi nanziari si basa su linee di indirizzo ema-
nate dal CdA di Eni SpA nell’esercizio del suo ruolo di indirizzo
e di ssazione dei limiti di rischio, con l’obiettivo di uniformare
e coordinare centralmente le politiche Eni in materia di rischi -
nanziari (“Linee di indirizzo in materia di gestione e controllo dei
rischi nanziari”). Le “Linee di indirizzo” deniscono per ciascuno
dei rischi nanziari le componenti fondamentali del processo di
gestione e controllo, quali l’obiettivo di risk management, la me-
todologia di misurazione, la struttura dei limiti, il modello delle
relazioni e gli strumenti di copertura e mitigazione.
RISCHIO DI MERCATO
Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei
tassi di cambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle commo-
dity possano inuire negativamente sul valore delle attività, delle
passività o dei ussi 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 nanziarie, basato sulle Strutture di Fi-
nanza Operativa (Finanza Eni Corporate, Eni Finance Internatio-
nal SA, e Banque Eni SA, quest’ultima nei limiti imposti dalla nor-
mativa bancaria in tema di “Concentration 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, Eni Finance International SA garantiscono, rispettiva-
mente per le società Eni italiane e non italiane, la copertura dei
fabbisogni e l’assorbimento dei surplus nanziari; su Finanza Eni
Corporate sono accentrate tutte le operazioni in cambi e in deri-
vati nanziari non commodity di Eni mentre Eni Trade & Biofuels
e Eni Global Energy Markets assicurano la negoziazione sui mer-
cati 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 nanziari sia
su tutte le trading venue esterne, quali mercati regolamentati
europei e non europei, Multilateral Trading Facility (MTF), Orga-
nised 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 ne-
cessità di derivati nanziari, attivano tali operazioni per il tramite
di Eni Trade & Biofuels e Eni Global Energy Markets ed Eni SpA
sulla base delle asset class di competenza.
I contratti derivati sono stipulati con l’obiettivo di minimizzare
l’esposizione ai rischi di tasso di cambio transattivo e di tasso
di interesse e di gestire il rischio di prezzo delle commodity e il
connesso rischio di cambio economico in un’ottica di ottimizza-
zione. Eni monitora che ogni attività in derivati classicata come
risk reducing sia direttamente o indirettamente collegata agli
asset industriali coperti ed effettivamente ottimizzi il prolo 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 riclassicati nel trading proprietario la
cui attività è svolta da Eni Trade & Biofuels e Eni Global Energy
Markets ed è segregata rispetto alle altre operatività soggetta a
speciche azioni di controllo e monitoraggio.
Lo schema di riferimento denito 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 Prot & 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 condenza e un
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 deniti 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 possibi-
le i beneci del netting e dell’hedging naturale. Le metodologie
di calcolo e le tecniche di misurazione utilizzate sono conformi
(5) 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.
406
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
alle raccomandazioni del Comitato di Basilea per la Vigilanza
Bancaria e i limiti di rischio sono deniti in base a un approccio
prudenziale nella gestione degli stessi nell’ambito di un gruppo
industriale. Alle società operative è indicato di adottare politiche
nalizzate alla minimizzazione del rischio, favorendone il trasfe-
rimento alle Strutture di Finanza Operativa. Per quanto riguarda
il rischio di prezzo delle commodity, le “Linee di indirizzo” de-
niscono le regole per una gestione di questo rischio nalizza-
ta all’ottimizzazione dell’attività “core” e al perseguimento degli
obiettivi di stabilità relativi ai margini commerciali/industriali. In
questo caso sono deniti limiti massimi di rischio espressi in
termini di VaR, di soglie di revisione strategia, e di stop loss con
riferimento all’esposizione di natura commerciale e di trading
proprietario. La delega a gestire il rischio di prezzo delle com-
modity prevede un meccanismo di allocazione e sub-allocazio-
ne dei limiti di rischio alle singole unità di business esposte. Eni
Trade & Biofuels e Eni Global Energy Markets, oltre a gestire il
rischio riveniente dalla propria attività (di natura commerciale
e di trading), accentrano le richieste di copertura in strumenti
derivati delle esposizioni commerciali Eni, garantendo i servizi di
execution nell’ambito dei mercati di riferimento.
Nell’ambito degli obiettivi di struttura nanziaria contenuti nel
Piano Finanziario approvato dal CdA, Eni ha denito la costitu-
zione e il mantenimento di una riserva di liquidità all’interno della
quale si individua l’ammontare di liquidità strategica, per con-
sentire di far fronte a eventuali fabbisogni straordinari, gestita
dalla funzione nanza 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 nanziaria del rendimento, pur nel rispetto
di specici 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
controllo sono state sopra sintetizzate, presentano le caratteri-
stiche di seguito specicate.
RISCHIO MERCATO - TASSO DI CAMBIO
L’esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio deriva
dall’operatività dell’impresa in valute diverse dall’euro (principal-
mente il dollaro USA) e determina i seguenti impatti: (i) sul risul-
tato economico per effetto della differente signicatività di costi
e ricavi denominati in valuta rispetto al momento in cui sono sta-
te denite le condizioni di prezzo (rischio economico) e per ef-
fetto della conversione di crediti/debiti commerciali o nanziari
denominati in valuta (rischio transattivo); (ii) sul risultato econo-
mico e patrimonio netto di bilancio per effetto della conversione
di attività e passività di aziende che redigono il bilancio con mo-
neta funzionale diversa dall’euro. In generale, un apprezzamento
del dollaro USA rispetto all’euro ha un effetto positivo sull’utile
operativo di Eni e viceversa. L’obiettivo di risk management Eni
e la minimizzazione del rischio di tasso di cambio transattivo
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 at-
tività e passività di aziende che redigono il bilancio con moneta
funzionale diversa dall’euro non è di norma oggetto di copertura,
salvo diversa valutazione specica. Eni centralizza la gestione
del rischio di tasso di cambio, compensando le esposizioni di se-
gno opposto derivanti dalle diverse attività di business coinvolte
e coprendo con il mercato l’esposizione residua, massimizzan-
do i beneci derivanti dal netting. Al ne 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 vie-
ne calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di
mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da pri-
mari info-provider pubblici. Il VaR derivante dall’accentramento
sulle Strutture di Finanza Operativa di posizioni a rischio tasso di
cambio di Eni viene calcolato con frequenza giornaliera secon-
do l’approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un
livello di condenza pari al 99% e un holding period di 20 giorni.
RISCHIO MERCATO - TASSO D’INTERESSE
Le oscillazioni dei tassi di interesse inuiscono sul valore di mer-
cato delle attività e passività nanziarie dell’impresa e sul livello
degli oneri nanziari netti. L’obiettivo di risk management Eni è
la minimizzazione del rischio di tasso di interesse nel persegui-
mento degli obiettivi di struttura nanziaria deniti e approvati
nel “Piano Finanziario”. Le Strutture di Finanza Operativa, in fun-
zione del modello di nanza accentrata, raccolgono i fabbisogni
nanziari 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 pro-
lo di rischio entro i limiti deniti. Eni utilizza contratti derivati su
tasso di interesse, in particolare Interest Rate Swap, per gestire il
bilanciamento tra indebitamento a tasso sso 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 mer-
cato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari
info-provider pubblici. Il VaR derivante da posizioni a rischio tas-
so di interesse viene calcolato con frequenza giornaliera secon-
do l’approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un
livello di condenza pari al 99% e un holding period di 20 giorni.
RISCHIO MERCATO - COMMODITY
Il rischio di prezzo delle commodity è identicato come la possi-
bilità che uttuazioni del prezzo delle materie prime e dei prodot-
ti di base producano signicative variazioni dei margini operativi
di Eni, determinando un impatto sul risultato economico, tale da
compromettere gli obiettivi deniti nel piano quadriennale e nel
budget. Il rischio di prezzo delle commodity è riconducibile alle
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
407
seguenti categorie di esposizione: (a) esposizione strategica:
esposizioni identicate direttamente dal CdA in quanto frutto di
scelte strategiche di investimento o al di fuori dell’orizzonte di
pianicazione 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 ranazione 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 ancora
contrattualizzate ma che lo saranno con ragionevole certezza
(esposizione committed) e le relative eventuali operazioni di ge-
stione 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
specici (VaR, soglie di revisione strategia e stop loss). All’inter-
no delle esposizioni commerciali sono ricomprese, in particola-
re, le esposizioni oggetto di asset backed hedging, derivanti dalla
essibilità/opzionalità degli asset; (c) esposizione di trading pro-
prietario: operazioni attuate in conto proprio in ottica opportuni-
stica nel breve termine e normalmente non nalizzate alla deli-
very con l’intenzione di sfruttare movimenti favorevoli di prezzi,
spread e/o volatilità ed effettuate a prescindere dalle esposizioni
del portafoglio commerciale, dagli asset sici e contrattuali nel
rispetto di specici limiti di rischio autorizzati (VaR, Stop Loss).
Il rischio strategico non è oggetto di sistematica attività di ge-
stione/copertura che è eventualmente effettuata solo in partico-
lari condizioni aziendali o di mercato. Lo svolgimento di attività
di hedging del rischio strategico, dato il carattere di straordina-
rietà, è demandato al top management previa autorizzazione da
parte del CdA. Sempre previa autorizzazione da parte del CdA,
le esposizioni collegate al rischio strategico possono essere im-
piegate in combinazione ad altre esposizioni di natura commer-
ciale al ne di sfruttare opportunità di naturale compensazione
tra i rischi (Natural Hedge) e ridurre conseguentemente il ricorso
agli strumenti derivati (attivando pertanto logiche di mercato
interno). Per quanto riguarda le esposizioni di natura commer-
ciale, l’obiettivo di risk management Eni è l’ottimizzazione delle
attività “core” e preservare i risultati economici/nanziari. Per la
gestione del rischio prezzo delle commodity derivante dall’espo-
sizione 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 nanza
operativa 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 certicati di emissione. Per quanto attiene alla
valorizzazione al fair value degli strumenti derivati su commo-
dity, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione
standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato
fornite da primari info-provider pubblici o da operatori specici
del settore. Il VaR derivante dalle posizioni delle business unit
esposte a rischio commodity viene calcolato con frequenza
giornaliera secondo l’approccio della simulazione storica ponde-
rata, adottando un livello di condenza 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
identicato come la possibilità che uttuazioni del prezzo degli
strumenti investiti (obbligazioni, strumenti di money market e
fondi comuni di investimento) inuiscano 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 principalmente di garantire la essibilità nanzia-
ria necessaria per far fronte a eventuali fabbisogni straordinari
(es. dicoltà di accesso al credito, shock esogeni, quadro ma-
croeconomico 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 tem-
porale di 24 mesi. Al ne di regolare l’attività di investimento del-
la liquidità strategica, Eni ha denito una politica di investimento
con specici obiettivi e vincoli, articolati in termini di tipologia
di strumenti nanziari che possono essere oggetto di investi-
mento, nonché limiti operativi, quantitativi e di durata; ha indivi-
duato 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 1 giorno e intervallo di conden-
za pari al 99 percentile), stop loss e altri limiti operativi in termini
di concentrazione, per emittente, comparto di attività e Paese di
emissione, duration, classe di rating e tipologia degli 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 nanziaria né la vendita allo scoper-
to. L’operatività della gestione obbligazionaria ha avuto inizio nel
secondo semestre 2013, per il Portafoglio espresso in euro, e nel
2017 per Portafoglio espresso in USD.
Al 31 dicembre 2021 il rating del portafoglio complessivo di
Liquidità Strategica è pari a A-/BBB+ in linea con quello di
fine 2020.
Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2021 in termi-
ni di VaR (raffrontati con quelli dell’esercizio 2020) per quanto
attiene ai rischi tasso di interesse e di cambio nonché al rischio
di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di esposizio-
ne); relativamente alla liquidità strategica, è riportata la sensitivi-
ty a variazioni dei tassi di interesse:
408
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
2021 2020
(€ milioni)
Massimo Minimo Media Fine periodo Massimo Minimo Media Fine periodo
Tasso di interesse
(a)
4,90 0,89 1,85 2,70 3,33 0,77 1,32 0,96
Tasso di cambio
(a)
0,14 0,04 0,09 0,04 0,34 0,03 0,15 0,09
(a) I valori relativi al VaR di tasso di interesse e di cambio si riferiscono alla sola Finanza operativa Eni Corporate.
2021 2020
(€ milioni)
Massimo Minimo Media Fine periodo Massimo Minimo Media Fine periodo
Portfolio Management Esposizioni
Commerciali
(b)
33,06 0,70 17,93 0,70 8,52 0,94 3,92 0,96
(b) Il perimetro consiste nelle unità di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing e Green\Traditional Rening&Marketing. Il VaR è calcolato sulla cosiddetta vista
Statutory, con orizzonte temporale coincidente con l’anno di Bilancio, includendo tutti i volumi con consegna nell’anno e tutti gli strumenti nanziari di copertura di competenza. Di conseguenza
l’andamento del VaR di GPP , Power G&M e GTR&M nel corso dell’anno risulta decrescente per il graduale consuntivarsi delle posizioni all’interno dell’orizzonte annuo ssato.
2021 2020
(€ milioni)
Massimo Minimo Media Fine periodo Massimo Minimo Media Fine periodo
Liquidità strategica Portafoglio euro
(a)
0,40 0,29 0,33 0,30 0,37 0,29 0,32 0,30
(a) L’operatività della gestione del portafoglio di liquidità strategica è iniziata nel luglio 2013.
2021
2020
($ milioni)
Massimo Minimo Media Fine periodo Massimo Minimo Media Fine periodo
Liquidità strategica Portafoglio USD
(b)
0,14 0,05 0,11 0,13 0,07 0,03 0,05 0,05
(b) L’operatività della gestione del portafoglio di liquidità strategica è iniziata nell’agosto 2017.
(Value at risk - approccio paramentrico varianze/covarianze; holding period: 20 giorni; intervallo di condenza: 99%)
(Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di condenza: 95%)
(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
RISCHIO CREDITO
Il rischio di credito rappresenta l’esposizione dell’impresa a poten-
ziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazio-
ni assunte dalla controparte. Eni ha denito policy di gestione del
rischio di credito coerenti con la natura e con le caratteristiche del-
le controparti delle transazioni commerciali e nanziarie nell’am-
bito del modello di nanza accentrata prescelto.
Eni ha adottato un modello per la quantificazione e il control-
lo del rischio credito basato sulla valutazione dell’Expected
Loss. L’Expected Loss costituisce il valore della perdita atte-
sa a fronte di un credito vantato nei confronti di una contro-
parte, per la quale si stima una probabilità di default e una
capacità di recupero sul credito passato in default attraver-
so la cosiddetta Loss Given Default.
All’interno del modello di gestione e controllo del rischio cre-
dito, le esposizioni creditizie sono distinte in base alla loro
natura in esposizioni di natura commerciale, sostanzialmen-
te relative 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, deri-
vati 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 esposizio-
ni creditizie, per le attività di recupero crediti e dell’eventuale
gestione del contenzioso. A livello corporate vengono defini-
ti gli indirizzi generali e le metodologie per la quantificazio-
ne e il controllo della rischiosità del cliente, in particolare la
rischiosità delle controparti commerciali è valutata attraver-
so un modello di rating interno che combina i diversi fattori
predittivi del default derivanti dalle variabili di contesto eco-
nomico, dagli indicatori finanziari, dalle esperienze di paga-
mento e dalle informazioni dei principali info provider spe-
cialistici. Per le controparti rappresentate da Entità Statali o
ad esse strettamente correlate (es. National Oil Company)
la Probability of Default, rappresentata essenzialmente dalla
probabilità di un ritardato pagamento, è determinata utiliz-
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
409
zando, 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 Loss è
determinata, per cluster omogenei, sulla base di un modello
generico che sintetizza in un unico parametro (c.d. Ratio di
Expected Loss) i valori della Probability of Default e della ca-
pacità di recupero (complemento della Loss Given Default)
avuto riguardo ai dati storici di recupero dei crediti dalla so-
cietà, sistematicamente aggiornati, integrati, ove appropria-
to, di considerazioni prospettiche in merito all’evoluzione del
rischio di insolvenza.
Rischio credito per esposizioni di natura finanziaria
Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura
finanziaria derivante essenzialmente dall’impiego della liqui-
dità corrente e strategica, dalle posizioni in contratti derivati
e da transazioni con sottostante fisico con controparti fi-
nanziarie valutate al fair value, le policy interne prevedono il
controllo dell’esposizione e della concentrazione attraverso
limiti di rischio credito espressi in termini di massimo af-
fidamento e corrispondenti a diverse classi di controparti
finanziarie, definite a livello di Consiglio di Amministrazione
e basate sul rating fornito dalle principali agenzie. Il rischio
è gestito dalle funzioni di finanza operativa, da Eni Global
Energy Markets (EGEM) e da Eni Trade & Biofuels (ETB) ed
ETS Inc. per l’attività in derivati su commodity nonché dalle
società e aree di business limitatamente alle operazioni su
fisico con controparti finanziarie, in coerenza con il modello
di finanza accentrata. Nell’ambito dei massimali definiti per
classe di rating, sono individuati per ciascuna struttura ope-
rativa gli elenchi nominativi delle controparti abilitate, asse-
gnando a ciascuna un limite massimo di affidamento per la
singola entità legale e complessivamente per il gruppo di
appartenenza, che viene monitorato e controllato attraverso
la valutazione giornaliera dell’utilizzo degli affidamenti e l’a-
nalisi periodica di Expected 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 verifi-
carsi di detto evento è un impatto negativo sul risultato eco-
nomico nel caso in cui l’impresa sia costretta 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 manteni-
mento di un ammontare adeguato di risorse prontamente
disponibili per far fronte a shock esogeni (drastici mutamen-
ti di scenario, restrizioni nell’accesso al mercato dei capitali)
ovvero per assicurare un adeguato livello di elasticità opera-
tiva ai programmi di sviluppo Eni. A tal fine Eni mantiene una
riserva di liquidità strategica costituita prevalentemente da
strumenti finanziari a breve termine e alta liquidabilità, privi-
legiando un profilo di rischio molto contenuto. Allo stato at-
tuale, la Società ritiene di disporre di fonti di finanziamento
adeguate a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie, at-
traverso la disponibilità di attivi finanziari e di linee di credito
nonché l’accesso, tramite il sistema creditizio e i mercati dei
capitali, a un’ampia gamma di tipologie di finanziamento a
costi competitivi.
Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes,
grazie al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capi-
tali fino a €20 miliardi; al 31 dicembre 2021 il programma
risulta utilizzato per circa €16,4 miliardi (di cui Eni SpA €14,1
miliardi).
Standard & Poor’s assegna ad Eni il rating A- con outlook
Stable per il debito a lungo termine e A-2 per il debito a bre-
ve; Moody’s assegna ad Eni il rating Baa1 con outlook Sta-
bile 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 le-
gato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al
rating sovrano dell’Italia. A tale proposito, sulla base delle
metodologie utilizzate dalle agenzie di rating, un downgrade
del rating sovrano italiano può ripercuotersi sul rating delle
società emittenti italiane, tra cui Eni. Nel corso del 2021 S&P
ha rivisto l’outlook di Eni da Negativo a Stabile.
A maggio 2021 Eni ha collocato due emissioni obbligazio-
narie subordinate ibride del valore nominale complessivo di
2 miliardi di euro, che si aggiungono a quelle già emesse ad
ottobre 2020 del valore complessivo di 3 miliardi di euro. Si
tratta di strumenti perpetui con opzioni di rimborso anticipa-
to a favore dell’emittente che a fini IFRS sono considerati al
100% Equity. Le agenzie di rating assegnano alle obbligazio-
ni un rating di Baa3 / BBB / BBB (Moody’s / S&P / Fitch) ed
un “equity credit” del 50%.
Nell’ambito del programma di Euro Medium Term Notes, a
giugno 2021 Eni ha emesso un bond sustainability-linked del
valore complessivo di €1,0 miliardo. Tale bond rappresenta
la prima emissione obbligazionaria sustainability-linked del
settore ed è collegata al raggiungimento di obiettivi di soste-
nibilità relativi a Net Carbon Footprint upstream (Scope 1 e
2) e capacità installata per la produzione di energia elettrica
da fonti rinnovabili.
Al 31 dicembre 2021, Eni SpA dispone di linee di credito un-
committed non utilizzate a breve termine di €6.073 milio-
ni. Le linee di credito committed totali sono pari a €5.000
milioni, di cui non utilizzate per €2.800 milioni, interamente
scadenti oltre 12 mesi; i relativi contratti prevedono interessi
e commissioni di mancato utilizzo, negoziati sulla base delle
normali condizioni di mercato.
410
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Anni di scadenza
(€ milioni)
2022 2023 2024 2025 2026 Oltre Totale
31.12.2021
Passività nanziarie a lungo termine e quote a breve
1.369
4.211
2.184
2.072
2.991
9.235
22.062
Passività nanziarie a breve termine
5.866
5.866
Passività per beni in leasing
375 318 255 244 198 924 2.314
Passività per strumenti nanziari derivati
15.220
1.633
162
3
22
46
17.086
22.830
6.162
2.601
2.319
3.211
10.205
47.328
Interessi su debiti nanziari
395 386 313 291 235 788 2.408
Interessi su passività per beni in leasing
67
57
48
41
33
118
364
462
443
361
332
268
906
2.772
Anni di scadenza
(€ milioni)
2021 2022 2023 2024 2025 Oltre Totale
31.12.2020
Passività nanziarie a lungo termine e quote a breve
1.661
2.285
3.446
2.034
2.222
10.166
21.814
Passività nanziarie a breve termine
3.929
3.929
Passività per beni in leasing
407
311
300
241
230
1.075
2.564
Passività per strumenti nanziari derivati
1.248
143
39
1
64
139
1.634
7.245
2.739
3.785
2.276
2.516
11.380
29.941
Interessi su debiti nanziari
446
387
376
303
279
972
2.763
Interessi su passività per beni in leasing
85
67
56
47
39
149
443
531
454
432
350
318
1.121
3.206
Anni di scadenza
(€ milioni)
2022 2023-2026 Oltre Totale
31.12.2021
Debiti commerciali
8.770
8.770
Altri debiti e anticipi
751
31
39
821
9.521 31 39 9.591
Anni di scadenza
(€ milioni)
2021 2022-2025 Oltre Totale
31.12.2020
Debiti commerciali
3.475
3.475
Altri debiti e anticipi
678
31
27
736
4.153 31 27 4.211
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 nanziari com-
presi i pagamenti per interessi.
PAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI OBBLIGAZIONI CONTRATTUALI
6
In aggiunta ai debiti nanziari e commerciali rappresentati
nello stato patrimoniale, Eni ha in essere un insieme di ob-
bligazioni contrattuali il cui adempimento comporterà l’ef-
fettuazione di pagamenti negli esercizi futuri. Le principali
obbligazioni contrattuali sono relative ai contratti take-or-pay
della Global Gas & LNG Portfolio in base ai quali Eni ha l’obbli-
go di ritirare volumi minimi di gas o di pagare un ammontare
equivalente di denaro con la possibilità di ritirare i volumi sot-
Nella tavola che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e altri debiti:
tostanti negli esercizi successivi. Gli ammontari dovuti sono
stati calcolati sulla base delle assunzioni di prezzo di acqui-
sto del gas e dei servizi formulate nel piano industriale qua-
driennale approvato dalla Direzione Aziendale e per gli eser-
cizi 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.
(6) I pagamenti relativi ai beneci per i dipendenti sono indicati alla nota n. 23 - Fondi per beneci ai dipendenti.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
411
Anni di scadenza
(€ milioni)
2022 2023 2024 2025 2026 Oltre Totale
Costi di abbandono e ripristino siti
(a)
57
89
95
104
183
2.729
3.257
Costi relativi a fondi ambientali
166 126 104 86 41 156
679
Impegni di acquisto
(b)
25.764
19.045
15.882
13.063
10.224
66.504
150.482
- Gas
Take-or-pay
24.806 18.503 15.369 12.623 9.936 66.048
147.285
Ship-or-pay
958
542
513
440
288
456
3.197
Altri impegni, di cui:
2
124
126
Memorandum di intenti Val d'Agri
2 104
106
Altri
20
20
Totale
25.989
19.260
16.081
13.253
10.448
69.513
154.544
(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 rimo-
zione 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.
Anni di scadenza
(€ milioni)
2022
2023
2024
2025
Oltre
Totale
Impegni per progetti committed
559
505
265
153
202
1.684
ALTRE INFORMAZIONI SUGLI STRUMENTI FINANZIARI
Il valore di iscrizione degli strumenti nanziari e i relativi effetti economici e patrimoniali si analizzano come segue:
2021
2020
Proventi (oneri) rilevati a Proventi (oneri) rilevati a
(€ milioni)
Valore di
iscrizione
Conto
economico
Altre componenti
dell’utile
complessivo
Valore di
iscrizione
Conto
economico
Altre componenti
dell’utile
complessivo
Strumenti nanziari derivati:
- Strumenti nanziari derivati non di copertura
(a)
(1.866)
(2.581)
(372)
(393)
- Strumenti nanziari derivati di copertura CFH
(b)
(711) 102 (791) 85 6 702
Strumenti nanziari da detenersi sino alla scadenza:
- Titoli
20
20
Strumenti nanziari destinati al trading:
- Titoli
(c)
5.855
11
5.020
26
Partecipazioni valutate al fair value:
- Partecipazioni minoritarie
11 1 10 (8)
- Altre imprese disponibili per la vendita
…
…
Crediti e debiti e altre attività/passività valutate al costo ammortizzato
- Crediti commerciali e altri crediti
(d)
12.992 (27) 3.756 (33)
- Crediti nanziari
(c)
7.451
844
9.177
(287)
- Debiti commerciali e altri debiti
(e)
(9.521)
(177)
(4.153)
40
- Debiti nanziari
(c)
(28.040) (700) (25.843) (206)
(a) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli “Altri proventi (oneri) operativi” per €2.380 milioni di oneri (oneri per €182 milioni nel 2020) e nei “Proventi (oneri) nanziari” per €201 milioni
di oneri (oneri per €211 milioni nel 2020).
(b) Gli effetti a conto economico della quota inecace sono stati rilevati negli “Altri proventi (oneri) operativi”. Rileva inoltre che i reversal a conto economico sono rilevati nei “Ricavi della gestione ca-
ratteristica” e negli” Acquisti, prestazioni e costi diversi”, oneri per €529 milioni nel 2021 (oneri per €1.131 milioni nel 2020).
(c) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei “Proventi (oneri) nanziari”.
(d) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli “Acquisti prestazioni di servizi e costi diversi” per €76 milioni di oneri (oneri per €9 milioni nel 2020) (svalutazioni al netto degli utilizzi) e
nei “Proventi (oneri) nanziari” per le differenze di cambio da allineamento al cambio di ne esercizio per €49 milioni di proventi (oneri per €24 milioni nel 2020).
(e) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei “Proventi (oneri) nanziari” per le differenze di cambio da allineamento al cambio di ne esercizio.
IMPEGNI PER INVESTIMENTI
Nel prossimo quadriennio Eni SpA (comprensiva delle joint ope-
ration) prevede di effettuare un programma di investimenti tecnici
di circa €3,3 miliardi. Nella tabella che segue sono rappresentati
con riferimento alla data di bilancio gli investimenti relativi ai pro-
getti committed di maggiori dimensioni. Un progetto è considera-
to 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 nalizzazione i contratti di procurement.
412
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Di seguito è indicata la classicazione delle attività e passi-
vità valutate al fair value nello schema di stato patrimoniale
secondo la gerarchia del fair value denita in funzione della
signicatività degli input utilizzati nel processo di valutazio-
ne. In particolare, a seconda delle caratteristiche degli input
utilizzati per la valutazione, la gerarchia del fair value prevede
i seguenti livelli:
INFORMAZIONI SULLE VALUTAZIONI AL FAIR VALUE
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 proce-
dimenti e azioni non determineranno effetti negativi rilevanti
sul bilancio di esercizio. Per una sintesi dei procedimenti più
signicativi riguardanti Eni SpA si rinvia al paragrafo “Garanzie,
impegni e rischi - Contenziosi” delle Note al bilancio consoli-
dato. Per tali contenziosi, come indicato nelle note al bilancio
consolidato, salva diversa indicazione non è stato effettuato al-
cuno stanziamento perché Eni SpA ritiene improbabile un esito
sfavorevole dei procedimenti ovvero perché l’ammontare dello
stanziamento non è stimabile in modo attendibile.
a) Livello 1: prezzi quotati (e non oggetto di modica) su mer-
cati attivi per le stesse attività o passività nanziarie;
b) Livello 2: valutazioni effettuate sulla base di input, differenti
dai prezzi quotati di cui al punto precedente, che, per le attivi-
tà/passività oggetto di valutazione, sono osservabili diretta-
mente (prezzi) o indirettamente (in quanto derivati dai prezzi);
c) Livello 3: input non basati su dati di mercato osservabili.
2021
2020
(€ milioni)
Livello 1
Livello 2
Livello 3
Livello 1
Livello 2
Livello 3
Attività correnti:
Attività nanziarie destinate al trading
5.303 552 4.766 254
Strumenti nanziari derivati non di copertura
5
12.205
2
2
865
Strumenti nanziari derivati di copertura cash ow hedge
391
142
Attività non correnti:
Partecipazioni minoritarie
11
10
Altre attività nanziarie - Titoli
20
20
Strumenti nanziari derivati non di copertura
1.906 303
Strumenti nanziari derivati di copertura cash ow hedge
35
Passività correnti:
Strumenti nanziari derivati non di copertura
3 14.198 1.174
Strumenti nanziari derivati di copertura cash ow hedge
1.019
73
Passività non correnti:
Strumenti nanziari derivati non di copertura
1.783 368
Strumenti nanziari derivati di copertura cash ow hedge
83
19
Nel corso dell’esercizio 2021 non vi sono stati trasferimenti signicativi tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.
In relazione a quanto sopra le attività e passività valutate al fair value al 31 dicembre 2021 di Eni SpA sono classicate:
REGOLAMENTAZIONE IN MATERIA
AMBIENTALE
Si rinvia al paragrafo “Garanzie, impegni e rischi - Regolamen-
tazione in materia ambientale” delle Note al bilancio consolida-
to. Con riferimento allo Schema Europeo di Emissions Trading
(ETS), nell’esercizio 2021, a fronte di 4,51 milioni di tonnellate
di anidride carbonica emessa in atmosfera, sono stati asse-
gnati 2,74 milioni di permessi di emissione. Il decit risultan-
te (1,77 milioni di tonnellate di permessi di emissione) è stato
interamente compensato mediante acquisto di permessi di
emissione sul mercato.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
413
28 RICAVI
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA
(€ milioni)
2021
2020
Ricavi delle vendite e delle prestazioni
Gas naturale
15.339 5.113
Prodotti Petroliferi
13.674
8.348
Energia elettrica e utility
3.883 1.793
GNL
3.196 814
Greggi
731
448
Gestione sviluppo sistemi informatici
109 96
Vettoriamento gas su tratte estere
46 63
Altre vendite e prestazioni
1.280
1.345
38.258 18.020
Variazioni dei lavori in corso su ordinazione
(9) (3)
38.249
18.017
(€ milioni)
2021
2020
Ricavi rilevati a fronte di anticipi e altre passività con la clientela esistenti all'inizio dell'esercizio
(a)
81 152
Ricavi rilevati a fronte di performance obligation soddisfatte o parzialmente soddisfatte in esercizi precedenti
30 (17)
111
135
(a) Per ulteriori informazioni si rinvia alla nota n. 10 - Altre attività e passività
(€ milioni)
2021
2020
Accise su prodotti petroliferi
(8.501) (7.616)
Vendite a gestori di stazioni di servizio per consegne fatturate a titolari di carte di credito e carte prepagate
(1.820) (1.473)
Vendite in conto permuta di prodotti petroliferi, escluse le accise
(449) (313)
Prestazioni fatturate a partner per attività in joint venture
(272) (220)
Ricavi operativi relativi a permute greggi
(194) (85)
Ricavi per operazioni a premio per delizzazione clientela
(7)
(11.236) (9.714)
I ricavi delle vendite e delle prestazioni sono indicati al netto delle seguenti voci:
I ricavi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33 - Rapporti con parti correlate.
Gli altri ricavi e proventi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 33 - Rapporti con parti correlate.
ALTRI RICAVI E PROVENTI
(€ milioni)
2021
2020
Proventi per attività in joint venture
47
31
Locazioni, atti e noleggi
44 36
Plusvalenze da cessioni e da conferimenti
11 14
Indennizzi
1 94
Altri proventi
371 230
474 405
414
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
29 COSTI
ACQUISTI, PRESTAZIONI DI SERVIZI E COSTI DIVERSI
(€ milioni)
2021
2020
Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci
28.526
12.215
Costi per servizi
4.873 4.163
Costi per godimento di beni di terzi
312 181
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri
357
491
Variazioni rimanenze
(1.613) 969
Altri oneri
672 378
33.127
18.397
(€ milioni)
2021 2020
Gas naturale
15.648 4.672
Materie prime, sussidiarie
7.802 4.291
Prodotti
4.375 2.737
Semilavorati
497 328
Materiali e materie di consumo
416 320
a dedurre:
Acquisti per investimenti
(174) (111)
Ricavi recuperi da partner quota costi acquisto per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci
(38) (22)
28.526
12.215
(€ milioni)
2021 2020
Tolling fee per la produzione di energia elettrica
1.129 461
Trasporto e distribuzione di gas naturale
1.123 1.046
Progettazione e direzione lavori
449 487
Manutenzioni
369 337
Consulenze e prestazioni professionali
343 230
Costruzioni, rilievi geologici e geosici e perforazioni
320 330
Trasporti e movimentazioni
284 240
Costi di vendita diversi
203 168
Sviluppo, gestione infrastrutture e applicativi ICT
198 188
Compensi di lavorazione
170 224
Trasporto e distribuzione di energia elettrica
116 127
Viaggi, missioni e altri
90 96
Postali, telefoniche e ponti radio
82 85
Pubblicità, promozione e attività di comunicazione
62 57
Servizi di modulazione e stoccaggio
57 109
Altri
728 685
5.723 4.870
a dedurre:
Servizi per investimenti
(629) (520)
Ricavi recuperi da partner quota costi per servizi
(221) (187)
4.873 4.163
I costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci riguardano:
I costi per servizi riguardano:
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 €115 milioni.
I costi per godimento beni di terzi di €312 milioni compren-
dono royalties su prodotti petroliferi estratti per €184 milioni
(€97 milioni al 31 dicembre 2020).
Gli accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri ammon-
tano a €357 milioni. Le informazioni relative ai fondi rischi e
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
415
(€ milioni)
2021
2020
Salari e stipendi
890
892
Oneri sociali
252 252
Oneri per beneci ai dipendenti
172 106
Costi personale in comando
26
35
Altri costi
75 96
1.415 1.381
a dedurre:
- proventi relativi al personale
(93) (111)
- incrementi di immobilizzazioni per lavori interni
(31) (27)
- ricavi recuperi da partner quota costo lavoro
(5)
(5)
1.286 1.238
oneri sono indicate alla nota n. 22 - Fondi per rischi e oneri,
cui si rinvia.
Gli altri oneri di €672 milioni includono essenzialmente: (i) le
imposte indirette e tasse (€144 milioni); (ii) gli oneri addebi-
tati dal GSE - Gestore Servizi Energetici relativi a differenziali
zonali, gli oneri per transazioni effettuate sulla borsa elettrica
e gli altri oneri di gestione delle attività connesse con la com-
mercializzazione dell’energia elettrica (€48 milioni).
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi verso parti cor-
relate sono indicati alla nota n. 33 - Rapporti con parti correlate.
COSTO LAVORO
Il costo lavoro si analizza come segue:
NUMERO MEDIO DEI DIPENDENTI
Il numero medio dei dipendenti ripartito per categoria è il seguente:
Gli oneri per beneci ai dipendenti sono analizzati alla nota n. 23 - Fondi per beneci ai dipendenti.
Il numero medio dei dipendenti è calcolato come media mensile dei dipendenti per categoria.
2021 2020
Dirigenti
606 613
Quadri
4.538 4.691
Impiegati
5.880 6.050
Operai
972 984
11.996 12.338
L’Assemblea nelle sedute del 13 aprile 2017 e del 13 maggio 2020
ha approvato i Piani di Incentivazione di Lungo Termine 2017-
2019 e 2020-2022, conferendo al Consiglio di Amministrazione
ogni potere necessario per l’attuazione dei Piani e autorizzando lo
stesso a disporre no a un massimo di 11 milioni di azioni proprie
al servizio del Piano 2017-2019 e di 20 milioni di azioni proprie al
servizio del Piano 2020-2022. I Piani di Incentivazione di Lungo
Termine prevedono tre attribuzioni di azioni ordinarie ciascuno
(rispettivamente, negli anni 2017, 2018 e 2019 e negli anni 2020,
2021 e 2022) e sono destinati all’Amministratore Delegato di Eni e
ai dirigenti di Eni e delle sue società controllate rientranti nell’am-
bito delle “risorse manageriali critiche per il business”, individuate
tra coloro che occupano le posizioni più direttamente responsabili
PIANI DI INCENTIVAZIONE DEI DIRIGENTI CON AZIONI ENI
dei risultati aziendali o che sono di interesse strategico, compresi
i dirigenti con responsabilità strategiche. I Piani prevedono l’as-
segnazione di azioni Eni a titolo gratuito ai beneciari al termine
di un periodo di vesting triennale a condizione che gli stessi sia-
no rimasti in servizio. Coerentemente alla natura sostanziale di
retribuzione, ai sensi delle disposizioni dei principi contabili inter-
nazionali, il costo dei piani è determinato con riferimento al fair
value degli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azio-
ni da assegnare al termine del vesting period; il costo è rilevato
pro rata temporis lungo il vesting period. Con riferimento al Piano
2017-2019, il numero di azioni che verrà assegnato a scadenza
dipende: (i) per il 50%, dall’andamento del Total Shareholder Re-
turn (TSR) del titolo Eni, rapportato al TSR dell’indice FTSE Mib
416
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
di Borsa Italiana, confrontato con quello registrato da un gruppo
di competitors di Eni (“Peers Group”)
7
rapportato anch’esso con
il TSR delle rispettive borse valori di riferimento
8
; e (ii) per il 50%,
dalla variazione percentuale annuale del Net Present Value (NPV)
delle riserve certe confrontata con l’analoga variazione di ciascu-
na società del Peer Group. Con riferimento al Piano 2020-2022, il
numero di azioni che verrà assegnato a scadenza dipende: (i) per
il 25%, da un obiettivo di mercato di tipo relativo connesso al Total
Shareholder Return (TSR) triennale misurato dalla differenza, nel
triennio, tra il TSR del Titolo Eni e il TSR dell’indice FTSE Mib di
Borsa Italiana, corretto per l’indice di correlazione di Eni, confron-
tata con le analoghe differenze registrate per ciascuna società di
un gruppo di competitors di Eni (“Peer Group”); (ii) per il 20% da un
obiettivo industriale di tipo relativo misurato in termini di valore
unitario annuale ($/boe) del Net Present Value delle riserve certe
(NPV), confrontato con gli analoghi valori registrati per le società
del Peer Group, con risultato nale pari alla media dei risultati
annuali nel triennio; (iii) per il 20% da un obiettivo economico/-
nanziario di tipo assoluto misurato dal Free Cash Flow organico
(FCF) cumulato nel triennio di riferimento, consuntivato rispetto
all’omologo valore cumulato previsto nei primi 3 anni del Piano
Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell’anno
di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance.
La consuntivazione del FCF viene effettuata al netto degli effetti
delle variabili esogene, in applicazione di una metodologia di ana-
lisi degli scostamenti predeterminata e approvata dal Comitato
Remunerazione, allo scopo di valorizzare l’effettiva performance
aziendale derivante dall’azione del management; (iv) per la restan-
te parte (35%) da un obiettivo di sostenibilità ambientale e transi-
zione energetica articolato in tre obiettivi triennali di tipo assoluto
e precisamente: (a) per il 15% da un obiettivo di decarbonizzazione
misurato dal valore consuntivato a ne triennio dell’Intensità delle
Emissioni di GHG upstream Scope 1 e Scope 2 equity (tCO
2
eq./
kboe), rispetto all’omologo valore previsto al 3° anno del Piano
Strategico approvato dal Consiglio di Amministrazione nell’anno
di attribuzione e mantenuto invariato nel periodo di performance;
(b) per il 10% da un obiettivo di transizione energetica misurato
a ne triennio in termini di Megawatt di capacità installata di ge-
nerazione elettrica da fonti rinnovabili rispetto all’omologo valore
previsto al 3° anno del Piano Strategico approvato dal Consiglio di
Amministrazione nell’anno di attribuzione e mantenuto invariato
nel periodo di performance; (c) per il 10% da un obiettivo di eco-
nomia circolare misurato in termini di stato avanzamento a ne
triennio di tre progetti rilevanti rispetto allo stato avanzamento
previsto al 3° anno del Piano Strategico approvato dal Consiglio di
Amministrazione nell’anno di attribuzione e mantenuto invariato
nel periodo di performance.
In base all’andamento dei parametri di performance sopra indica-
ti, il numero di azioni che saranno offerte a titolo gratuito dopo tre
anni dall’attribuzione potrà essere compreso tra lo 0% e il 180%
del numero delle azioni attribuite inizialmente; il 50% delle azioni
che saranno effettivamente assegnate a ciascun beneciario in
servizio sarà sottoposto ad una clausola di lock-up che ne im-
pedisce il trasferimento per un anno dalla data di assegnazione.
Alla grant date sono state attribuite complessivamente da parte
di Eni: (i) nel 2021, n. 2.365.581 azioni; il fair value medio pondera-
to di tali azioni alla medesima data è pari a 8,15 euro per azione;
(ii) nel 2020, n. 2.922.749 azioni; il fair value medio ponderato di
tali azioni alla medesima data è pari a 4,67 euro per azione; (iii)
nel 2019, n. 1.759.273 azioni; il fair value medio ponderato di tali
azioni alla medesima data è pari a 9,88 euro per azione.
La determinazione del fair value è stata operata adottando ap-
propriate tecniche di valutazione avuto riguardo ai differenti para-
metri di performance previsti dai piani (con riferimento al Piano
2017-2019, metodo stocastico per la componente del piano af-
ferente al TSR e modello Black-Scholes per la componente af-
ferente al NPV delle riserve; con riferimento al Piano 2020-2022
metodo stocastico) tenendo conto, essenzialmente, del valore
del titolo Eni alla data di attribuzione (€11,642 e €12,164 a se-
conda della grant date per l’attribuzione 2021; €5,885 e €8,303
a seconda della grant date per l’attribuzione 2020; €13,714, per
l’attribuzione 2019), ridotto dei dividendi attesi nel vesting period
(7,1% e 7,4% per l’attribuzione 2021, 7,1% e 10,0% per l’attribuzio-
ne 2020 e 6,1% per l’attribuzione 2019 del prezzo dell’azione alla
data di attribuzione), considerando la volatilità del titolo (44% e
45% per l’attribuzione 2021; 41% e 44% per l’attribuzione 2020;
19% per l’attribuzione 2019), le previsioni relative all’andamento
dei parametri di performance, nonché il minor valore attribuibile
alle azioni caratterizzate dal vincolo di cedibilità al termine del ve-
sting 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 €13,4 milioni (€5,4 milioni nel
2020) con contropartita alle riserve di patrimonio netto.
I compensi spettanti a soggetti che hanno il potere e la re-
sponsabilità della pianificazione, direzione e controllo della
Società e quindi gli amministratori esecutivi e non, i Dirigenti
con responsabilità strategiche (c.d. key management per-
COMPENSI SPETTANTI AL KEY MANAGEMENT PERSONNEL
sonnel) in carica nel corso dell’esercizio ammontano (inclusi
i contributi e gli oneri accessori) a €42 milioni e €54 milioni
rispettivamente per il 2021 e il 2020 e si analizzano come
segue:
(7) Il Peer Group è composto dalle seguenti società: Apache, BP, Chevron, ConocoPhillips, Equinor, ExxonMobil, Marathon Oil, Occidental, Royal Dutch Shell e Total.
(8) La condizione di performance connessa con il TSR ai sensi dei principi contabili internazionali rappresenta una c.d. market condition.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
417
I compensi spettanti agli amministratori ammontano a
€10,13 milioni e i compensi spettanti ai sindaci ammontano
a €401 mila (art. 2427, n.16 del Codice civile). Questi com-
pensi riguardano gli emolumenti e ogni altra somma avente
COMPENSI SPETTANTI AGLI AMMINISTRATORI E SINDACI
natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuta per lo
svolgimento della funzione che abbiano costituito un costo
per la Società, anche se non soggetti all’imposta sul reddito
delle persone fisiche.
(€ milioni)
2021
2020
Salari e stipendi
26 25
Beneci successivi al rapporto di lavoro
2 2
Altri beneci a lungo termine
14 11
Indennità per cessazione rapporto di lavoro
16
42
54
30 PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
(€ milioni)
2021
2020
Proventi (oneri) nanziari:
Proventi nanziari
2.049 2.213
Oneri nanziari
(2.066)
(2.749)
Proventi (oneri) netti su attività nanziarie destinate al trading
11 26
(6) (510)
Strumenti nanziari derivati
(201)
211
(207) (299)
(€ milioni)
2021 2020
Proventi (oneri) nanziari correlati all'indebitamento nanziario netto:
Interessi e altri oneri su prestiti obbiligazionari
(406) (427)
Interessi e altri oneri verso banche e altri nanziatori
(91)
(88)
Interessi passivi su passività per beni in leasing
(76) (88)
Interessi attivi su depositi e c/c
6 6
Proventi (oneri) su attività nanziarie destinate al trading
11
26
Interessi e altri proventi su crediti nanziari non strumentali all'attività operativa
67 67
Commissioni mancato utilizzo linee di credito
(8) (8)
(497)
(512)
Differenze attive (passive) di cambio:
Differenze attive realizzate
1.544 1.460
Differenze attive da valutazione
302 573
Differenze passive realizzate
(1.258) (1.492)
Differenze passive da valutazione
(250) (706)
338 (165)
Altri proventi (oneri) nanziari:
Oneri nanziari connessi al trascorrere del tempo
(a)
(19) (34)
Interessi e altri proventi su crediti nanziari strumentali all'attività operativa
102
130
Commissioni per servizi nanziari
24 24
Oneri correlati ad operazioni di factoring
(3) (3)
Altri proventi
8 9
Altri oneri
(12) (18)
100 108
Oneri nanziari imputati all'attivo patrimoniale
53 59
(6) (510)
(a) La voce riguarda l’incremento dei fondi rischi ed oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio.
I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:
418
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Gli strumenti finanziari derivati, negativi di €201 milioni,
sono indicati alla nota n. 24 - Strumenti finanziari derivati e
hedge accounting.
I proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono indicati
alla nota n. 33 - Rapporti con parti correlate.
31 PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
I proventi (oneri) su partecipazioni si analizzano come segue:
I proventi su partecipazioni si analizzano come segue:
(€ milioni)
2021
2020
Dividendi
6.006
8.914
Plusvalenze nette da vendite
21
Altri proventi
2.281
5
Totale proventi
8.308 8.919
Svalutazioni e altri oneri
(1.390) (2.400)
6.918 6.519
(€ milioni)
2021
2020
Dividendi
Eni International BV
5.225
7.990
Eni Plenitude SpA Società Benet (ex Eni gas e luce SpA Società Benet)
185
150
EniPower SpA
164
92
Eni Global Energy Markets SpA
145
Trans Tunisian Pipeline Company SpA
70 157
Eni Insurance DAC
57 65
Eni Trade & Biofuels SpA
56
Ecofuel SpA
24 30
Rafferia di Gela SpA
19
Transmediterranean Pipeline Co Ltd
18 8
Eni Finance International SA
11 29
Eni International Resources Ltd
9 24
Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA
8
Norpipe Terminal Holdco Ltd
5
4
Transmed SpA
4
5
Eni Fuel SpA
4
3
LNG Shipping SpA
2
6
Eni Trading & Shipping SpA - in liquidazione
186
Eni Angola SpA
134
Floaters SpA
28
Saipem SpA
3
6.006
8.914
Plusvalenze nette da vendite
Unión Fenosa Gas SA
21
21
Altri proventi
Ripresa di valore Eni Investments Plc
910
Ripresa di valore Eni Petroleum Co Inc
747
Ripresa di valore Eni Angola SpA
355
Ripresa di valore Unión Fenosa Gas SA
200
Ripresa di valore Eni Mediterranea Idrocarburi SpA
53
Ripresa di valore Floaters SpA
10
Utilizzo Fondo coperura perdite Eni Mediterranea Idrocarburi SpA
6
Altri proventi
5
2.281
5
Totale proventi
8.308
8.919
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
419
(€ milioni)
2021
2020
IRES
(1) 66
IRAP
(19) (2)
Addizionale Legge n. 7/09
(97)
Totale imposte correnti
(117) 64
Imposte differite
4 (76)
Imposte anticipate
(a)
473 (660)
Totale imposte differite e anticipate
477 (736)
Totale imposte estere
(6) (13)
Totale imposte sul reddito di Eni SpA
354 (685)
Imposte correnti relative alla joint operation
(2)
(2)
Imposte anticipate (differite) relative alla joint operation
43 59
Totale imposte sul reddito joint operation
41 57
395 (628)
(a) Per il commento alle imposte anticipate si rinvia alla nota n. 17 - Attività per imposte anticipate.
Le svalutazioni e gli altri oneri si analizzano come segue:
(€ milioni)
2021 2020
Svalutazioni
Saipem SpA
510 291
Versalis SpA
454 471
Eni España Comercializadora de Gas SAU
95
LNG Shipping SpA
29 12
Raneria di Gela SpA
34
EniProgetti SpA
21 17
Eni Mozambico SpA
15 9
EniServizi SpA
3 2
Servizi Aerei SpA
1 12
Società Petrolifera Italiana SpA
1 1
Eni Timor Leste SpA
1
Eni Investments Plc
620
Eni Petroleum Co Inc
457
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA
213
Eni Rewind SpA
190
Unión Fenosa Gas SA
85
Agenzia Giornalistica Italia SpA
6
Eni New Energy SpA
6
Eni West Africa SpA
1
Altre minori
1
1
1.165 2.394
Altri oneri
Perdite su partecipazione Eni Rewind SpA
209
Perdite su partecipazione EniProgetti SpA
9
Perdite su partecipazione Raneria di Gela SpA
4
Perdite su partecipazione Eni Mediterranea Idrocarburi SpA
6
Altri oneri
3
225 6
Totale oneri
1.390
2.400
32 IMPOSTE SUL REDDITO
Le imposte sul reddito si analizzano come segue:
420
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
L’ultimo esercizio denito da Eni SpA con gli uci scali è quel-
lo chiuso al 31 dicembre 2015. Per effetto delle previsioni dei
cosiddetti provvedimenti COVID, in ultimo la Legge 26 febbraio
2021 n. 21, gli atti di accertamento relativi all’IRES, IRAP e IVA
per l’esercizio 2015 possono essere noticati no al 28 feb-
braio 2022. Per effetto dell’allungamento dei termini ordinari di
2021
2020
(€ milioni)
Aliquota Imposta Aliquota Imposta
Utile prima delle imposte
7.280 24,00% 1.747 2.235 24,00% 536
Differenza tra valore e costi della produzione
569 4,96% 28 (3.985) 4,96%
Aliquota teorica
24,39% 24,00%
Effetto delle variazioni in aumento (diminuzione) rispetto all'aliquota teorica:
- dividendi esclusi da tassazione
-19,05% -91,00%
- cessioni pex
-0,06%
- perdite scali società consolidate
-1,52% 1,90%
- valutazione partecipazioni
-3,00% 25,72%
- valutazione anticipate
-7,84% 71,15%
- perdita scale per imposte passati esercizi
-0,04% -2,13%
- addizionale IRES Legge 7/2009
1,33%
- altre variazioni
0,36%
-1,54%
Aliquota effettiva
-5,43%
28,10%
33 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’im-
piego di mezzi nanziari con le imprese controllate, collegate
e joint venture, come meglio specicato nel prosieguo;
b) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre
società controllate dallo Stato italiano, come meglio spe-
cificato nel prosieguo;
c) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con società
correlate a Eni SpA per il tramite di alcuni componenti
del Consiglio di Amministrazione. La maggior parte di tali
operazioni sono esenti dall’applicazione della normativa
interna Eni “Operazioni con interessi degli amministratori
e sindaci e Operazioni con Parti Correlate”, emanata in at-
tuazione 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, rife-
ribili a Eni SpA, che perseguono iniziative di carattere
umanitario, culturale e scientifico e i contributi versati
ai fondi pensione. In particolare nel corso del 2021 con:
(i) Eni Foundation, costituita senza scopo di lucro e con
l’obiettivo di perseguire esclusivamente finalità di soli-
darietà sociale ed umanitaria nei settori dell’assistenza,
della sanità, dell’educazione, della cultura e dell’ambiente,
nonché della ricerca scientifica e tecnologica (€3 milioni);
(ii) Fondazione Eni Enrico Mattei (FEEM), costituita con lo
scopo di contribuire, attraverso studi, ricerche e iniziative
di formazione e informazione, all’arricchimento delle co-
noscenze sulle problematiche riguardanti l’economia, l’e-
nergia e l’ambiente su scala locale e globale (€5 milioni);
(iii) fondo pensione dirigenti (€23 milioni).
Tutte le operazioni sono state compiute nell’interesse della
Società e, ad eccezione delle operazioni con gli enti che per-
seguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scien-
tifico, fanno parte dell’ordinaria gestione.
decadenza dell’accertamento introdotti dalla Legge 208/2015,
il termine per la notica degli atti di accertamento del 2016
scade il 31 dicembre 2022.
L’analisi della differenza tra l’aliquota teorica e l’aliquota effettiva
di Eni SpA, inclusiva delle joint operation è di seguito analizzata:
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
421
31.12.2021
2021
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 13.903 10
Agip Karachaganak BV
5 1 3.051 11 1
Aldro Energía y Soluciones SLU
85
Ecofuel SpA
6 9 32 4 133
Eni Abu Dhabi BV
6 2 48.559 28 2
Eni Abu Dhabi Rening & Trading BV
3.532
Eni Algeria Exploration BV
6 1 95 10
Eni Angola Exploration BV
4 81 8
Eni Angola SpA
37 2.998 71
Eni Austria GmbH
11 12 107
Eni Deutschland GmbH
102 2 7 713 13
Eni España Comercializadora De Gas SAU
92 2 10 54 28 803 6 (158)
Eni Finance International SA
2 60 36 3
Eni Fuel SpA
761 34 57 2.194 12
Eni gas & power France SA
323
212
289
98
1.192
(123)
Eni Global Energy Markets SpA
2.890 2.455 10.143 11.889 1.959 5.893 (2.091)
Eni Hewett Limited
130
Eni Indonesia Limited
6
14
6
34
87
Eni Insurance Designated Activity Company
1 57 1 34
Eni International BV
1 177 2
Eni Lasmo plc
571
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA
33 61 25 94 281
Eni México, S.de RL de CV
14 224 42
Eni Muara Bakau BV
6
13
11
134
Eni North Africa BV
9 14 23 26 115
Eni Petroleum Co. Inc.
12 1 163 21 3
Eni Petroleum US LLC
403
Eni Plenitude SpA Società Benet (ex Eni gas e
luce SpA Società Benet)
449 18 3.918 4.653 1.121 2.455 (1.169)
Eni Rewind SpA
27 151 838 54 325
Eni Suisse SA
17 1 177 3
Eni Trade & Biofuels SpA
495
1.491
5
3
2.793
2.463
9.612
(1)
Eni Trading & Shipping Inc
721
Eni UK Limited
12 2 143 27 5
Eni ULX Limited
264
Eni US Operating Co. Inc.
618
Eni USA Gas Marketing LLC
1.275
EniPower Mantova SpA
20
64
6
21
211
EniPower SpA
61 227 10 114 821
EniProgetti SpA
10 39 12 23 99
EniServizi SpA
17
22
11
48
123
Ieoc Production BV
24 2 76 2
LNG Shipping SpA
12 2 30 18 89
Nigerian Agip Oil Company Limited
42
72
44
-
Raneria di Gela SpA
37 40 68 80 177
Trans Tunisian Pipeline Company SpA
11 16 153
Versalis France SAS
95
Versalis SpA
269 25 1 160 867 87
Altre*
148 76 551 391 186
5.982
4.785
14.349
16.924
85.064
18.136
12.714
(3.542)
ESERCIZIO 2021
L’analisi dei rapporti di natura commerciale e diversa con le imprese controllate, collegate e joint venture e con altre società con-
trollate dallo Stato è la seguente:
422
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
31.12.2021 2021
Denominazione
(€ milioni)
Crediti
e altre
attività
Debiti
e altre
passività
Derivati
attivi
Derivati
Passivi Garanzie Ricavi
(a)
Costi
(b)
Altri
proventi
(oneri)
operativi
Imprese collegate e joint venture
Angola LNG Ltd
65
Angola LNG Supply Services LLC
179
Società EniPower Ferrara Srl
12 65 5 20 187
Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA
6 396 18 12
Vår Energi AS
21 109 293 41 596
Altre*
80 59 13 85 142
119 629 490 164 1.002
Imprese controllate dallo Stato
Gruppo Snam
153 151 139 1.013
GSE - Gestore Servizi Elettrici
156 64 2.073 636
Gruppo Terna
20 5 7 14 50 4
Altre imprese a controllo statale*
6 17 9 59
335
237
7
2.235
1.758
4
Fondi pensione, fondazioni e altri soggetti
correlati
2 31
6.436
5.653
14.349
16.931
85.554
20.535
15.505
(3.538)
(a) I ricavi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti i proventi relativi al personale in comando.
(b) I costi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti al lordo delle quote capitalizzate e del costo per personale in comando.
(*) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
423
31.12.2020 2020
Denominazione
(€ milioni)
Crediti
e altre
attività
Debiti
e altre
passività
Derivati
attivi
Derivati
Passivi Garanzie Ricavi
(a)
Costi
(b)
Altri
proventi
(oneri)
operativi
Imprese controllate
Agip Caspian Sea BV
3 12.834 11
Agip Karachaganak BV
4 2.816 12 1
Ecofuel SpA
1 4 11 4 114
Eni Abu Dhabi BV
5 2 44.827 21 2
Eni Abu Dhabi Rening & Trading B.V.
3.260
Eni AEP Ltd
101
Eni Algeria Exploration BV
9 1 98 14
Eni Angola SpA
35 1 2.806 68
Eni Austria GmbH
7 15 74
Eni Deutschland GmbH
93 2 12 489 22
Eni Finance International SA
1 79 175 2
Eni France Sàrl
2 54 16
Eni Fuel SpA
180 27 54 601 8
Eni Gas & Power France SA
127 70 504
Eni gas e luce SpA
245 9 208 250 659 1.523 (42)
Eni Hewett Ltd
64
Eni Insurance Designated Activity Company
69 7 75 95 41
Eni International BV
1 163 2
Eni Lasmo PLC
527
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA
25 29 20 76 158
Eni México S. de RL de CV
14 1 178 37
Eni Mozambique Engineering Ltd
3 3 7 67
Eni Muara Bakau BV
46 43 11 102
Eni North Africa BV
15 5 21 35 74
Eni Petroleum Co. Inc.
7 2 151 15 8
Eni Petroleum US LLC
372
Eni Rewind SpA
25 130 847 46 293
Eni Suisse SA
8 1 115 5
Eni Trade & Biofuels SpA (ex Eni Energia Srl)
178
Eni Trading & Shipping Inc.
480
Eni Trading & Shipping SpA
748 1.027 771 995 2.702 2.251 4.127 (576)
Eni ULX Ltd
265
Eni US Operating Co. Inc.
646
Eni USA Gas Marketing Llc
1.177
Eni Venezuela BV
4 72 127
EniPower Mantova SpA
17 24 6 13 83
EniPower SpA
63 74 10 94 363
EniProgetti SpA
13 78 10 19 117
EniServizi SpA
18 17 14 42 123
Ieoc Production BV
29 3 74 1
Nigerian Agip Oil Company Ltd
36 67 53
Raneria di Gela SpA
8 10 68 30 136
Trans Tunisian Pipeline Company SpA
5 14 107
Versalis France SAS
95
Versalis SpA
120 16 1 150 516 76 15
Altre*
198 89 600 424 176
2.184 1.619 1.058 1.421 76.503 7.366 6.331 (603)
ESERCIZIO 2020
424
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
31.12.2020 2020
Denominazione
(€ milioni)
Crediti
e altre
attività
Debiti
e altre
passività
Derivati
attivi
Derivati
Passivi Garanzie Ricavi
(a)
Costi
(b)
Altri
proventi
(oneri)
operativi
Imprese collegate e joint venture
Angola LNG Supply Services LLC
165
Gruppo Saipem
1 21 509 6 15
Società EniPower Ferrara Srl
3 19 6 8 85
Società Oleodotti Meridionali SpA - SOM SpA
3 399 20 15
Unión Fenosa Gas SA
57 1
Vår Energi AS
20 25 279 32 97
Altre*
20 6 2 75 53
47
470
1.018
142
265
Imprese controllate dallo Stato
Gruppo Snam
182 209 27 1.011
GSE - Gestore Servizi Energetici
20 21 548 236
Gruppo Terna
20 11 1 1 9 55 8
Altre imprese a controllo statale *
7 22 12 59
229 263 1 1 596 1.361 8
Fondi pensione, fondazioni e altri soggetti correlati
3 35
2.460 2.355 1.059 1.422 77.521 8.104 7.992 (595)
(a) I ricavi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti i proventi relativi al personale in comando.
(b) I costi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti al lordo delle quote capitalizzate e del costo per personale in comando.
(*) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
425
I rapporti più signicativi con le imprese controllate, collegate
e joint venture riguardano:
} l’acquisto di greggio da Eni Trade & Biofuels SpA e da Eni
Mediterranea Idrocarburi SpA sulla base dei corrispettivi
legati alle quotazioni dei greggi di riferimento sui mercati
internazionali riconosciuti;
} la fornitura di prodotti petroliferi a società italiane control-
late (tra le principali Eni Fuel SpA, Eni Mediterranea Idrocar-
buri SpA, Eni Trade & Biofuels SpA, Versalis SpA), nonché
di greggi a Eni Deutschland GmbH e prodotti petroliferi a
controllate estere (tra le principali Eni Austria GmbH ed Eni
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
Plenitude SpA Società Benet - ex Eni gas e luce SpA, Eni
Global Energy Markets SpA, Versalis SpA,) e all’estero (Eni
Gas & Power France SA, Eni España Comercializadora de
Gas SAU) sulla base di corrispettivi legati all’andamento dei
principali prodotti energetici;
} la fornitura di energia elettrica e vapore a società controllate
(Eni Plenitude SpA Società Benet - ex Eni gas e luce SpA,
EniPower SpA, Versalis SpA);
} l’acquisto di gas e GNL da società controllate e collegate
(tra le principali Eni Mediterranea Idrocarburi SpA, Eni North
Africa BV, Eni Muara Bakau BV, Eni Global Energy Markets
SpA, Eni Indonesia Limited, Angola LNG Ltd e Vår Energi AS)
sulla base di corrispettivi legati all’andamento dei principali
prodotti energetici;
} l’acquisizione di servizi di ingegneria da EniProgetti SpA;
} l’acquisto di carburante per aviazione da Eni Deutschland
GmbH sulla base di corrispettivi legati alle quotazioni del
prodotto sui mercati internazionali riconosciuti;
} la fornitura di servizi specialistici nel campo dell’upstream
petrolifero a società controllate e collegate (tra le principali
Ieoc Production BV, Eni Angola SpA, Eni México S. De R.L.,
Nigerian Agip Oil Company Ltd e Eni North Africa BV) fattu-
rati sulla base dei costi sostenuti;
} l’acquisizione di servizi di trasporto gas all’estero da Trans
Tunisian Pipeline Company SpA;
} l’acquisto di prodotti petrolchimici da Ecofuel SpA sulla
base di corrispettivi legati alle quotazioni sui mercati inter-
nazionali riconosciuti dei prodotti;
} l’acquisizione di vapore ed energia elettrica e titoli ambienta-
li da EniPower SpA e di energia elettrica da EniPower Manto-
va Spa e Società EniPower Ferrara Srl;
} l’acquisizione del servizio di cabotaggio (via mare) di pro-
dotti da Eni Trade & Biofuels SpA e LNG Shipping SpA;
} il riconoscimento a Eni Rewind SpA degli oneri ambientali
sostenuti a fronte di garanzie rilasciate all’atto della cessio-
ne delle partecipazioni in Agricoltura SpA e Singea SpA;
} il contratto di lavorazione per la produzione di biocarburan-
ti con Raneria di Gela SpA rilevati sulla base delle dispo-
sizioni dell’IFRS16;
} il contratto di tolling con le società EniPower SpA ed Eni-
Power Mantova SpA che prevede la consegna in conto la-
vorazione del gas e la messa a disposizione dell’energia
elettrica rilevati sulla base delle disposizioni dell’IFRS16;
} gli anticipi ricevuti da Società Oleodotti Meridionali 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 Designated Acti-
vity Company). In particolare, i rapporti con EniServizi SpA
che svolge servizi generali quali la gestione di immobili, la
ristorazione, la guardiania, l’approvvigionamento dei beni
non strategici 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 Plenitude SpA Società Benet (ex Eni gas e luce SpA), Eni
España Comercializadora de Gas SAU ed Eni Gas & Power
France SA.
I rapporti più signicativi con le imprese controllate dallo Sta-
to riguardano:
} la compravendita di energia elettrica, gas e titoli ambien-
tali, la vendita di prodotti petroliferi e capacità di stoccag-
gio a GSE - Gestore Servizi Energetici per la costituzione
delle scorte specifiche tenute dall’Organismo Centrale di
Stoccaggio Italiano (OCSIT) in accordo al decreto legisla-
tivo n. 249/12, il contributo a copertura degli oneri deri-
vanti dall’espletamento delle funzioni ed attività di OCSIT
e il contributo corrisposto a GSE per la promozione dell’u-
so del biometano e altri biocarburanti avanzati nel settore
dei trasporti;
} l’acquisizione di servizi di dispacciamento e la compraven-
dita di energia elettrica per esigenze di bilanciamento del
sistema sulla base di corrispettivi legati all’andamento dei
principali prodotti energetici e la stipula di contratti deri-
vati su commodity a copertura del rischio di volatilità del
corrispettivo per l’assegnazione dei diritti di utilizzo della
capacità di trasporto con il Gruppo Terna;
} l’acquisizione di servizi di trasporto, di stoccaggio e servizi
di distribuzione dal Gruppo Snam nonché la compravendi-
ta di gas per esigenze di bilanciamento del sistema sulla
base di corrispettivi legati all’andamento dei principali pro-
dotti energetici.
426
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
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:
31.12.2021
2021
Denominazione
(€ milioni)
Crediti
Debiti
Garanzie
Proventi
Oneri
Derivati
Imprese controllate
Banque Eni SA
593 1
Eni Finance International SA
2.483 139 25.797 112 35 108
Eni Finance USA Inc
2.843 1
Eni Fuel SpA
343 3
Eni Global Energy Markets SpA
2.305 256 307 9 14
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA
110 1
Eni New Energy SpA
581 2
Eni Plenitude SpA Società Benet (ex Eni gas
e luce SpA Società Benet)
3 2.293 8 (1)
Eni Rewind SpA
4 1.338 11 11
Eni Trade & Biofuels SpA
75 198 986 20 1
Eni Trading & Shipping Inc
4 143
EniPower Mantova SpA
377 12
EniPower SpA
1.291 2 32
EniProgetti SpA
51 4
Floaters SpA
62
Ieoc SpA
58
LNG Shipping SpA
311 1
Raneria di Gela SpA
290 74 1 1
Serfactoring SpA
139 18 1
Versalis SpA
1.322 7 22 11
Altre*
132 187 48 19 1 (17)
7.978 7.070 30.157 202 82 105
Imprese collegate e joint venture
Damietta LNG (DLNG) SAE
99
Altre*
29 27 1 2
29
27
99
1
2
-
Imprese controllate dallo Stato
Altre imprese a controllo statale*
2
2
8.007
7.099
30.256
203
84
105
(*) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni.
ESERCIZIO 2021
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
427
31.12.2020 2020
Denominazione
(€ milioni) Crediti Debiti Garanzie Proventi Oneri Derivati
Imprese controllate
Banque Eni SA
128
Eni Angola SpA
318 2
Eni Finance International SA
6.915 909 25.659 153 38 (149)
Eni Finance USA Inc
3.044 1
Eni gas e luce SpA
3 97 8
Eni Global Energy Markets SpA (ex Eni Energy
Activities Srl)
61
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA
50 44 1
Eni New Energy SpA
75 1
Eni Rewind SpA
3 1.670 11 9
Eni Trade & Biofuels SpA
97 31 1
Eni Trading & Shipping Inc
4 64
Eni Trading & Shipping SpA
11 829 800 23 2
EniPower Mantova SpA
402 13
EniPower SpA
1.442 1 34
EniProgetti SpA
68 10 1
LNG Shipping SpA
270 1 2
Raneria di Gela SpA
212 93 1 3
Serfactoring SpA
151 1 1
Versalis SpA
1.268 19 21 8 1
Altre*
64 215 26 18 2 5
9.266 6.163 29.656 230 92 (141)
Imprese collegate e joint venture
Gruppo Saipem
138 4
Altre*
35 15 1 2
35 153 1 6
Imprese controllate dallo Stato
Altre imprese a controllo statale *
5
5
9.301
6.321
29.656
231
98
(141)
(*) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni.
ESERCIZIO 2020
Eni provvede alla centralizzazione e copertura dei rischi di
cambio e di tasso di interesse delle società del Gruppo at-
traverso la stipula 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 copertura dei fabbisogni finanziari e all’impiego della li-
quidità del Gruppo. Le condizioni applicate fanno riferimen-
to ai tassi di mercato correnti al momento delle transazioni
(tassi Euribor e cambi Banca Centrale Europea), con spread
coerenti con i livelli di primarie controparti attribuibili alla so-
cietà del Gruppo.
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. 27 - Garanzie, Impegni e rischi.
428
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
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:
31.12.2021 31.12.2020
(€ milioni)
Totale
Entità
correlate Incidenza % Totale
Entità
correlate Incidenza %
Disponibilità liquide ed equivalenti
6.630
593
8,94
8.111
148
1,82
Altre attività nanziarie (correnti)
4.214
4.177
99,12
4.822
4.818
99,92
Crediti commerciali e altri crediti
12.992 6.362 48,97 3.756 2.260 60,17
Altre Attività (correnti)
12.851 12.546 97,63 1.322 963 72,84
Altre Attività nanziarie (non correnti)
3.257
3.237
99,39
4.355
4.335
99,54
Altre Attività (non correnti)
2.057 1.877 91,25 909 296 32,56
Passività nanziarie a breve termine
5.866 5.691 97,02 3.929 3.731 94,96
Quote a breve di passività nanziarie a lungo termine
1.555
-
n.s.
1.848
120
6,49
Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine
383 169 44,13 423 208 49,17
Debiti commerciali e altri debiti
9.521 5.215 54,77 4.153 1.918 46,18
Altre passività (correnti)
16.305 15.139 92,85 2.615 1.550 59,27
Passività nanziarie a lungo termine
20.619 - n.s. 20.066 789 3,93
Passività per beni in leasing a lungo termine
1.939 1.239 63,90 2.157 1.473 68,29
Altre passività (non correnti)
2.892 2.230 77,11 839 309 36,83
2021
2020
(€ milioni)
Totale
Entità
correlate
Incidenza %
Totale
Entità
correlate
Incidenza %
Ricavi della gestione caratteristica
38.249
19.658
51,39
18.017
7.641
42,41
Altri ricavi e proventi
474 125 26,37 405 184 45,43
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
33.127 14.720 44,44 18.397 7.729 42,01
Altri proventi (oneri) operativi
(2.278)
(3.538)
n.s.
(176)
(595)
n.s.
Proventi nanziari
2.049 203 9,91 2.213 231 10,44
Oneri nanziari
2.066 84 4,07 2.749 98 3,56
Strumenti nanziari derivati
(201)
105
n.s.
211
(141)
n.s.
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:
(€ milioni)
2021 2020
Ricavi e proventi
32.773
8.102
Costi e oneri
(31.096) (8.691)
Variazione dei crediti commerciali, diversi ed altre attività
(17.266) 735
Variazione dei debiti commerciali, diversi ed altre passività
18.822
(929)
Interessi
97 152
Flusso di cassa netto da attività operativa
3.330 (631)
Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali
(80) (35)
Variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento
(15)
19
Variazione crediti nanziari
1.923 (469)
Flusso di cassa netto da attività di investimento
1.828 (485)
Variazione debiti nanziari
1.051 (493)
Rimborsi di passività per leasing
(249)
(194)
Flusso di cassa netto da attività di nanziamento
802 (687)
Totale ussi nanziari verso entità correlate
5.960
(1.803)
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
429
L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:
2021
2020
(€ milioni)
Totale
Entità
correlate
Incidenza %
Totale
Entità
correlate
Incidenza %
Flusso di cassa da attività operativa
4.274 3.330 77,91 8.426 (631) n.s.
Flusso di cassa da attività di investimento
(7.408) 1.828 n.s. (7.059) (485) n.s.
Flusso di cassa da attività di nanziamento
1.680
802
47,74
1.994
(687)
n.s.
34 EROGAZIONI PUBBLICHE - INFORMATIVA EX ART. 1, COMMI 125-129, LEGGE N. 124/2017
Ai sensi dell’art. 1, comma 125-bis, della Legge n. 124/2017
e successive modificazioni, di seguito sono indicate le in-
formazioni in merito alle erogazioni ricevute da parte di en-
tità ed enti pubblici italiani, ad esclusione delle società in
controllo pubblico quotate e loro partecipate; inoltre ai sensi
dell’art. 1, comma 126, della medesima legge, applicabile
a Eni SpA in quanto società controllata di diritto o di fatto,
direttamente o indirettamente, dallo Stato, sono indicate an-
che le erogazioni concesse a imprese, persone ed enti pub-
blici e privati italiani ed esteri.
In particolare, non sono oggetto di presentazione: (i) le for-
me di incentivo/sovvenzione ricevute in applicazione di un
regime generale di aiuto a tutti gli aventi diritto; (ii) i corri-
spettivi afferenti a prestazioni di opera/servizi, incluse le
sponsorizzazioni, nonché i vantaggi economici aventi natu-
ra retributiva o risarcitoria; (iii) i rimborsi e le indennità corri-
sposti a soggetti impegnati in tirocini formativi e di orienta-
mento; (iv) i contributi ricevuti per la formazione continua da
parte di fondi interprofessionali costituiti nella forma giuridi-
ca di associazione; (v) i contributi associativi 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 social project connessi con le attività di
investimento operate.
Le erogazioni sono individuate secondo il criterio di cassa
9
.
L’informativa di seguito presentata include le erogazioni di
importo pari o superiore a €10 mila effettuate da un mede-
simo soggetto erogante nel corso del 2021, anche tramite
una pluralità di atti.
Ai sensi delle disposizioni dell’art. 1, comma 125-quinquies del-
la 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.
(9) 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.
430
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Soggetto beneciario
Importo del vantaggio
economico corrisposto (€)
Fondazione Eni Enrico Mattei (FEEM)
(*)
5.125.000
Fondazione Teatro alla Scala
3.088.384
Eni Foundation
2.653.205
Fondazione Giorgio Cini
500.000
Presidio Ospedaliero "Vittorio Emanuele" di Gela
393.255
WEF - World Economic Forum
279.408
Fondazione Campagna Amica
200.000
Ara Pacis Initiative For Peace ONLUS
149.755
Presidio Ospedaliero di Villa d'Agri "Ospedale San Pio da Pietrelcina"
114.660
Croce Rossa di Ancona, Pesaro, Chieti e Pubblica Assistenza città di Ravenna
92.250
Lebanese Armed Forces (LAF)
90.000
Atlantic Council
82.771
World Business Council for Sustainable Development
74.335
La Semente - Società Agricola Cooperativa Sociale
70.000
Council on Foreign Relations
62.331
Associazione Pionieri e Veterani Eni
57.000
Extractive Industries Transparency Initiative (EITI)
51.147
Bruegel
50.000
Cotec - Fondazione per l'Innovazione Tecnologica
50.000
IFRI - Institut Français des Relations Internationales
50.000
Carnegie Endowment for International Peace(CEIP)
42.082
Parrocchia di Santa Barbara - San Donato Milanese
40.000
Aspen Institute Italia
35.000
E4Impact Foundation
35.000
Italiadecide
35.000
Center for Strategic and International Studies
29.349
Global Reporting Initiative
27.500
CENSIS - Fondazione Centro Studi Investimenti Sociali
25.000
Institute for Human Rights and Business (IHRB)
23.452
Associazione CILLA Liguria
21.000
Associazione Amici della Luiss
20.000
Centro Studi Americani
20.000
Scuola materna "Sacro Cuore e Maria Ausiliatrice"
20.000
Parrocchia San Domenico Savio - Gela
20.000
Parrocchia di San Giacomo Maggiore Apostolo - Caviaga
20.000
Ospedale "Santo Spirito" e ASL di Pescara
20.000
Voluntary Principles Association (VPA)
11.339
Harvard University
10.221
Parks - Liberi e Uguali
10.000
Sport Insieme Livorno ONLUS
10.000
TDS - Toscana Disabili Sport ASD
10.000
Associazione di Volontariato e di promozione Sociale Pro Loco Sannazzaro
10.000
(* ) L’ammontare include anche il contributo relativo al protocollo tra Eni e la regione Basilicata.
Di seguito sono indicate le erogazioni concesse relative
essenzialmente a fondazioni, associazioni e altri enti per fi-
nalità reputazionali, di liberalità e di sostegno ad iniziative
benefiche e di solidarietà:
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
431
35 EVENTI ED OPERAZIONI SIGNIFICATIVE NON RICORRENTI
36 POSIZIONI O TRANSAZIONI DERIVANTI DA OPERAZIONI ATIPICHE E/O INUSUALI
37 FATTI DI RILIEVO AVVENUTI DOPO LA CHIUSURA DELL’ESERCIZIO
Nel 2021 e 2020 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti.
Nel 2021 e 2020 non si rilevano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.
Successivamente alla chiusura del bilancio, si evidenzia il provvedimento dell’amministrazione finanziaria italiana, nell’am-
bito del pacchetto di misure adottate dal Governo per contrastare gli effetti economici e umanitari della crisi ucraina, di
introdurre per il 2022 un contributo straordinario a carico delle imprese del settore energetico sull’incremento del saldo tra
le operazioni attive e le operazioni passive, realizzato nel semestre ottobre 2021 - marzo 2022 rispetto al corrispondente
periodo 2020-2021. In considerazione dell’iter di conversione legislativa ancora in corso, della necessità di provvedimenti
attuativi e necessari chiarimenti interpretativi, nonché della indisponibilità di dati completi di comparazione, ad oggi non
risulta possibile effettuare una stima attendibile degli impatti.
432
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Signori Azionisti,
Il Consiglio di Amministrazione Vi propone di:
} approvare il bilancio di esercizio al 31 dicembre 2021 di Eni SpA che chiude con l’utile di 7.674.594.670,59 euro;
} attribuire l’utile dell’esercizio di 7.674.594.670,59 euro, come segue:
• agli Azionisti a titolo di dividendo l’importo di 0,43 euro per ciascuna delle azioni che risulteranno in circolazione alla data
di stacco cedola, escluse le azioni proprie in portafoglio a quella data. Il pagamento del saldo dividendo 2021 di 0,43 euro
sarà effettuato il 25 maggio 2022, con data di stacco il 23 maggio 2022 e “record date” il 24 maggio 2022;
• l’utile dell’esercizio residuo è attribuito alla riserva disponibile.
Il dividendo relativo all’esercizio 2021 si determina tra acconto sul dividendo di 0,43 euro per azione deliberato, in forza della delega
conferita dall’Assemblea degli azionisti del 12 maggio 2021, dal Consiglio di Amministrazione in data 29 luglio 2021, prelevato da
riserva disponibile, e saldo dividendo di 0,43 euro per azione, prelevato dall’utile di esercizio, in 0,86 euro per azione.
17 marzo 2022
per il Consiglio di Amministrazione
La Presidente
Lucia Calvosa
Proposte del Consiglio di Amministrazione
all’Assemblea degli azionisti
433
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 d’esercizio nel corso dell’e-
sercizio 2021.
2. Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio d’esercizio al 31 dicembre 2021 sono state denite e
la valutazione della loro adeguatezza è stata effettuata sulla base delle norme e metodologie denite 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 2021:
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 situa-
zione dell’emittente, unitamente alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui è esposto.
17 marzo 2022
/rma/ Francesco Esposito
Francesco Esposito
Dirigente preposto alla redazione
dei documenti contabili societari
/rma/ Claudio Descalzi
Claudio Descalzi
Amministratore Delegato
434
Allegati
2021
1 RELAZIONE SULLA GESTIONE 1
2 BILANCIO CONSOLIDATO 212
3 BILANCIO DI ESERCIZIO 358
4 ALLEGATI 436
Allegati alle note del bilancio consolidato di Eni SpA al 31 dicembre 2021 438
Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2021 438
Variazionidell'areadiconsolidamentovericatesidell'esercizio 477
Corrispettivi di revisione legale dei conti e dei servizi diversi dalla revisione 480
PARTECIPAZIONI DI ENI SPA
AL 31 DICEMBRE 2021
In conformità a quanto disposto dagli artt. 38 e 39 del D.Lgs.
127/1991edellacomunicazioneConsobn.DEM/6064293del
28luglio2006,sonofornitidiseguitoglielenchidelleimpre-
secontrollate,acontrollocongiuntoecollegatediEniSpAal
31Dicembre2021,nonchédellealtrepartecipazionirilevanti.
Leimpresesonosuddivisepersettorediattivitàe,nell’ambito
diciascunsettorediattività,traItaliaedesteroeinordineal-
fabetico.Perogniimpresasonoindicati:ladenominazione,la
SOCIETÀ CONTROLLATE E A CONTROLLO
CONGIUNTO ASSOGGETTATE A REGIME FISCALE
PRIVILEGIATO
IlDecretoLegislativo29novembre2018,n.241,direce-
pimento della Direttiva UE recante norme contro le prati-
chedielusionefiscale,hamodificatolanozionediStato
oterritorioaregimefiscaleprivilegiatodicuiall’art.47-bis
delD.P.R.22dicembre1986,n.917.Aseguitodellesud-
dettemodificheedellemodificheapportateall’art.167del
D.P.R.22dicembre1986,n.917,ledisposizioniinmateria
diimpreseesterecontrollate,CFC,siapplicanoseisog-
getti controllati non residenti integrano congiuntamente
le seguenti condizioni: a) sono assoggettati a tassazione
sedelegale,lasedeoperativa,ilcapitale,isocielerispettive
percentuali di possesso; per le imprese consolidate è indicata
la percentuale consolidata di pertinenza di Eni; per le imprese
non consolidate partecipate da imprese consolidate è indicato
ilcriteriodivalutazione.Innotaèriportatal’indicazionedelle
partecipazioni con azioni quotate in mercati regolamentati ita-
lianiodialtriPaesidell’UnioneEuropea,lapercentualedivoto
spettantenell’assembleaordinariasediversadaquelladipos-
sesso.Icodicidellevaluteindicatineglielenchisonoconformi
all’InternationalStandardISO4217.
Al31Dicembre2021,leimpresediEniSpAsonocosìripartite:
effettiva inferiore alla metà di quella a cui sarebbero stati
soggetti qualora residenti in Italia; b) oltre un terzo dei pro-
ventirientrainunaopiùdelleseguenticategorie:interessi,
canoni,dividendi,redditidaleasingfinanziario,redditida
attivitàassicurativaebancaria,proventiderivantidapre-
stazione di servizi e compravendita di beni infragruppo con
valore economico aggiunto scarso o nullo. Al 31 dicembre
2021,Enicontrolla5societàchebeneficianodiunregime
fiscale privilegiato.
Lesuddette5societàsonosoggetteadimposizioneinIta-
liaperchéinclusenelladichiarazionedeiredditidiEni.
Nessunasocietàcontrollatachebeneficiadiunregimefi-
scaleprivilegiatohaemessostrumentifinanziarietuttii
bilanci 2021 sono oggetto di revisione contabile.
Allegati alle note del bilancio consolidato
di Eni SpA al 31 dicembre 2021
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
73 202 275
Imprese consolidate joint operation
3 7 10
Partecipazioni di imprese consolidate
(b)
Valutate con il metodo del patrimonio netto
5 33 38 25 54 79
Valutate con il metodo del costo
5 5 10 4 26 30
Valutate con il metodo del fair value
4 22 26
10 38 48 29 80 109 4 22 26
Partecipazioni di imprese non consolidate
Possedute da imprese a controllate
6 6 4 4
Possedute da imprese a controllo congiunto
4 4
6 6 8 8
Totale
83 246 329 32 95 127 4 22 26
(a)Riguardanolepartecipazioniinimpresediversedallecontrollate,controllatecongiunteecollegatesuperiorial2%oal10%delcapitale,rispettivamentesequotateononquotate.
(b)Lepartecipazioniinimpresecontrollatevalutateconilmetododelpatrimonionettoeconilmetododelcostoriguardanoleimpresenonsignicative.
438
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
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
Ministerodell’EconomiaedelleFinanze
Eni SpA
Altri Soci
25,96
4,37
1,83
67,8 4
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Eni Angola SpA
San Donato
Milanese(MI)
Angola
EUR
20.200.000
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 SpA
San Donato
Milanese(MI)
Italia
EUR
100.000
Eni SpA
100,00
100,00
C.I.
Eni Timor Leste SpA
San Donato
Milanese(MI)
Timor Est
EUR
4.386.849
Eni SpA
100,00
100,00
C.I.
Eni West Africa SpA
San Donato
Milanese(MI)
Angola
EUR
1.000.000
Eni SpA
100,00
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)
Egitto
EUR
7.518.000
Eni SpA
100,00
100,00
C.I.
Società Petrolifera Italiana SpA San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 8.034.400 Eni SpA
Soci Terzi
99,96
0,04
99,96 C.I.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(#)SocietàconazioniquotateneimercatiregolamentatiitalianiodialtriPaesidell’UE.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
439
ALL’ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Agip Caspian Sea BV Amsterdam
(Paesi Bassi)
Kazakhstan EUR 20.005 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Agip Energy and Natural
Resources (Nigeria) Ltd
Abuja
(Nigeria)
Nigeria NGN 5.000.000 Eni International BV
EniOilHoldingsBV
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.
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)
Tortola
(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
EniUKHoldingPlc
Eni UK Ltd
99,99
(..)
100,00
C.I.
Burren Shakti Ltd
(1)
Hamilton
(Bermuda)
Regno Unito
USD
213.138
Burren En. India Ltd
100,00
100,00
C.I.
Eni Abu Dhabi BV
(3)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Emirati Arabi
Uniti
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Eni AEP Ltd
Londra
(Regno Unito)
Pakistan
GBP
471.000
Eni UK Ltd
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
EniOilHoldingsBV
100,00
100,00
C.I.
Eni Algeria Production BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Algeria
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Eni Ambalat Ltd
Londra
(Regno Unito)
Indonesia
GBP
1
Eni Indonesia Ltd
100,00
100,00
C.I.
Eni America Ltd
Dover
(USA)
USA
USD
72.000
EniUHLLtd
100,00
100,00
C.I.
Eni Angola Exploration BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Angola
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Eni Angola Production BV Amsterdam
(Paesi Bassi)
Angola EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni Argentina Exploración y
Explotación SA
Buenos Aires
(Argentina)
Argentina ARS 31.997.266 Eni International BV
EniOilHoldingsBV
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.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(1)Societàassoggettataaregimescaleprivilegiatodicuiall’art.167,comma4delD.P.R.22dicembre1986,n.917:ilredditodicompetenzadiGruppoèsoggetto
a tassazione in Italia.
(2)Societànonassoggettataaregimescaleprivilegiatodicuiall’art.167,comma4delD.P.R.22dicembre1986,917:lasocietàoperaconstabileorganizzazionein
Congoedillivellodiimposizionenonèinferioreal50%diquelloitaliano.
(3)Societànonsoggettaaregimescaleprivilegiatodicuiall’art.167,comma4delD.P.R.22dicembre1986,n.917;lasocietàoperaconstabileorganizzazionenegli
EmiratiArabiUnitiedillivellodiimposizionenonèinferioreal50%diquelloitaliano.
440
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
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)
Bahrain EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni BB Petroleum Inc Dover
(USA)
USA USD 1.000 Eni Petroleum Co Inc 100,00 100,00 C.I.
Eni BTC Ltd Londra
(Regno Unito)
Regno Unito GBP 1 Eni International BV 100,00 P.N.
Eni Bukat Ltd Londra
(Regno Unito)
Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I.
Eni Canada Holding Ltd Calgary
(Canada)
Canada USD 3.938.200.001 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni CBM Ltd
Londra
(Regno Unito)
Indonesia
USD
2.210.728
Eni Lasmo Plc
100,00
P.N.
Eni China BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Cina
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Eni Congo SA
Pointe-Noire
(Repubblica
del Congo)
Repubblica
del Congo
USD
17.000.000
EniE&PHoldingBV
Eni Int. NA NV Sàrl
Eni International BV
99,99
(..)
(..)
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
2.008
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Eni Denmark BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Groenlandia
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
P.N.
Eni do Brasil Investimentos
em Exploração e Produção de
Petróleo Ltda
RiodeJaneiro
(Brasile)
Brasile
BRL
1.593.415.000
Eni International BV
EniOilHoldingsBV
99,99
(..)
P.N.
Eni East Ganal Ltd
Londra
(Regno Unito)
Indonesia
GBP
1
Eni Indonesia Ltd
100,00
100,00
C.I.
Eni East Sepinggan Ltd
Londra
(Regno Unito)
Indonesia
GBP
1
Eni Indonesia Ltd
100,00
100,00
C.I.
Eni Elgin/Franklin Ltd
Londra
(Regno Unito)
Regno Unito
GBP
100
Eni UK Ltd
100,00
100,00
C.I.
Eni Energy Russia BV Amsterdam
(Paesi Bassi)
Paesi Bassi EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni Exploration
& Production Holding BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Paesi Bassi EUR 29.832.777,12 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni Gabon SA Libreville
(Gabon)
Gabon XAF 4.000.000.000 Eni International BV 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.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
441
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
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 India Ltd Londra
(Regno Unito)
India GBP 44.000.000 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
(4)
Grand Cayman
(Isole Cayman)
Indonesia
USD
1,01
Eni Indonesia Ltd
100,00
100,00
C.I.
Eni International NA NV Sàrl
Lussemburgo
(Lussemburgo)
Regno Unito
USD
25.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Eni Investments Plc
Londra
(Regno Unito)
Regno Unito
GBP
750.050.000
Eni SpA
Eni UK Ltd
99,99
(..)
100,00
C.I.
Eni Iran BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Iran
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
P.N.
Eni Iraq BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Iraq
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Eni Ireland BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Irlanda
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Eni Isatay BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Kazakhstan
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Eni JPDA 03-13 Ltd
Londra
(Regno Unito)
Australia
GBP
250.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Eni JPDA 06-105 Pty Ltd
Perth
(Australia)
Australia
AUD
80.830.576
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Eni JPDA 11-106 BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Australia
EUR
50.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Eni Kenya BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Kenya
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Eni Krueng Mane Ltd Londra
(Regno Unito)
Indonesia GBP 2 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I.
Eni Lasmo Plc Londra
(Regno Unito)
Regno Unito GBP 337.638.724,25 Eni Investments Plc
Eni UK Ltd
99,99
(..)
100,00 C.I.
Eni Lebanon BV Amsterdam
(Paesi Bassi)
Libano EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni Liverpool Bay Operating Co Ltd Londra
(Regno Unito)
Regno Unito GBP 1 Eni UK Ltd 100,00 P.N .
Eni LNS Ltd Londra
(Regno Unito)
Regno Unito GBP 1 Eni UK Ltd 100,00 100,00 C.I.
Eni 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 CittàdelMessico
(Messico)
Messico MXN 3.000 Eni International BV
EniOilHoldingsBV
99,90
0,10
100,00 C.I.
Eni Middle East Ltd Londra
(Regno Unito)
Regno Unito GBP 1 Eni ULT Ltd 100,00 100,00 C.I.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(4)Societànonsoggettaaregimescaleprivilegiatodicuiall’art.167,comma4delD.P.R.22dicembre1986,n.917;lasocietàèscalmenteresidentenelRegno
UnitoedoperaconstabileorganizzazioneinIndonesiaassoggettataalivellodiimposizionenoninferioreal50%diquelloitaliano.
442
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Eni MOG Ltd
(in liquidazione)
Londra
(Regno Unito)
Regno Unito GBP 0
(a)
Eni Lasmo Plc
Eni LNS Ltd
99,99
(..)
100,00 C.I.
Eni Montenegro BV Amsterdam
(Paesi Bassi)
Repubblica del
Montenegro
EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni Mozambique Engineering Ltd Londra
(Regno Unito)
Regno Unito GBP 1 Eni Lasmo Plc 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 Myanmar BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Myanmar
EUR
20.000
Eni International 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 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 Pakistan Ltd
Londra
(Regno Unito)
Pakistan
GBP
90.087
Eni ULX Ltd
100,00
100,00
C.I.
Eni Pakistan (M) Ltd Sàrl Lussemburgo
(Lussemburgo)
Pakistan USD 20.000 EniOilHoldingsBV 100,00 100,00 C.I.
Eni Petroleum Co Inc Dover
(USA)
USA USD 156.600.000 Eni SpA
Eni International BV
63,86
36,14
100,00 C.I.
Eni Petroleum US Llc Dover
(USA)
USA USD 1.000 Eni BB Petroleum Inc 100,00 100,00 C.I.
Eni Qatar BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Paesi Bassi EUR 20.000 Eni International BV 100,00 P.N.
Eni RAK BV
(5)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Emirati Arabi
Uniti
EUR 20.000 Eni International BV 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
EniOilHoldingsBV
99,99
(..)
P.N.
Eni Rovuma Basin BV Amsterdam
(Paesi Bassi)
Mozambico EUR 20.000 EniMozambiqueLNG
H.BV
100,00 100,00 C.I.
Eni Sharjah BV
(5)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Emirati Arabi
Uniti
EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(a) Azioni senza valore nominale.
(5)Societànonsoggettaaregimescaleprivilegiatodicuiall’art.167,comma4delD.P.R.22dicembre1986,n.917;lasocietàoperaconstabileorganizzazionenegli
EmiratiArabiUnitiesvolgeun’attivitàeconomicaeffettiva.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
443
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Eni South Africa BV Amsterdam
(Paesi Bassi)
Repubblica
Sudafricana
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 TNS Ltd Aberdeen
(Regno Unito)
Regno Unito GBP 1.000 Eni UK Ltd 100,00 100,00 C.I.
Eni Tunisia BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Tunisia EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni Turkmenistan Ltd
(6)
Hamilton
(Bermuda)
Turkmenistan
USD
20.000
Burren En. (Berm) Ltd
100,00
100,00
C.I.
Eni UHL Ltd
Londra
(Regno Unito)
Regno Unito
GBP
1
Eni ULT Ltd
100,00
100,00
C.I.
Eni UK Holding Plc
Londra
(Regno Unito)
Regno Unito
GBP
424.050.000
Eni Lasmo Plc
Eni UK Ltd
99,99
(..)
100,00
C.I.
Eni UK Ltd
Londra
(Regno Unito)
Regno Unito
GBP
50.000.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Eni UKCS Ltd
Londra
(Regno Unito)
Regno Unito
GBP
100
Eni UK Ltd
100,00
100,00
C.I.
Eni Ukraine Holdings BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Paesi Bassi
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
P.N.
Eni Ukraine Llc
(in liquidazione)
Kiev
(Ucraina)
Ucraina
UAH
98.419.627,51
EniUkraineHold.BV
Eni International BV
99,99
0,01
Eni Ukraine Shallow Waters BV
(in liquidazione)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Ucraina
EUR
20.000
EniUkraineHold.BV
100,00
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 EniMarketingInc 100,00 100,00 C.I.
Eni USA Inc Dover
(USA)
USA USD 1.000 EniOil&GasInc 100,00 100,00 C.I.
Eni Venezuela BV Amsterdam
(Paesi Bassi)
Venezuela EUR 20.000 EniVenezuelaE&PH. 100,00 100,00 C.I.
Eni Venezuela E&P Holding SA Bruxelles
(Belgio)
Belgio USD 254.443.200 Eni International BV
EniOilHoldingsBV
99,99
(..)
100,00 C.I.
Eni Ventures Plc
(in liquidazione)
Londra
(Regno Unito)
Regno Unito GBP 0
(a)
Eni International BV
EniOilHoldingsBV
99,99
(..)
Co.
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.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(6)Societànonsoggettaaregimescaleprivilegiatodicuiall’art.167,comma4delD.P.R.22dicembre1986,n.917;lasocietàoperaconstabileorganizzazionein
Turkmenistanedillivellodiimposizionenonèinferioreal50%diquelloitaliano.
(a) Azioni senza valore nominale
444
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Eurl Eni Algérie Algeri
(Algeria)
Algeria DZD 1.000.000 Eni Algeria Ltd Sàrl 100,00 P.N.
First Calgary Petroleums LP Wilmington
(USA)
Algeria USD 1 EniCanadaHold.Ltd
FCPPartnerCoULC
99,99
0,01
100,00 C.I.
First Calgary Petroleums Partner
Co ULC
Calgary
(Canada)
Canada CAD 10 EniCanadaHold.Ltd 100,00 100,00 C.I.
Ieoc Exploration BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Egitto EUR 20.000 Eni International BV 100,00 P.N.
Ieoc Production BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Egitto
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Lasmo Sanga Sanga Ltd
(7)
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
10.000
Eni Lasmo Plc
100,00
P.N.
Liverpool Bay Ltd
Londra
(Regno Unito)
Regno Unito
USD
1
Eni ULX Ltd
100,00
P.N.
Llc "Eni Energhia"
Mosca
(Russia)
Russia
RUB
2.000.000
Eni Energy Russia BV
EniOilHoldingsBV
99,90
0,10
P.N.
Mizamtec Operating Company
S. de RL de CV
Città del
Messico
(Messico)
Messico
MXN
3.000
EniUSOp.CoInc
Eni Petroleum Co Inc
99,90
0,10
100,00
C.I.
Nigerian Agip CPFA Ltd
Lagos
(Nigeria)
Nigeria
NGN
1.262.500
NAOCLtd
Agip En Nat Res. Ltd
Nigerian Agip E. Ltd
98,02
0,99
0,99
Co.
Nigerian Agip Exploration Ltd
Abuja
(Nigeria)
Nigeria
NGN
5.000.000
Eni International BV
EniOilHoldingsBV
99,99
0,01
100,00
C.I.
Nigerian Agip Oil Co Ltd
Abuja
(Nigeria)
Nigeria
NGN
1.800.000
Eni International BV
EniOilHoldingsBV
99,89
0,11
100,00
C.I.
Zetah Congo Ltd
(8)
Nassau
(Bahamas)
Repubblica
del Congo
USD 300 Eni Congo SA
Burren En. Congo Ltd
66,67
33,33
Co.
Zetah Kouilou Ltd
(8)
Nassau
(Bahamas)
Repubblica
del Congo
USD 2.000 Eni Congo SA
Burren En. Congo Ltd
Soci Terzi
54,50
37,00
8,50
Co.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(7)Societànonsoggettaaregimescaleprivilegiatodicuiall’art.167,comma4delD.P.R.22dicembre1986,n.917;lasocietàèscalmenteresidentenelRegnoUnito
edoperaconstabileorganizzazioneinIndonesiaassoggettataalivellodiimposizionenoninferioreal50%diquelloitaliano.
(8)Societàassoggettataaregimescaleprivilegiatodicuiall’art.167,comma4delD.P.R.22dicembre1986,n.917:ilredditodicompetenzadiGruppoèsoggettoa
tassazione in Italia.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
445
GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Eni Corridor Srl
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 50.000 Eni SpA 100,00 P.N .
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.
Trans Tunisian Pipeline Co SpA San Donato
Milanese(MI)
Tunisia EUR 1.098.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Eni España Comercializadora
De Gas SAU
Madrid
(Spagna)
Spagna
EUR
2.340.240
Eni SpA
100,00
100,00
C.I.
Eni G&P Trading BV Amsterdam
(Paesi Bassi)
Turchia EUR 70.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni Gas Liquefaction BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Paesi Bassi
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Société de Service du Gazoduc
Transtunisien SA - Sergaz SA
Tunisi
(Tunisia)
Tunisia
TND
99.000
Eni International BV
Soci Terzi
66,67
33,33
66,67
C.I.
Société pour la Construction
du Gazoduc Transtunisien
SA - Scogat SA
Tunisi
(Tunisia)
Tunisia
TND
200.000
Eni International BV
Eni SpA
LNGShippingSpA
Trans Tunis. P. Co SpA
99,85
0,05
0,05
0,05
100,00
C.I.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
446
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
REFINING & MARKETING E CHIMICA
Rening & Marketing
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Ecofuel SpA San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 52.000.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
Eni Fuel SpA
Roma Italia EUR 59.944.310 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
Eni Trade & Biofuels SpA
Roma Italia EUR 22.568.759 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
Eni4Cities SpA
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 50.000 Ecofuel SpA 100,00 P.N.
EniBioCh4in Alexandria Srl
Società Agricola
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 50.000 EniBioCh4inSpA
Soci Terzi
70,00
30,00
70,00 C.I.
EniBioCh4in Annia Srl
Società Agricola
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 50.000 EniBioCh4inSpA 100,00 100,00 C.I.
EniBioCh4in Appia Srl
Società Agricola
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 10.000 EniBioCh4inSpA 100,00 100,00 C.I.
EniBioCh4in Aprilia Srl
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 10.000 EniBioCh4inSpA 100,00 100,00 C.I.
EniBioCh4in Briona Srl
Società Agricola
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 20.000 EniBioCh4inSpA 100,00 100,00 C.I.
EniBioCh4in Calandre
Energia Srl Società Agricola
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 10.000 EniBioCh4inSpA 100,00 100,00 C.I.
EniBioCh4in Gardilliana
Società Agricola Srl
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 50.000 EniBioCh4inSpA 100,00 100,00 C.I.
EniBioCh4in Grupellum
Società Agricola Srl
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 100.000 EniBioCh4inSpA
Soci Terzi
98,00
2,00
98,00 C.I.
EniBioCh4in Jonica Srl
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 20.000 EniBioCh4inSpA 100,00 100,00 C.I.
EniBioCh4in Maddalena
Società Agricola Srl
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 50.000 EniBioCh4inSpA 100,00 100,00 C.I.
EniBioCh4in Medea Srl
Società Agricola
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 50.000 EniBioCh4inSpA 100,00 100,00 C.I.
EniBioCh4in Momo
Società Agricola Srl
San Donato
Milanese(MI)
Italia
EUR
20.000
EniBioCh4inSpA
Soci Terzi
95,00
5,00
95,00
C.I.
EniBioCh4in Mortara
Società Agricola Srl
San Donato
Milanese(MI)
Italia
EUR
20.000
EniBioCh4inSpA
Soci Terzi
95,00
5,00
95,00
C.I.
EniBioCh4in Pannellia
BioGas Srl Società Agricola
San Donato
Milanese(MI)
Italia
EUR
50.000
EniBioCh4inSpA
100,00
100,00
C.I.
EniBioCh4in Plovera
Società Agricola Srl
San Donato
Milanese(MI)
Italia
EUR
20.000
EniBioCh4inSpA
Soci Terzi
98,00
2,00
98,00
C.I.
EniBioCh4in Quadruvium Srl
Società Agricola
San Donato
Milanese(MI)
Italia
EUR
50.000
EniBioCh4inSpA
100,00
100,00
C.I.
EniBioCh4in Rhodigium
Società Agricola Srl
San Donato
Milanese(MI)
Italia
EUR
20.000
EniBioCh4inSpA
100,00
100,00
C.I.
EniBioCh4in San Benedetto
Po Srl Società Agricola
San Donato
Milanese(MI)
Italia
EUR
10.000
EniBioCh4inSpA
100,00
100,00
C.I.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
447
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Eni Abu Dhabi Rening
& Trading BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Paesi Bassi EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni Abu Dhabi Rening
& Trading Services BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Emirati Arabi
Uniti
EUR
20.000
EniAbuDhabiR&TBV
100,00
P.N.
Eni Austria GmbH
Vienna
(Austria)
Austria
EUR
78.500.000
Eni International BV
EniDeutsch.GmbH
75,00
25,00
100,00
C.I.
Eni Benelux BV
Rotterdam
(Paesi Bassi)
Paesi Bassi
EUR
1.934.040
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Eni Deutschland GmbH
Monacodi
Baviera
(Germania)
Germania
EUR
90.000.000
Eni International BV
EniOilHoldingsBV
89,00
11,00
100,00
C.I.
Eni Ecuador SA
Quito
(Ecuador)
Ecuador
USD
103.142,08
Eni International BV
Esain SA
99,93
0,07
100,00
C.I.
Eni Energy (Shanghai) Co Ltd
(ex Eni Lubricants Trading
(Shanghai) Co Ltd)
Shanghai
(Cina)
Cina
EUR
5.000.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Eni France Sàrl
Lione
(Francia)
Francia
EUR
56.800.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
EniBioCh4in Service BioGas Srl
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 50.000 EniBioCh4inSpA 100,00 100,00 C.I.
EniBioCh4in Società Agricola
Il Bue Srl
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 10.000 EniBioCh4inSpA 100,00 100,00 C.I.
EniBioCh4in SpA
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 2.500.000 Ecofuel SpA 100,00 100,00 C.I.
EniBioCh4in Vigevano Srl
Società Agricola
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 100.000 EniBioCh4inSpA 100,00 100,00 C.I.
EniBioCh4in Villacidro Agricole
Società Agricola a responsabilità
limitata
San Donato
Milanese(MI)
Italia
EUR
10.000
EniBioCh4inSpA
100,00
100,00
C.I.
Petroven Srl
Genova
Italia
EUR
918.520
Ecofuel SpA
100,00
100,00
C.I.
Po' Energia Srl Società Agricola
Bolzano
Italia
EUR
10.000
EniBioCh4inSpA
100,00
100,00
C.I.
Raneria di Gela SpA
Gela (CL)
Italia
EUR
15.000.000
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.
Servizi Fondo Bombole Metano SpA
Roma
Italia
EUR
13.580.000,20
Eni SpA
100,00
Co.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
448
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Eni Iberia SLU Alcobendas
(Spagna)
Spagna EUR 17.299.10 0 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni Marketing Austria GmbH Vienna
(Austria)
Austria EUR 19.621.665,23 EniMineralölh.GmbH
Eni International BV
99,99
(..)
100,00 C.I.
Eni Mineralölhandel GmbH Vienna
(Austria)
Austria EUR 34.156.232,06 EniAustriaGmbH 100,00 100,00 C.I.
Eni Schmiertechnik GmbH
Wurzburg
(Germania)
Germania EUR 2.000.000 EniDeutsch.GmbH 100,00 100,00 C.I.
Eni Suisse SA
Losanna
(Svizzera)
Svizzera
CHF
102.500.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Eni Trading & Shipping Inc
Dover
(USA)
USA
USD
1.000.000
ET&B SpA
100,00
100,00
C.I.
Eni Transporte y Suministro México
S. de RL de CV
Città del
Messico
(Messico)
Messico
MXN
3.000
Eni International BV
EniOilHoldingsBV
99,90
0,10
P.N.
Eni USA R&M Co Inc
Wilmington
(USA)
USA
USD
11.000.000
Eni International BV
100,00
P.N.
Esacontrol SA
Quito
(Ecuador)
Ecuador
USD
60.000
Eni Ecuador SA
Soci Terzi
87,00
13,00
P.N.
Esain SA
Quito
(Ecuador)
Ecuador
USD
30.000
Eni Ecuador SA
Tecnoesa SA
99,99
(..)
100,00
C.I.
Llc "Eni-Nefto"
Mosca
(Russia)
Russia
RUB
1.010.000
Eni International BV
EniOilHoldingsBV
99,01
0,99
P.N.
Oléoduc du Rhône SA
Bovernier
(Svizzera)
Svizzera
CHF
7.000.000
Eni International BV
100,00
P.N.
Tecnoesa SA
Quito
(Ecuador)
Ecuador
USD
36.000
Eni Ecuador SA
Esain SA
99,99
(..)
P.N.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
449
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
Chimica
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Finproject SpA
Morrovalle
(MC)
Italia EUR 18.500.000 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I.
Padanaplast Srl
Roccabianca
(PR)
Italia EUR 18.000.000 FinprojectSpA 100,00 100,00 C.I.
Versalis SpA
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 446.050.728,65 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Asian Compounds Ltd
HongKong
(HongKong)
HongKong HKD 1.000 FinprojectAsiaLtd
100,00
100,00 C.I.
Dunastyr Polisztirolgyártó
Zártkörûen Mûködõ
Részvénytársaság
Budapest
(Ungheria)
Ungheria HUF 1.57 7.971,20 Versalis SpA
VersalisDeutschlandGmbH
Versalis International SA
96,34
1,83
1,83
100,00 C.I.
Finproject Asia Ltd
HongKong
(HongKong)
HongKong USD 1.000 FinprojectSpA
100,00
100,00 C.I.
Finproject Brasil Industria
De Solados Eireli
Franca
(Brasile)
Brasile BRL 1.000.000 FinprojectSpA
100,00
100,00 C.I.
Finproject Guangzhou Trading
Co Ltd
Guangzhou
(Cina)
Cina USD 180.000 FinprojectSpA
100,00
100,00 C.I.
Finproject India Pvt Ltd
Jaipur
(India)
India INR 100.000.000 Asian Compounds Ltd
FinprojectAsiaLtd
99,00
1,00
100,00 C.I.
Finproject Romania Srl
ValeaLuiMihai
(Romania)
Romania RON 67.730 FinprojectSpA
100,00
100,00 C.I.
Finproject Singapore Pte Ltd
Singapore
(Singapore)
Singapore SGD 100 FinprojectAsiaLtd
100,00
100,00 C.I.
Finproject Viet Nam Company
Limited
HaiPhong
(Vietnam)
Vietnam VND 19.623.250.000 FinprojectAsiaLtd
100,00
100,00 C.I.
450
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Foam Creations (2008) Inc
Quebec City
(Canada)
Canada CAD 1.215.000 FinprojectSpA 100,00 100,00 C.I.
Foam Creations México
SA de CV
León
(Messico)
Messico MXN 19.138.165 FoamCreations(2008)
FinprojectSpA
99,99
(..)
100,00 C.I.
Padanaplast America Llc
Wilmington
(USA)
USA USD 70.000 FinprojectSpA 100,00 100,00 C.I.
Padanaplast Deutschland GmbH
Hannover
(Germania)
Germania EUR 25.000 Padanaplast Srl 100,00 100,00 C.I.
Versalis Americas Inc Dover
(USA)
USA USD 100.000 Versalis International SA 100,00 100,00 C.I.
Versalis Congo Sarlu Pointe-Noire
(Repubblica del
Congo)
Repubblica
del Congo
XAF 1.000.000 Versalis International SA 100,00 100,00 C.I.
Versalis Deutschland GmbH Eschborn
(Germania)
Germania EUR 100.000 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I.
Versalis France SAS Mardyck
(Francia)
Francia EUR 126.115.582,90 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I.
Versalis International SA Bruxelles
(Belgio)
Belgio EUR 15.449.173,88 Versalis SpA
VersalisDeutschlandGmbH
Dunastyr Zrt
VersalisFrance
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 1.000 Versalis International SA
Versalis SpA
99,00
1,00
100,00 C.I.
Versalis Pacic (India) Private Ltd Mumbai
(India)
India INR 238.700 Versalis Singapore P. Ltd
Soci Terzi
99,99
(..)
P.N.
Versalis Pacic Trading
(Shanghai) Co Ltd
Shanghai
(Cina)
Cina CNY 1.000.000 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I.
Versalis Singapore Pte Ltd Singapore
(Singapore)
Singapore SGD 80.000 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I.
Versalis UK Ltd Londra
(Regno Unito)
Regno Unito GBP 4.004.042 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I.
Versalis Zeal Ltd Tokoradi
(Ghana)
Ghana GHS 5.650.000 Versalis International SA
Soci Terzi
80,00
20,00
80,00 C.I.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
451
PLENITUDE & POWER
Plenitude
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
4Energia Srl
Milano Italia EUR 400.000 Be Power SpA
100,00
100,00 C.I.
Be Charge Srl
Milano Italia EUR 500.000 Be Power SpA
100,00
100,00 C.I.
Be Charge Valle d'Aosta Srl Milano Italia EUR 10.000 BeChargeSrl
100,00
100,00 C.I.
Be Power SpA Milano Italia EUR 698.251 Eni gas e luce SpA SB
Soci Terzi
99,19
0,81
(a)
100,00 C.I.
CEF 3 Wind Energy SpA Milano Italia EUR 101.000 Eni New Energy SpA
100,00
100,00 C.I.
CGDB Enrico Srl
San Donato
Milanese(MI)
Italia
EUR
10.000
Eni New Energy SpA
100,00
100,00
C.I.
CGDB Laerte Srl
San Donato
Milanese(MI)
Italia
EUR
10.000
Eni New Energy SpA
100,00
100,00
C.I.
Eni gas e luce SpA Società Benet
San Donato
Milanese(MI)
Italia
EUR
770.000.000
Eni SpA
100,00
100,00
C.I.
Eni New Energy SpA
San Donato
Milanese(MI)
Italia
EUR
9.296.000
Eni gas e luce SpA SB
100,00
100,00
C.I.
Eolica Lucana Srl
Milano
Italia
EUR
100.000
Eni New Energy SpA
100,00
100,00
C.I.
Evolvere SpA Società Benet
Milano
Italia
EUR
1.130.000
Eni gas e luce SpA SB
Soci Terzi
70,52
29,48
70,52
C.I.
Evolvere Venture SpA
Milano
Italia
EUR
50.000
Evolvere SpA Soc. Ben.
100,00
70,52
C.I.
Finpower Wind Srl
Milano
Italia
EUR
10.000
Eni New Energy SpA
100,00
100,00
C.I.
Green Energy Management
Services Srl
Roma
Italia
EUR
10.000
Eni New Energy SpA
100,00
100,00
C.I.
SEA SpA
L'Aquila
Italia
EUR
100.000
Eni gas e luce SpA SB
Soci Terzi
60,00
40,00
60,00
C.I.
Società Energie Rinnovabili 1 SpA
Roma
Italia
EUR
120.000
SER SpA
CEF3WindEnergy
96,00
4,00
100,00
C.I.
Società Energie Rinnovabili SpA
Palermo
Italia
EUR
121.636
CEF3WindEnergy
100,00
100,00
C.I.
Wind Park Laterza Srl
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 10.000 Eni New Energy SpA
100,00
100,00 C.I.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(a)QuotadiControllo: EnigaseluceSpASB 100,00
452
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Adriaplin Podjetje za distribucijo
zemeljskega plina doo Ljubljana
Lubiana
(Slovenia)
Slovenia EUR 12.956.935 Eni gas e luce SpA SB
Soci Terzi
51,00
49,00
51,00 C.I.
Aldro Energía y Soluciones SLU
Torrelavega
(Spagna)
Spagna EUR 3.192.000 Eni gas e luce SpA SB 100,00 100,00 C.I.
Aleria Solar SAS
Bastia
(Francia)
Francia EUR 100 DhammaEnergySAS 100,00 100,00 C.I.
Alpinia Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 DhammaEnergyGroup 100,00 100,00 C.I.
Argon SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 180.000 DhammaEnergySAS 100,00 100,00 C.I.
Arm Wind Llp
Nur-Sultan
(Kazakhstan)
Kazakhstan KZT 19.069.100.000 Eni Energy Solutions BV 100,00 100,00 C.I.
Athies-Samoussy Solar PV1 SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 68.000 Krypton SAS 100,00 100,00 C.I.
Athies-Samoussy Solar PV2 SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 40.000 Krypton SAS 100,00 100,00 C.I.
Athies-Samoussy Solar PV3 SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 36.000 Krypton SAS 100,00 100,00 C.I.
Athies-Samoussy Solar PV4 SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 14.000 Xenon SAS 100,00 100,00 C.I.
Athies-Samoussy Solar PV5 SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 14.000 Xenon SAS 100,00 100,00 C.I.
Belle Magiocche Solaire SAS
Bastia
(Francia)
Francia EUR 10.000 DhammaEnergySAS 100,00 100,00 C.I.
Bonete Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 DhammaEnergyGroup 100,00 100,00 C.I.
Brazoria Class B Member Llc
Dover
(USA)
USA USD 1.000 Eni New Energy US Inc 100,00 P.N.
Brazoria County Solar Project Llc
Dover
(USA)
USA USD 1.000 EniNewEnergyUSHold 100,00 100,00 C.I.
Brazoria HoldCo Llc
Dover
(USA)
USA USD 1.000 Brazoria Class B 100,00
Camelia Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 DhammaEnergyGroup 100,00 100,00 C.I.
Celtis Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 DhammaEnergyGroup 100,00 100,00 C.I.
Desarrollos Empresariales Illas SL
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 DhammaEnergyGroup
Soci Terzi
55,00
45,00
55,00 C.I.
Desarrollos Energéticos
Riojanos SL
Villarcayo de
Merindad
de Castilla la
Vieja
(Spagna)
Spagna EUR 876.042 Eni gas e luce SpA SB
EnergíasAmb.Outes
60,00
40,00
100,00 C.I.
Dhamma Energy Development SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 51.000 DhammaEnergyGroup 100,00 100,00 C.I.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
453
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Dhamma Energy Group Sàrl
Dudelange
(Lussemburgo)
Lussemburgo EUR 10.253.560 Eni gas e luce SpA SB 100,00 100,00 C.I.
Dhamma Energy Management SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 6.680 DhammaEnergyGroup 100,00 100,00 C.I.
Dhamma Energy Rooftop SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 40.000 DhammaEnergyGroup 100,00 100,00 C.I.
Dhamma Energy SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 1.116.489,72 DhammaEnergyGroup 100,00 100,00 C.I.
Ecovent Parc Eolic SAU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 1.037.350 Eni gas e luce SpA SB 100,00 100,00 C.I.
Energías Ambientales de Outes
SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 643.451,49 Eni gas e luce SpA SB 100,00 100,00 C.I.
Energías Alternativas Eolicas
Riojanas SL
Logroño
(Spagna)
Spagna EUR 2.008.901,71 Eni gas e luce SpA SB
DesarrollosEnergéticos
RiojanosSL
57,50
42,50
100,00 C.I.
Eni Energy Solutions BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Paesi Bassi EUR 20.000 Eni gas e luce SpA SB 100,00 100,00 C.I.
Eni Gas & Power France SA
Levallois Perret
(Francia)
Francia EUR 29.937.600 Eni gas e luce SpA SB
Soci Terzi
99,87
0,13
99,87 C.I.
Eni New Energy Australia Pty Ltd
Perth
(Australia)
Australia AUD 4 Eni gas e luce SpA SB 100,00 P.N .
Eni New Energy Batchelor Pty Ltd
Perth
(Australia)
Australia AUD 1 Eni New Energ. Austr. 100,00
Eni New Energy Katherine Pty Ltd
Perth
(Australia)
Australia AUD 1 Eni New Energ. Austr. 100,00
Eni New Energy Manton Dam Pty
Ltd
Perth
(Australia)
Australia AUD 1 Eni New Energ. Austr. 100,00
Eni New Energy Pakistan (Private)
Ltd
Saddar
Town-Karachi
(Pakistan)
Pakistan PKR 1.252.000.000 Eni International BV
EniOilHoldingsBV
EniPakistanLtd(M)
99,98
0,01
0,01
100,00 C.I.
Eni New Energy US Holding Llc
Dover
(USA)
USA USD 100 Eni New Energy US Inc
Eni New Energy US Inv. Inc
99,00
1,00
100,00 C.I.
Eni New Energy US Inc
Dover
(USA)
USA USD 100 Eni gas e luce SpA SB 100,00 100,00 C.I.
Eni New Energy US Investing Inc
Dover
(USA)
USA USD 1.000 Eni New Energy US Inc 100,00 100,00 C.I.
Eni North Sea Wind Ltd
Londra
(Regno Unito)
Regno Unito GBP 10.000 Eni Energy Solutions BV 100,00 100,00 C.I.
Estanque Redondo Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 DhammaEnergyGroup 100,00 100,00 C.I.
Gas Supply Company
Thessaloniki - Thessalia SA
Thessaloniki
(Grecia)
Grecia EUR 13.761.788 Eni gas e luce SpA SB 100,00 100,00 C.I.
Holding Lanas Solar Sàrl
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 100 DhammaEnergySAS 100,00 100,00 C.I.
Instalaciones Martínez Díez SLU
Torrelavega
(Spagna)
Spagna EUR 18.030 Eni gas e luce SpA SB 100,00 100,00 C.I.
454
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Ixia Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 DhammaEnergyGroup
100,00
100,00 C.I.
Krypton SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 180.000 DhammaEnergySAS
100,00
100,00 C.I.
Lanas Solar SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 100 HoldingLanasSolar
100,00
100,00 C.I.
Membrio Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 DhammaEnergyGroup
100,00
100,00 C.I.
Olea Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 DhammaEnergyGroup
100,00
100,00 C.I.
Opalo Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 DhammaEnergyGroup
100,00
100,00 C.I.
Pistacia Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 DhammaEnergyGroup
100,00
100,00 C.I.
POP Solar SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 1.000 DhammaEnergyGroup
100,00
100,00 C.I.
Tebar Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 DhammaEnergyGroup
100,00
100,00 C.I.
Xenon SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 1.500.100 DhammaEnergySAS
Soci Terzi
0,01
99,99
(a)
100,00 C.I.
Zinnia Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 DhammaEnergyGroup
100,00
100,00 C.I.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(a)QuotadiControllo: DhammaEnergySAS 100,00
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
455
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
Power
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
EniPower Mantova SpA
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 144.000.000 EniPower SpA
Soci Terzi
86,50
13,50
86,50 C.I.
EniPower SpA
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 944.947.849 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
456
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
CORPORATE E ALTRE ATTIVITÀ
Corporate e Società nanziarie
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Agenzia Giornalistica Italia SpA Roma Italia EUR 2.000.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
D-Service Media Srl
(in liquidazione)
Milano Italia EUR 75.000 D-ShareSpA 100,00 P.N.
D-Share SpA Milano Italia EUR 121.719,25 AGI SpA 100,00 100,00 C.I.
Eni Corporate University SpA San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 3.360.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
Eni Energia Italia Srl San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 50.000 Eni SpA 100,00 Co.
Eni Nuova Energia Srl
San Donato
Milanese(MI)
Italia
EUR
50.000
Eni SpA
100,00
Co.
Eni Trading & Shipping SpA
(in liquidazione)
Roma
Italia
EUR
334.171
Eni SpA
100,00
Co.
EniProgetti SpA
Venezia
Marghera(VE)
Italia
EUR
2.064.000
Eni SpA
100,00
100,00
C.I.
EniServizi SpA
San Donato
Milanese(MI)
Italia
EUR
13.427.419,08
Eni SpA
100,00
100,00
C.I.
Serfactoring SpA
San Donato
Milanese(MI)
Italia
EUR
5.160.000
Eni SpA
100,00
100,00
C.I.
Servizi Aerei SpA
San Donato
Milanese(MI)
Italia
EUR
48.205.536
Eni SpA
100,00
100,00
C.I.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(a) Azioni senza valore nominale.
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Banque Eni SA Bruxelles
(Belgio)
Belgio EUR
50.000.000
Eni International BV
EniOilHoldingsBV
99,90
0,10
100,00 C.I.
D-Share USA Corp.
New York
(USA)
USA
USD
0
(a)
D-ShareSpA
100,00
Co.
Eni Finance International SA
Bruxelles
(Belgio)
Belgio
USD
1.480.365.336
Eni International BV
Eni SpA
66,39
33,61
100,00
C.I.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
457
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Eni Finance USA Inc Dover
(USA)
USA USD
15.000.000
Eni Petroleum Co Inc 100,00 100,00 C.I.
Eni Insurance DAC Dublino
(Irlanda)
Irlanda EUR
500.000.000
Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
Eni International BV Amsterdam
(Paesi Bassi)
Paesi Bassi EUR 641.683.425 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
Eni International Resources Ltd
Londra
(Regno Unito)
Regno
Unito
GBP 50.000 Eni SpA
Eni UK Ltd
99,99
(..)
100,00 C.I.
Eni Next Llc
Dover
(USA)
USA
USD
100
Eni Petroleum Co Inc
100,00
100,00
C.I.
EniProgetti Egypt Ltd
Il Cairo
(Egitto)
Egitto
EGP
50.000
EniProgetti SpA
Eni SpA
99,00
1,00
P.N.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
458
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Altre attività
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Eni Rewind SpA San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 281.857.871,44 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.
Ing. Luigi Conti Vecchi SpA
Assemini (CA)
Italia
EUR
5.518.620,64
Eni Rewind SpA
100,00
100,00
C.I.
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Eni 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.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
459
IMPRESE A CONTROLLO CONGIUNTO E COLLEGATE
Exploration & Production
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Agri-Energy Srl
(†)
JolandadiSavoia
(FE)
Italia
EUR
50.000
Eni Natural
Energies SpA
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
Mozambique Rovuma Venture SpA
(†)
San Donato
Milanese(MI)
Mozambico
EUR
20.000.000
Eni SpA
Soci Terzi
35,71
64,29
P.N.
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Agiba Petroleum Co
(†)
Il Cairo
(Egitto)
Egitto EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
50,00
50,00
Co.
Angola LNG Ltd
Hamilton
(Bermuda)
Angola
USD
8.817.000.000
Eni Angola Prod. BV
Soci Terzi
13,60
86,40
P.N.
Ashra Island Petroleum Co
(in liquidazione)
Il Cairo
(Egitto)
Egitto
EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
25,00
75,00
Co.
Barentsmorneftegaz Sàrl
(†)
Lussemburgo
(Lussemburgo)
Russia
USD
20.000
Eni Energy Russia BV
Soci Terzi
33,33
66,67
P.N.
Cabo Delgado Gas Development
Limitada
(†)
Maputo
(Mozambico)
Mozambico
MZN
2.500.000
EniMozambiqueLNG
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
EniMozambiqueLNG
H.BV
Soci Terzi
25,00
75,00
P.N.
Co r al So u th F L NG D MC C Dubai
(Emirati Arabi
Uniti)
Emirati Arabi
Uniti
AED
500.000
EniMozambiqueLNG
H.BV
Soci Terzi
25,00
75,00
P.N.
East Delta Gas Co
(in liquidazione)
Il Cairo
(Egitto)
Egitto EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
37,50
62,50
Co.
East Kanayis Petroleum Co
(†)
Il Cairo
(Egitto)
Egitto EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
50,00
50,00
Co.
East Obaiyed Petroleum Co
(†)
Il Cairo
(Egitto)
Egitto EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
50,00
50,00
Co.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(†)L’impresaèacontrollocongiunto.
460
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(†)L’impresaèacontrollocongiunto.
(a) Azioni senza valore nominale.
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
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.
Isatay Operating Company Llp
(†)
Nur-Sultan
(Kazakhstan)
Kazakhstan KZT
400.000
Eni Isatay
Soci Terzi
50,00
50,00
Co.
Karachaganak Petroleum
Operating BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Kazakhstan
EUR
20.000
AgipKarachaganakBV
Soci Terzi
29,25
70,75
Co.
Khaleej Petroleum Co Wll
Safat
(Kuwait)
Kuwait
KWD
250.000
EniMiddleE.Ltd
Soci Terzi
49,00
51,00
P.N.
Liberty National
Development Co Llc
Wilmington
(USA)
USA
USD
0
(a)
EniOil&GasInc
Soci Terzi
32,50
67,50
P.N.
Mediterranean Gas Co
Il Cairo
(Egitto)
Egitto
EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
25,00
75,00
Co.
Meleiha Petroleum Company
(†)
Il Cairo
(Egitto)
Egitto
EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
50,00
50,00
Co.
Mellitah Oil & Gas BV
(†)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Libia
EUR
20.000
EniNorthAfricaBV
Soci Terzi
50,00
50,00
Co.
Nile Delta Oil Co Nidoco
Il Cairo
(Egitto)
Egitto
EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
37,50
62,50
Co.
Norpipe Terminal HoldCo Ltd
Londra
(Regno Unito)
Norvegia
GBP
55,69
Eni SpA
Soci Terzi
14,20
85,80
P.N.
North Bardawil Petroleum Co
Il Cairo
(Egitto)
Egitto
EGP
20.000
Ieoc Exploration BV
Soci Terzi
30,00
70,00
North El Burg Petroleum Co
Il Cairo
(Egitto)
Egitto
EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
25,00
75,00
Co.
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.
Point Resources FPSO AS
Sandnes
(Norvegia)
Norvegia NOK
150.100.000
PRFPSOHoldingAS 100,00
Point Resources FPSO Holding
AS
Sandnes
(Norvegia)
Norvegia NOK
60.000
Vår Energi AS 100,00
Port Said Petroleum Co
(†)
Il Cairo
(Egitto)
Egitto EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
50,00
50,00
Co.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
461
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
PR Jotun DA Sandnes
(Norvegia)
Norvegia NOK
0
(a)
PRFPSOAS
PRFPSOHoldingAS
95,00
5,00
Raml Petroleum Co
Il Cairo
(Egitto)
Egitto
EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
22,50
77,50
Co.
Ras Qattara Petroleum Co
Il Cairo
(Egitto)
Egitto
EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
37,50
62,50
Co.
Rovuma LNG Investment
(DIFC) Ltd
Dubai
(Emirati Arabi
Uniti)
Mozambico
USD
50.000
EniMozambiqueLNG
H.BV
Soci Terzi
25,00
75,00
P.N.
Rovuma LNG SA
Maputo
(Mozambico)
Mozambico
MZN
100.000.000
EniMozambiqueLNG
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 SA
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.
Solenova Ltd
(†)
Londra
(Regno Unito)
Angola USD
1.580.000
EniE&PHoldingBV
Soci Terzi
50,00
50,00
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 AS
(†)
Sandnes
(Norvegia)
Norvegia NOK
399.425.000
Eni International BV
Soci Terzi
69,85
30,15
P.N.
Vår Energi Marine AS
Sandnes
(Norvegia)
Norvegia NOK
61.000.000
Vår Energi AS 100,00
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 Ashra Petroleum Co
(†)
(in liquidazione)
Il Cairo
(Egitto)
Egitto EGP
20.000
Ieoc Exploration BV
Soci Terzi
50,00
50,00
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(†)L’impresaèacontrollocongiunto.
(a) Azioni senza valore nominale.
462
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(†)L’impresaèacontrollocongiunto.
(a) Percentuale pari al working interest di Eni.
(9)Societàassoggettataaregimescaleprivilegiatodicuiall’art.167,comma4delD.P.R.22dicembre1986,n.917:ilredditodicompetenzadiGruppoèsoggettoa
tassazioneinItalia.Partecipazioneconsideratadicontrolloexart.167,comma2delTUIR.
GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Mariconsult SpA
(†)
Milano Italia EUR 120.000 Eni SpA
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
Transmed SpA
(†)
Milano Italia EUR 240.000 Eni SpA
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Angola LNG Supply Services Llc Wilmington
(USA)
USA USD 19.278.782 EniUSAGasM.Llc
Soci Terzi
13,60
86,40
P.N.
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.
GreenStream BV
(†)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Libia EUR 200.000.000 EniNorthAfricaBV
Soci Terzi
50,00
50,00
50,00
J.O.
Premium Multiservices SA Tunisi
(Tunisia)
Tunisia TND 200.000 Sergaz SA
Soci Terzi
49,99
50,01
P.N.
SAMCO Sagl Lugano
(Svizzera)
Svizzera CHF 20.000 Transmed. Pip. Co Ltd
Eni International BV
Soci Terzi
90,00
5,00
5,00
P.N.
SEGAS Services 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.
Société Energies Renouvelables
Eni-ETAP SA
(†)
Tunisi
(Tunisia)
Tunisia TND 1.000.000 Eni International BV
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
Transmediterranean
Pipeline Co Ltd
(†)(9)
St.Helier
(Jersey)
Jersey USD 10.310.000 Eni SpA
Soci Terzi
50,00
50,00
50,00
J.O.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
463
REFINING & MARKETING E CHIMICA
Rening & Marketing
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Arezzo Gas SpA
(†)
Arezzo Italia EUR 394.000 EniFuelSpA
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
CePIM Centro Padano
Interscambio Merci SpA
Fontevivo(PR) Italia EUR 6.642.928,32 Ecofuel SpA
Soci Terzi
44,78
55,22
P.N.
Consorzio Operatori GPL di Napoli Napoli Italia EUR 102.000 EniFuelSpA
Soci Terzi
25,00
75,00
Co.
Costiero Gas Livorno SpA
(†)
Livorno Italia EUR 26.000.000 EniFuelSpA
Soci Terzi
65,00
35,00
65,00 J.O.
Disma SpA Segrate(MI) Italia EUR 2.600.000 EniFuelSpA
Soci Terzi
25,00
75,00
P.N.
Livorno LNG Terminal SpA
(in liquidazione)
Livorno
Italia
EUR
200.000
Costiero Gas L. SpA
Soci Terzi
50,00
50,00
Co.
Porto Petroli di Genova SpA
Genova
Italia
EUR
2.068.000
Ecofuel SpA
Soci Terzi
40,50
59,50
P.N.
Raneria di Milazzo ScpA
(†)
Milazzo(ME)
Italia
EUR
171.143.000
Eni SpA
Soci Terzi
50,00
50,00
50,00
J.O.
Seram SpA
Fiumicino(RM)
Italia
EUR
852.000
Eni SpA
Soci Terzi
25,00
75,00
P.N.
Sigea Sistema Integrato
Genova Arquata SpA
Genova
Italia
EUR
3.326.900
Ecofuel SpA
Soci Terzi
35,00
65,00
P.N.
Società Oleodotti
Meridionali - SOM SpA
(†)
Roma
Italia
EUR
3.085.000
Eni SpA
Soci Terzi
70,00
30,00
P.N.
South Italy Green Hydrogen Srl
(†)
Roma
Italia
EUR
10.000
Eni SpA
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Abu Dhabi Oil Rening Company
(TAKREER)
AbuDhabi
(Emirati Arabi
Uniti)
Emirati Arabi
Uniti
AED 500.000.000 EniAbuDhabiR&T
Soci Terzi
20.00
80.00
P.N.
ADNOC Global Trading Ltd
AbuDhabi
(Emirati Arabi
Uniti)
Emirati Arabi
Uniti
USD
100.000.000
EniAbuDhabiR&T
Soci Terzi
20.00
80.00
P.N.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(†)L’impresaèacontrollocongiunto.
464
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
AET -
Raneriebeteiligungsgesellschaft
mbH
(†)
Schwedt
(Germania)
Germania EUR 27.000 EniDeutsch.GmbH
Soci Terzi
33,33
66,67
P.N.
Bayernoil Raneriegesellschaft
mbH
(†)
Vohburg
(Germania)
Germania EUR 10.226.000 EniDeutsch.GmbH
Soci Terzi
20,00
80,00
20,00 J.O.
City Carburoil SA
(†)
Monteceneri
(Svizzera)
Svizzera CHF 6.000.000 Eni Suisse SA
Soci Terzi
49,91
50,09
P.N.
Egyptian International
Gas Technology Co
New Cairo
(Egitto)
Egitto EGP 100.000.000 Eni International BV
Soci Terzi
40,00
60,00
Co.
ENEOS Italsing Pte Ltd Singapore
(Singapore)
Singapore SGD 12.000.000 Eni International BV
Soci Terzi
22,50
77,50
P.N.
Fuelling Aviation Services GIE Tremblay-en-
France
(Francia)
Francia EUR 0 EniFranceSàrl
Soci Terzi
25,00
75,00
Co.
Mediterranée Bitumes SA Tunisi
(Tunisia)
Tunisia TND 1.000.000 Eni International BV
Soci Terzi
34,00
66,00
P.N.
Routex BV Amsterdam
(Paesi Bassi)
Paesi Bassi EUR 67.500 Eni International BV
Soci Terzi
20,00
80,00
P.N.
Saraco SA Meyrin
(Svizzera)
Svizzera CHF 420.000 Eni Suisse SA
Soci Terzi
20,00
80,00
Co.
Supermetanol CA
(†)
JosePuertoLa
Cruz
(Venezuela)
Venezuela VED 0 Ecofuel SpA
Supermetanol CA
Soci Terzi
34,51
30,07
35,42
(a)
50,00 J.O.
TBG Tanklager
Betriebsgesellschaft GmbH
(†)
Salisburgo
(Austria)
Austria
EUR
43.603,70
EniMarketingA.GmbH
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
Weat Electronic Datenservice
GmbH
Düsseldorf
(Germania)
Germania
EUR
409.034
EniDeutsch.GmbH
Soci Terzi
20,00
80,00
P.N.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(†)L’impresaèacontrollocongiunto.
(a)QuotadiControllo: EcofuelSpA 50,00
SociTerzi 50,00
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
465
Chimica
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Brindisi Servizi Generali Scarl Brindisi Italia EUR 1.549.060 Versalis SpA
Eni Rewind SpA
EniPower SpA
Soci Terzi
49,00
20,20
8,90
21,90
P.N.
IFM Ferrara ScpA Ferrara Italia EUR 5.270.466 Versalis SpA
Eni Rewind SpA
S.E.F.Srl
Soci Terzi
19,74
11,58
10,70
57,98
P.N.
Matrìca SpA
(†)
Porto Torres
(SS)
Italia EUR 37.500.000 Versalis SpA
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
Priolo Servizi ScpA Melilli(SR) Italia EUR 28.100.000 Versalis SpA
Eni Rewind SpA
Soci Terzi
37,22
5,65
57,13
P.N.
Ravenna Servizi Industriali ScpA Ravenna Italia EUR 5.597.400 Versalis SpA
EniPower SpA
Ecofuel SpA
Soci Terzi
42,13
30,37
1,85
25,65
P.N.
Servizi Porto Marghera Scarl Venezia
Marghera(VE)
Italia EUR 8.695.718 Versalis SpA
Eni Rewind SpA
Soci Terzi
48,44
38,39
13,17
P.N.
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Lotte Versalis Elastomers Co Ltd
(†)
Yeosu
(Corea del Sud)
Corea del
Sud
KRW 551.800.000.000 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 Oileld Specialty Chemicals
Llc
(†)
AbuDhabi
(Emirati Arabi
Uniti)
Emirati Arabi
Uniti
AED 1.000.000 Versalis International SA
Soci Terzi
49,00
51,00
P.N.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(†)L’impresaèacontrollocongiunto.
466
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
PLENITUDE & POWER
Plenitude
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
E-Prosume Srl
(†)
Milano Italia EUR 100.000 Evolvere Venture SpA
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
Evogy Srl Società Benet
Seriate (BG)
Italia
EUR
11.785,71
Evolvere Venture SpA
Soci Terzi
45,45
54,55
P.N.
GreenIT SpA
(†)
San Donato
Milanese(MI)
Italia
EUR
50.000
Eni gas e luce SpA SB
Soci Terzi
51,00
49,00
P.N.
Renewable Dispatching Srl
Milano
Italia
EUR
200.000
Evolvere Venture SpA
Soci Terzi
40,00
60,00
P.N.
Tate Srl
Bologna
Italia
EUR
408.509,29
Evolvere Venture SpA
Soci Terzi
36,00
64,00
P.N.
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Bluebell Solar Class A Holdings
II Llc
Wilmington
(USA)
USA USD 82.351.634 Eni New Energy US Inc
Soci Terzi
99,00
1,00
P.N.
Clarensac Solar SAS
Meyreuil
(Francia)
Francia EUR 25.000 DhammaEnergySAS
Soci Terzi
40,00
60,00
P.N.
Doggerbank Offshore Wind Farm
Project 1 Holdco Ltd
(†)
Reading
(Regno Unito)
Regno Unito GBP 1.000 EniNorthSeaWind
Soci Terzi
20,00
80,00
P.N.
Doggerbank Offshore Wind Farm
Project 2 Holdco Ltd
(†)
Reading
(Regno Unito)
Regno Unito GBP 1.000 EniNorthSeaWind
Soci Terzi
20,00
80,00
P.N.
Enera Conseil SAS
(†)
Clichy
(Francia)
Francia EUR 9.690 EniG&PFranceSA
Soci Terzi
51,00
49,00
P.N.
Fotovoltaica Escudero SL
Valencia
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 DhammaEnergyGroup
Soci Terzi
45,00
55,00
P.N.
Gas Distribution Company of
Thessaloniki - Thessaly SA
(†)
Ampelokipi -
Menemeni
(Grecia)
Grecia EUR 247.127.605 Eni gas e luce SpA SB
Soci Terzi
49,00
51,00
Co.
Novis Renewables Holdings Llc
Wilmington
(USA)
USA USD 100 Eni New Energy US Inc
Soci Terzi
49,00
51,00
P.N.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(†)L’impresaèacontrollocongiunto.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
467
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(†)L’impresaèacontrollocongiunto.
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Novis Renewables Llc
(†)
Wilmington
(USA)
USA USD 100 Eni New Energy US Inc
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
OVO Energy (France) SAS
Parigi
(Francia)
Francia EUR 66.666,66 Eni gas e luce SpA SB
Soci Terzi
25,00
75,00
P.N.
Vårgrønn AS
(†)
Stavanger
(Norvegia)
Norvegia NOK 100.000 Eni Energy Solutions BV
Soci Terzi
69,60
30,40
P.N.
468
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Power
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Società EniPower Ferrara Srl
(†)
San Donato
Milanese(MI)
Italia EUR 140.000.000 EniPower SpA
Soci Terzi
51,00
49,00
51,00 J.O.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(†)L’impresaèacontrollocongiunto.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
469
CORPORATE E ALTRE ATTIVITÀ
Corporate e Società nanziarie
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Consorzio per l'attuazione del
Progetto Divertor Tokamak Test
DTT Scarl
(†)
Frascati(RM) Italia EUR 1.000.000 Eni SpA
Soci Terzi
25,00
75,00
Co.
Saipem SpA
(#)(†)
San Donato
Milanese(MI)
Italia
EUR
2.191.384.693
Eni SpA
Saipem SpA
Soci Terzi
30,54
2,12
67,34
(a)
P.N.
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Commonwealth Fusion Systems Llc Wilmington
(USA)
USA USD 215.000.514,83 Eni Next Llc
Soci Terzi
P.N.
CZero Inc Wilmington
(USA)
USA USD 8.116.660,78 Eni Next Llc
Soci Terzi
P.N.
Form Energy Inc Somerville
(USA)
USA USD 328.901.396,67 Eni Next Llc
Soci Terzi
P.N.
Obantarla Corp.
Wilmington
(USA)
USA USD 20.499.995 Eni Next Llc
Soci Terzi
P.N.
sHYp BV PBC
Wilmington
(USA)
USA USD 3.000.000 Eni Next Llc
Soci Terzi
P.N.
Tecninco Engineering
Contractors Llp
(†)
Aksai
(Kazakhstan)
Kazakhstan
KZT
29.478.455
EniProgetti SpA
Soci Terzi
49,00
51,00
P.N.
Thiozen Inc
Wilmington
(USA)
USA
USD
2.999.987,81
Eni Next Llc
Soci Terzi
P.N.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(#)SocietàconazioniquotateneimercatiregolamentatiitalianiodialtriPaesidell’UE.
(†)L’impresaèacontrollocongiunto.
(a)QuotadiControllo: EniSpA 31,20
SociTerzi 68,80
470
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Altre attività
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
HEA SpA
(†)
Bologna Italia EUR 50.000 Eni Rewind SpA
Soci Terzi
50,00
50,00
Co.
Progetto Nuraghe Scarl
Porto Torres (SS) Italia EUR 10.000 Eni Rewind SpA
Soci Terzi
48,55
51,45
P.N.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(†)L’impresaèacontrollocongiunto.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
471
ALTRE PARTECIPAZIONI RILEVANTI
Exploration & Production
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
BF SpA
(#)
JolandadiSavoia
(FE)
Italia
EUR
187.059.565
Eni Natural Energies SpA
Soci Terzi
3,32
96,68
F.V.
Consorzio Universitario in Ingegneria
per la Qualità e l’Innovazione
Pisa
Italia
EUR
138.000
Eni SpA
Soci Terzi
16,67
83,33
F.V.
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Administradora del Golfo de Paria Este SA Caracas
(Venezuela)
Venezuela VED
0
Eni Venezuela BV
Soci Terzi
19,50
80,50
F . V .
Brass LNG Ltd Lagos
(Nigeria)
Nigeria USD
1.000.000
Eni Int. NA NV Sàrl
Soci Terzi
20,48
79,52
F.V.
Darwin LNG Pty Ltd WestPerth
(Australia)
Australia AUD
187.569.921,42
Eni G&P LNG Aus. BV
Soci Terzi
10,99
89,01
F.V.
New Liberty Residential Co Llc West Trenton
(USA)
USA USD
0
(a)
EniOil&GasInc
Soci Terzi
17,50
82,50
F.V.
Nigeria LNG Ltd PortHarcourt
(Nigeria)
Nigeria USD
1.138.207.000
Eni Int. NA NV Sàrl
Soci Terzi
10,40
89,60
F.V.
North Caspian Operating Co NV L'A ja
(Paesi Bassi)
Kazakhstan EUR
128.520
Agip Caspian Sea BV
Soci Terzi
16,81
83,19
F.V.
OPCO - Sociedade Operacional Angola LNG SA Luanda
(Angola)
Angola AOA
7.400.000
Eni Angola Prod. BV
Soci Terzi
13,60
86,40
F.V.
Petrolera Güiria SA Caracas
(Venezuela)
Venezuela VED
0
Eni Venezuela BV
Soci Terzi
19,50
80,50
F.V.
SOMG - Sociedade de Operações
e Manutenção de Gasodutos SA
Luanda
(Angola)
Angola AOA
7.400.000
Eni Angola Prod. BV
Soci Terzi
10,57
89,43
F.V.
Torsina Oil Co Il Cairo
(Egitto)
Egitto EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
12,50
87,5 0
F.V.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(#)SocietàconazioniquotateneimercatiregolamentatiitalianiodialtriPaesidell’UE.
(a) Azioni senza valore nominale.
472
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Norsea Gas GmbH Friedeburg-Etzel
(Germania)
Germania EUR 1.533.875,64 Eni International BV
Soci Terzi
13,04
86,96
F.V.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
473
REFINING & MARKETING E CHIMICA
Rening & Marketing
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
BFS Berlin Fuelling Services GbR Berlino
(Germania)
Germania EUR
89.199
EniDeutsch.GmbH
Soci Terzi
12,50
87,5 0
F.V.
Compañia de Economia Mixta “Austrogas”
Cuenca
(Ecuador)
Ecuador
USD
6.863.493
Eni Ecuador SA
Soci Terzi
13,38
86,62
F.V.
Dépôts Pétroliers de Fos SA
Fos-Sur-Mer
(Francia)
Francia
EUR
3.954.196,40
EniFranceSàrl
Soci Terzi
16,81
83,19
F.V.
Dépôt Pétrolier de la Côte d’Azur SAS
Nanterre
(Francia)
Francia
EUR
207.50 0
EniFranceSàrl
Soci Terzi
18,00
82,00
F.V.
Joint Inspection Group Ltd
Cambourne
(Regno Unito)
Regno Unito
GBP
0
(a)
Eni SpA
Soci Terzi
12,50
87,5 0
F.V.
Saudi European Petrochemical Co
IBN ZAHR
AlJubail
(Arabia Saudita)
Arabia
Saudita
SAR
1.200.000.000
Ecofuel SpA
Soci Terzi
10,00
90,00
F.V.
S.I.P.G. Société Immobilière Pétrolière
de Gestion Snc
Tremblay en
France
(Francia)
Francia
EUR
40.000
EniFranceSàrl
Soci Terzi
12,50
87,5 0
F.V.
Sistema Integrado de Gestion
de Aceites Usados
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR
175.713
Eni Iberia SLU
Soci Terzi
15,45
84,55
F.V.
Tanklager - Gesellschaft Tegel (TGT) GbR Amburgo
(Germania)
Germania EUR
4.953
EniDeutsch.GmbH
Soci Terzi
12,50
87,5 0
F.V.
TAR - Tankanlage Ruemlang AG Ruemlang
(Svizzera)
Svizzera CHF
3.259.500
Eni Suisse SA
Soci Terzi
16,27
83,73
F.V.
Tema Lube Oil Co Ltd Accra
(Ghana)
Ghana GHS
258.309
Eni International BV
Soci Terzi
12,00
88,00
F.V.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
(a) Azioni senza valore nominale.
474
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Chimica
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Novamont SpA Novara Italia EUR 13.333.500 Versalis SpA
Soci Terzi
25,00
75,00
F.V.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
475
CORPORATE E ALTRE ATTIVITÀ
Altre attività
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Ottana Sviluppo ScpA
(in fallimento)
Nuoro Italia EUR 516.000 Eni Rewind SpA
Soci Terzi
30,00
70,00
F.V.
(*)C.I.=consolidamentointegrale,J.O.=jointoperation,P.N.=valutazionealpatrimonionetto,Co.=valutazionealcosto,F.V.=valutazionealfairvalue.
476
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
VARIAZIONI DELL'AREA DI CONSOLIDAMENTO VERIFICATESI NELL'ESERCIZIO
Imprese consolidate con il metodo integrale
IMPRESE INCLUSE (N. 91)
4Energia Srl
Milano
Plenitude
Acquisizione
Aldro Energía y Soluciones SLU
Torrelavega
Plenitude
Acquisizione
Aleria Solar SAS
Bastia
Plenitude
Acquisizione
Alpinia Solar SLU
Madrid
Plenitude
Acquisizione
Argon SAS
Argenteuil
Plenitude
Acquisizione
Asian Compounds Ltd
HongKong
Chimica
Acquisizione del controllo
Athies-Samoussy Solar PV1 SAS
Argenteuil
Plenitude
Acquisizione
Athies-Samoussy Solar PV2 SAS
Argenteuil
Plenitude
Acquisizione
Athies-Samoussy Solar PV3 SAS
Argenteuil
Plenitude
Acquisizione
Athies-Samoussy Solar PV4 SAS
Argenteuil
Plenitude
Acquisizione
Athies-Samoussy Solar PV5 SAS
Argenteuil
Plenitude
Acquisizione
Be Charge Srl
Milano
Plenitude
Acquisizione
Be Charge Valle d'Aosta Srl
Milano
Plenitude
Acquisizione
Be Power SpA
Milano
Plenitude
Acquisizione
Belle Magiocche Solaire SAS
Bastia
Plenitude
Acquisizione
Bonete Solar SLU
Madrid
Plenitude
Acquisizione
Brazoria County Solar Project Llc
Dover
Plenitude
Acquisizione
Camelia Solar SLU
Madrid
Plenitude
Acquisizione
CEF 3 Wind Energy SpA
Milano
Plenitude
Acquisizione
Celtis Solar SLU
Madrid
Plenitude
Acquisizione
Desarrollos Empresariales Illas SL
Madrid
Plenitude
Acquisizione
Desarrollos Energéticos Riojanos SL
VillarcayodeMerindadde
CastillalaVieja
Plenitude
Acquisizione
Dhamma Energy Development SAS
Argenteuil
Plenitude
Acquisizione
Dhamma Energy Group Sàrl
Dudelange
Plenitude
Acquisizione
Dhamma Energy Management SLU
Madrid
Plenitude
Acquisizione
Dhamma Energy Rooftop SAS
Argenteuil
Plenitude
Acquisizione
Dhamma Energy SAS
Argenteuil
Plenitude
Acquisizione
Ecovent Parc Eolic SAU
Madrid
Plenitude
Acquisizione
Energias Alternativas Eolicas Riojanas SL
Logroño
Plenitude
Acquisizione
Energías Ambientales de Outes SLU
Madrid
Plenitude
Acquisizione
Eni España Comercializadora De Gas SAU
Madrid
Global Gas & LNG Portfolio
Acquisizione
Eni Natural Energies SpA
SanDonatoMilanese
Exploration & Production
Costituzione
Eni New Energy US Holding Llc
Dover
Plenitude
Costituzione
Eni New Energy US Investing Inc
Dover
Plenitude
Costituzione
Eni North Sea Wind Ltd
Londra
Plenitude
Sopravvenuta rilevanza
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
477
EniBioCh4in Alexandria Srl Società Agricola
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in Annia Srl Società Agricola
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in Appia Srl Società Agricola
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in Aprilia Srl
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in Briona Srl Società Agricola
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in Calandre Energia Srl Società
Agricola
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in Gardillana Società Agricola Srl
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in Grupellum Società Agricola Srl
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in Jonica Srl
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in Maddalena Società Agricola Srl
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in Medea Srl Società Agricola
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in Momo Società Agricola Srl
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in Mortara Società Agricola Srl
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in Pannellia BioGas Srl Società
Agricola
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in Plovera Società Agricola Srl
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in Quadruvium Srl Società Agricola
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in Rhodigium Società Agricola Srl
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in San Benedetto Po Srl Società
Agricola
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in Service BioGas Srl
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in Società Agricola Il Bue Srl
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in SpA
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in Vigevano Srl Società Agricola
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
EniBioCh4in Villacidro Agricole Società
Agricola a responsabilità limitata
SanDonatoMilanese
Rening&Marketing
Acquisizione
Eolica Lucana Srl
Milano
Plenitude
Acquisizione
Estanque Redondo Solar SLU
Madrid
Plenitude
Acquisizione
Finpower Wind Srl
Milano
Plenitude
Acquisizione
Finproject Asia Ltd
HongKong
Chimica
Acquisizione del controllo
Finproject Brasil Industria De Solados Eireli
Franca
Chimica
Acquisizione del controllo
Finproject Guangzhou Trading Co Ltd
Guangzhou
Chimica
Acquisizione del controllo
Finproject India Pvt Ltd
Jaipur
Chimica
Acquisizione del controllo
Finproject Romania Srl
ValeaLuiMihai
Chimica
Acquisizione del controllo
Finproject Singapore Pte Ltd
Singapore
Chimica
Acquisizione del controllo
Finproject SpA
Morrovalle
Chimica
Acquisizione del controllo
Finproject Viet Nam Company Limited
HaiPhong
Chimica
Acquisizione del controllo
Foam Creations (2008) Inc
Quebec City
Chimica
Acquisizione del controllo
Foam Creations México SA de CV
León
Chimica
Acquisizione del controllo
Green Energy Management Services Srl
Roma
Plenitude
Acquisizione
Holding Lanas Solar Sàrl
Argenteuil
Plenitude
Acquisizione
Instalaciones Martínez Díez SLU
Torrelavega
Plenitude
Acquisizione
Ixia Solar SLU
Madrid
Plenitude
Acquisizione
478
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Krypton SAS
Argenteuil
Plenitude
Acquisizione
Lanas Solar SAS
Argenteuil
Plenitude
Acquisizione
Membrio Solar SLU
Madrid
Plenitude
Acquisizione
Olea Solar SLU
Madrid
Plenitude
Acquisizione
Opalo Solar SLU
Madrid
Plenitude
Acquisizione
Padanaplast America Llc
Wilmington
Chimica
Acquisizione del controllo
Padanaplast Deutschland GmbH
Hannover
Chimica
Acquisizione del controllo
Padanaplast Srl
Roccabianca
Chimica
Acquisizione del controllo
Pistacia Solar SLU
Madrid
Plenitude
Acquisizione
Po' Energia Srl Società Agricola
Bolzano
Rening&Marketing
Acquisizione
POP Solar SAS
Argenteuil
Plenitude
Acquisizione
Società Energie Rinnovabili 1 SpA
Roma
Plenitude
Acquisizione
Società Energie Rinnovabili SpA
Palermo
Plenitude
Acquisizione
Tebar Solar SLU
Madrid
Plenitude
Acquisizione
Xenon SAS
Argenteuil
Plenitude
Acquisizione
Zinnia Solar SLU
Madrid
Plenitude
Acquisizione
Eni Hydrocarbons Venezuela Ltd
Londra
Exploration & Production
Sopravvenuta irrilevanza
Eni Trading & Shipping SpA
(in liquidazione)
Roma
Global Gas & LNG Portfolio
Sopravvenuta irrilevanza
Eni Ukraine Holdings BV
Amsterdam
Exploration & Production
Sopravvenuta irrilevanza
Evolvere Smart Srl
Milano
Plenitude
Cancellazione
Llc "Eni Energhia"
Mosca
Exploration & Production
Sopravvenuta irrilevanza
IMPRESE ESCLUSE (N. 5)
SEGAS Services SAE
Damietta
Global Gas & LNG Portfolio
Acquisizione del controllo
congiunto
Damietta LNG (DLNG) SAE
Damietta
Global Gas & LNG Portfolio
Acquisizione del controllo
congiunto
Mozambique Rovuma Venture SpA
SanDonatoMilanese
Exploration & Production
Modicadeljointarrangement
Imprese consolidate joint operation
IMPRESE INCLUSE (N. 2)
IMPRESE ESCLUSE (N. 1)
Relazione sulla gestione | Bilancio consolidato | Bilancio di esercizio | Allegati
479
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
7.189 3.412 10.600 26 7.722 7.748 7.215 11.134 18.349
Servizi di attestazione
155 191 346 - 162 162 155 354 509
Servizi di consulenza scale
- - - - - - - - -
Altri servizi
796 1.395 2.192 - 2.320 2.320 796
(2)
3.715
(3)
4.511
Totale corrispettivi
8.140 4.998 13.138 26 10.204 10.231 8.167 15.203 23.369
(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 veriche 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 verica concordate e iii) certicazione tariffe.
480
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Stampato su carta Fedrigoni Arena
Sede Legale
Capitale Sociale al 31 dicembre 2020: € 4.005.358.876,00 interamente versato
Registro delle Imprese di Roma, codice fiscale 00484960588
Partita IVA 00905811006
Altre Sedi
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