Eni
Relazione Finanziaria Annuale
2022
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2022
Siamo un’impresa dell’energia.
Sosteniamo concretamente una transizione energetica socialmente equa,
con l’obiettivo di preservare il nostro pianeta
e promuovere l’accesso alle risorse energetiche
in maniera efficiente e sostenibile per tutti.
Fondiamo il nostro lavoro sulla passione e l’innovazione.
Sulla forza e lo sviluppo delle nostre competenze.
Sulle pari dignità delle persone, riconoscendo la diversità
come risorsa fondamentale per lo sviluppo dell’umanità.
Sulla responsabilità, integrità e trasparenza del nostro agire.
Crediamo nella partnership di lungo termine con i Paesi e le comunità
che ci ospitano per creare valore condiviso duraturo.
La nostra Mission
Obiettivi globali per lo sviluppo sostenibile
L’agenda 2030 per lo Sviluppo Sostenibile delle Nazioni Unite, presentata a settembre 2015, identifica i
17 Sustainable Development Goals (SDGs) che rappresentano obiettivi comuni di sviluppo sostenibile
sulle complesse sfide sociali attuali. Tali obiettivi costituiscono un riferimento importante per la comunità
internazionale e per Eni nel condurre le proprie attività nei Paesi in cui opera.
Eni
Relazione
Finanziaria
Annuale
2022
RELAZIONE SULLA GESTIONE 4
Attività 6
Modello di business 8
Eni in sintesi 10
Attività di stakeholder engagement 16
Strategia 18
Risk Management Integrato 24
Governance 30
Andamento operativo
Natural Resources 42
Exploration & Production 44
Global Gas & LNG Portfolio 72
Energy Evolution 78
Refining & Marketing e Chimica 80
Plenitude & Power 90
Attività ambientali 96
Commento ai risultati e altre informazioni
Commento ai risultati economico-finanziari 100
Commento ai risultati economico-finanziari di Eni SpA 125
Fattori di rischio e incertezza 134
Evoluzione prevedibile della gestione 161
Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario (DNF) 162
Altre informazioni 242
Glossario 243
Lettera agli azionisti
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 finanziarie, relativa ai temi ambientali, sociali, attinenti al personale, al rispetto dei diritti umani e alla lotta alla corruzione. La ren-
dicontazione di tali temi e gli indicatori illustrati sono definiti in conformità ai “Sustainability Reporting Standards” pubblicati dal Global Reporting Initiative (GRI Standards),
su cui la DNF è sottoposta a limited assurance. Inoltre, sono state considerate le raccomandazioni della Task force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) e le
metriche Core del World Economic Forum (WEF).
Bilancio integrato
La Relazione sulla gestione integrata 2022 è redatta secondo proprie linee guida interne di reporting anche facendo riferimento ai principi contenuti nell’International
Framework dell’IIRC, con l’obiettivo di fornire agli investitori e agli altri stakeholders una visione globale del modello di business, delle strategie industriali e in ambito Cor-
porate Social Responsability e delle performance economiche e di sostenibilità dell’azienda. La mission di Eni rappresenta in maniera più esplicita il cammino che Eni ha
intrapreso per rispondere alle sfide universali, contribuendo al raggiungimento degli Obiettivi per lo Sviluppo Sostenibile (SDGs) che l’Organizzazione delle Nazioni Unite
ha fissato al fine di indirizzare chiaramente le azioni che tutti gli attori devono intraprendere. Adempimenti ESEF (European Single Electronic Format) Questo documento
non è stato predisposto ai sensi del Regolamento Delegato UE 2019/815 (Regolamento ESEF), adottato in attuazione della Direttiva Transparency. Il documento redatto
ai sensi del Regolamento ESEF è disponibile (solo in italiano) nell’apposita sezione del sito internet della Società (www.eni.com, sezione Documentazione) e sul meccani-
smo di stoccaggio centralizzato autorizzato da Consob denominato “1Info” – consultabile all’indirizzo www.1info.it
BILANCIO CONSOLIDATO 246
Schemi di bilancio 248
Note al bilancio consolidato 256
Informazioni supplementari sull’attività Oil & Gas previste dalla SEC 374
Attestazione del management 395
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 flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria,
performance gestionali future, obiettivi di crescita delle produzioni e delle vendite ed esecuzione dei progetti. I forward-looking statements hanno per loro natura una com-
ponente di rischiosità e di incertezza perché dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto
a quelli annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: l’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 macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni interna-
zionali 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.
BILANCIO DI ESERCIZIO 396
Schemi di bilancio 398
Note al bilancio di esercizio 404
Proposte del Consiglio di Amministrazione all’Assemblea degli Azionisti 468
Attestazione del management 469
ALLEGATI 470
Allegati alle note del bilancio consolidato di Eni SpA al 31 dicembre 2022 472
Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2022 472
Variazioni dell’area di consolidamento verificatesi nell’esercizio 512
Corrispettivi di revisione legale dei conti e dei servizi diversi dalla revisione 516
ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
RELAZIONE SULLA GESTIONE
sviluppo necessari in un mercato dell’energia in evoluzione, pro-
muovendo in parallelo una significativa riduzione dell’impronta
carbonica del portafoglio grazie alla pipeline in continua crescita
di progetti nelle rinnovabili e nei biocarburanti.
A pochi mesi dallo scoppio della guerra, in un contesto di incer-
tezza e volatilità, sono stati definiti con i partner storici di Eni
una serie di accordi per diversificare le forniture di gas all’Italia e
all’Europa, che consentiranno di rimpiazzare entro il 2025 il 100%
dei circa 20 miliardi di metri cubi in passato approvvigionati dalla
Russia, anticipando così il programma in atto di focalizzazione
sulle riserve equity.
Aumenteremo le nostre produzioni in Algeria ed Egitto, incremen-
tando i volumi all’export grazie alle infrastrutture esistenti (il ter-
minale di Damietta e i gasdotti TTPC/Transmed gestiti da Sea
Corridor) ed investiremo nel rilancio dei giacimenti nazionali. Nel
medio termine nuove forniture saranno assicurate dallo sviluppo
del progetto gas “Strutture A&E” in Libia. L’altra leva strategica
per la sicurezza e la diversificazione geografica degli approvvigio-
namenti è costituita dai progetti equity GNL, quali in particolare:
il progetto Congo per la valorizzazione delle riserve del blocco
Marine XII con avvio atteso nel 2023; l’ingresso con una quota del
3% nel progetto del Qatar North Field East, il più grande al mondo;
i contributi attesi da Nigeria, Angola, Indonesia; ed infine il Mo-
zambico, nuova frontiera del GNL su scala globale grazie all’avvio
di portata storica della produzione dal giacimento Coral South,
realizzato in soli 5 anni e in linea con tempi e costi programmati,
nonostante le interruzioni causate dalla pandemia.
Nel periodo di massima volatilità dei mercati, Eni ha preservato
con successo, senza aiuti esterni, la solidità patrimoniale dell’a-
zienda gestendo proattivamente i significativi rischi finanziari
emersi a seguito dell’avvio della guerra in Ucraina, attraverso l’in-
cremento delle riserve di liquidità, la ristrutturazione delle attività
di copertura per ridurre il rischio “marginazione” e la rimodulazio-
ne degli impegni in vendita in relazione a possibili interruzioni nei
flussi di gas russo.
Cari Azionisti,
il 2022 è stato un anno molto impegnativo per la nostra compa-
gnia, chiamata a dare risposte rapide e concrete alla crisi energe-
tica europea gestendone i relativi rischi, e a progredire al tempo
stesso nella transizione verso un modello di sviluppo sostenibile
in linea con gli obiettivi climatici dell’UE e dell’agenda ONU 2030.
L’invasione militare dell’Ucraina da parte della Russia ha eviden-
ziato in modo drammatico come la nostra civiltà abbia bisogno
di energia sicura e a costi accessibili. Il tema della continuità e
dell’affidabilità degli approvvigionamenti ha ridisegnato almeno
nel breve termine le priorità delle agende energetiche degli Stati e
degli operatori, bilanciate peraltro dalla conferma e anzi accelera-
zione degli obiettivi di decarbonizzazione a medio e lungo termi-
ne nella consapevolezza che la risposta alla sfida climatica non
possa essere ritardata. Siamo convinti che la nostra strategia
distintiva, basata sull’utilizzo degli strumenti e delle tecnologie
disponibili in grado di ridurre da subito le emissioni e sulla cen-
tralità del gas nel nostro portafoglio, data la sua minore impronta
carbonica, sia in grado di portare soluzioni concrete ed efficaci
alla triplice sfida della sostenibilità ambientale, sicurezza energe-
tica e accessibilità, attraverso la diversificazione a livello geogra-
fico e tecnologico delle fonti energetiche. Lavoreremo con tutti i
nostri stakeholder e partner per realizzare tale disegno.
Nel fronteggiare sfide che mai si erano presentate negli ultimi
anni, la nostra compagnia ha ottenuto risultati eccellenti facendo
leva sulla disciplina finanziaria e la costante attenzione all’asset
integrity, ha contribuito in modo rilevante alla sicurezza energe-
tica dell’Italia e dell’Europa e ha rilanciato obiettivi di continuo
Lettera agli azionisti
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022
Il 2022 è stato un anno di sostanziali progressi nella nostra
strategia di transizione energetica, fondata sulle tecnologie
proprietarie, sul modello satellitare e sulle alleanze con gli
stakeholders.
Uno dei driver del nostro percorso di decarbonizzazione è co-
stituito dalle tecnologie maturate nell’ambito dei business tradi-
zionali. La tecnologia di raffinazione Ecofining è stata applicata
con successo nella riconversione in bioraffinerie dei siti di Gela
e Venezia. Le tecnologie di giacimento e di stoccaggio del gas
sono utilizzate per sviluppare, in sinergia con i campi petroliferi
esausti, soluzioni efficaci per la cattura e lo stoccaggio della CO
2
.
Il primo impiego è previsto nel Regno Unito nella realizzazione
dell’hub di stoccaggio di Hynet, che farà leva sui nostri giacimenti
esauriti nella Liverpool Bay con avvio nel 2025 ed una capacità di
stoccaggio target di 10 milioni di tonnellate/anno dal 2030. Nel
2024 partirà in joint venture con Snam la fase sperimentale per la
realizzazione di un hub CCS nell’offshore di Ravenna, dalle con-
siderevoli potenzialità, attraverso lo sfruttamento di giacimenti
esausti e delle infrastrutture Eni nell’area.
Fondamentali per il successo di lungo termine dell’Azienda,
sono le tecnologie proprietarie “break-through”, quali la fusione
a confinamento magnetico, una fonte di energia potenzialmen-
te inesauribile, sicura e a zero emissioni, in grado di cambiare il
paradigma energetico futuro. Commonwealth Fusion System, la
partnership con il MIT e della quale siamo principale azionista,
realizzerà nei prossimi anni un impianto pilota per la produzione
di energia da fusione.
Il distintivo modello “satellitare” Eni prevede la creazione di so-
cietà indipendenti, impegnate nella progressiva riduzione e azze-
ramento delle emissioni “Scope 3”, in grado di far emergere il va-
lore inespresso mediante possibili cessioni di quote minoritarie o
la quotazione sul mercato. Queste entità, da un lato, potendo be-
neficiare delle tecnologie, del know-how e dei servizi Eni, saranno
in grado di accedere a capitali specializzati, e dall’altro, consenti-
ranno di aumentare la flessibilità finanziaria del Gruppo. Mentre
Plenitude è focalizzata a fornire il 100% di prodotti decarboniz-
zati, a inizio 2023 è diventata operativa Eni Sustainable Mobility,
che offrirà prodotti e soluzioni progressivamente decarbonizzati
alle persone in movimento, facendo leva sull’esteso network di
punti vendita e sullo sviluppo della bioraffinazione verticalmente
integrata con il nostro agri-business.
Tale modello è stato applicato in alcune geografie E&P, dove i
significativi investimenti saranno finanziati in modo autonomo,
consentendo a Eni di liberare risorse finanziarie a beneficio della
sicurezza e sostenibilità energetica. Dopo il successo dell’ope-
razione Vår Energi in Norvegia con la quotazione in borsa e l’in-
gresso di nuovi investitori, ad agosto è diventata operativa Azu-
le Energy, la joint venture con bp che combina gli asset dei due
partner in Angola, con l’obiettivo di creare valore per gli azionisti
attraverso lo sviluppo di progetti organici, quali Agogo e il New
Gas Consortium per la valorizzazione di gas non associato del
Paese, e la massimizzazione delle sinergie operative. In futuro
intendiamo replicare tale modello in altre geografie E&P.
Il nostro percorso di decarbonizzazione si fonda anche sui bio-
carburanti avanzati, prodotti da feedstock di scarto o non in
competizione con la catena alimentare, quale l’olio di palma le cui
forniture sono state interrotte da ottobre 2022, che sfrutteranno
in misura crescente l’integrazione con il nostro agri-business. A
luglio è stato avviato in Kenya il primo di tali progetti e sempre di
più l’Africa diverrà parte di una filiera integrata verticalmente con
la nostra bioraffinazione per la fornitura di un bio-olio a partire da
materie prime prodotte in terreni degradati, con importanti, po-
sitive ricadute sull’occupazione e sullo sviluppo locale. Nel 2022
è stato consegnato agli impianti Eni il primo carico di tale olio, il
cui risparmio emissivo è superiore agli standard europei previsti
dalla Direttiva Rinnovabili. Intendiamo esportare tale modello in
altri Paesi del continente africano, in Congo, Mozambico, Ango-
la, Costa d’Avorio, Benin, Ruanda e poi in Kazakhstan, dove sono
in corso studi di fattibilità, nonché in Italia in collaborazione con
Bonifiche Ferraresi. L’agri-business incarna i fondamentali pilastri
della sostenibilità Eni: decarbonizzazione, economia circolare,
local content. Con il SAF, Sustainable Aviation Fuel di produzio-
ne, Eni contribuisce alla decarbonizzazione del trasporto aereo
grazie alle produzioni di Taranto e Livorno mediante la tecnolo-
gia proprietaria Ecofining. Nel 2024 sarà avviata la produzione di
biojet a Gela e Venezia con l’obiettivo di raggiungere una capacità
di produzione di 0,2 milioni di tonnellate al 2026.
La sostenibilità è entrata nelle nostre operazioni di raccolta di
capitale. Con l’adozione nel 2021 del “Sustainability-Linked Fi-
nancing Framework”, la Società si è fissata l’obiettivo di arrivare
a coprire con strumenti finanziari indicizzati a obiettivi di soste-
nibilità il 25% del debito lordo totale entro il 2025. In tale ambito,
a febbraio 2023 la Società ha concluso con successo il colloca-
mento presso il pubblico retail italiano di un bond indicizzato a
due degli obiettivi del framework sostenibile Eni, dell’ammontare
di €2 miliardi con richieste pari a cinque volte l’offerta.
Grazie al crescente impegno nella trasparenza e al modello di
business costruito da Eni per creare valore sostenibile nel lungo
termine, nel 2022, Eni ha confermato o migliorato le valutazioni di
ALLEGATI ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
eccellenza nei principali rating ESG utilizzati dai mercati finanzia-
ri: MSCI ESG, Sustainalytics ESG Risk Rating, ISS ESG, Bloomberg
New Energy Finance Oil & Gas Transition Score, Moody’s ESG So-
lutions, CDP Climate Change, Transition Pathway Initiative e otte-
nuto la conferma, per il sedicesimo anno consecutivo, nell’indice
di borsa specializzato FTSE4Good Developed. Infine, Eni è stata
inserita nell’indice MIB
®
ESG di Borsa Italiana, il nuovo indice de-
dicato alle blue chip che eccellono nella performance ESG. Con
riferimento alla parità di genere, Eni è stata inclusa per il secondo
anno consecutivo nel Bloomberg Gender Equality Index 2023 e
nella Top 100 del Gender Equality Ranking di Equileap.
In un contesto di mercato favorevole, i risultati 2022 sono sta-
ti sostenuti dalla disciplina finanziaria e dal controllo dei costi,
dall’efficacia operativa e dall’attenta gestione dei rischi derivanti
dalla volatilità dei prezzi e dalla carenza di offerta. L’utile operati-
vo adjusted pari a €20,4 miliardi, più del doppio del 2021, è stato
trainato dalle eccellenti performance di E&P (+€7 miliardi), in gra-
do di cogliere l’upside dello scenario petrolifero, di GGP (+€1,5
miliardi), grazie alla continua ottimizzazione del portafoglio diver-
sificato tra gas e GNL, e di R&M (+€2,2 miliardi) che in un mercato
corto di prodotti raffinati ha fatto leva sulla disponibilità degli im-
pianti, la gestione del flusso di output e le azioni di efficienza sui
consumi interni di gas ottenendo una performance record. L’utile
netto adjusted è stato di €13,3 miliardi, più del triplo del 2021,
grazie anche alla crescita delle nostre partecipazioni all’equity.
L’andamento della gestione ha consentito di generare un robusto
cash flow di €20,4 miliardi, al netto di €8,5 miliardi di imposte
pagate inclusive del versamento di oltre €1 miliardo di contributi
straordinari. Al netto della copertura degli investimenti organici di
€8,2 miliardi e del fabbisogno per circolante e stoccaggio gas, il
flusso di cassa discrezionale di €12,8 miliardi è stato essenzial-
mente impiegato per finanziare le acquisizioni nette, remunerare
gli azionisti con €5,4 miliardi (dividendi di €3 miliardi e un pro-
gramma di buy-back accelerato di €2,4 miliardi) e ridurre l’inde-
bitamento finanziario netto di €2 miliardi portando il leverage al
minimo storico di 0,13. La manovra di portafoglio ha riguardato
le acquisizioni per accelerare la crescita di Plenitude, gli asset
per la diversificazione degli approvvigionamenti di gas, tra cui la
FLNG Tango per il progetto Congo GNL e il 3% nel progetto NFE
in Qatar, nonché l’aumento di capitale per il rilancio di Saipem
molto apprezzato dal mercato.
L’esplorazione ha continuato a fornire performance eccellenti
con la scoperta di circa 750 milioni di boe di nuove risorse, al co-
sto unitario competitivo inferiore ai 2 $/boe, grazie al contributo
dell’appraisal di Baleine e ai ritrovamenti di gas a Cipro, in Algeria,
Egitto, Angola e Emirati Arabi Uniti.
Plenitude ha migliorato gli obiettivi fissati per il 2022 con un
EBITDA Proforma superiore a €0,6 miliardi e una capacità in-
stallata al 31 dicembre di oltre 2 GW.
Versalis, penalizzata dalla rinnovata pressione competitiva nei
segmenti commodity, ha avviato un processo di trasformazione
verso un portafoglio prodotti sostenibile e competitivo, rafforzan-
do la partnership con Novamont per lo sviluppo del business del-
la chimica verde ed avanzando la riconversione dell’hub di Porto
Marghera grazie all’accordo con Forever Plast per il riciclo mec-
canico di rifiuti plastici.
Strategia e obiettivi
Il Piano Eni per il quadriennio ’23-’26 identifica le azioni e le inizia-
tive industriali finalizzate a consolidare la strategia di transizione:
(a) facendo leva sull’integrazione di tecnologie e sui nuovi modelli
di business volti ad offrire prodotti decarbonizzati ai clienti e, a ga-
rantire la sicurezza energetica e la sua sostenibilità attraverso la
diversificazione geografica delle fonti, e (b) assicurando cash flow
e ritorni economici. Allo scenario Brent di 85 $/barile nel 2023 e
di $80 nel lungo termine, abbiamo varato una manovra di spesa
da €37 miliardi, di cui circa il 25% destinata a progetti low carbon.
Le linee guida della E&P sono la massimizzazione della genera-
zione di cassa attraverso la focalizzazione sugli asset a maggio-
re profittabilità, l’approccio di sviluppo fast track e la riduzione
delle emissioni dirette. I principali sviluppi riguarderanno soprat-
tutto le iniziative gas in Congo, Libia, Egitto, Italia e Medio Oriente,
nonché il giant a olio di Baleine in Costa d’Avorio. Grazie a questi
sviluppi e al mantenimento del plateau agli asset in produzione,
prevediamo nel quadriennio ’23-’26 un CAGR del 3-4%, sostenuto
dalla componente organica e con un bilanciamento a favore del
gas, la cui quota è prevista raggiungere il 60% entro il 2030.
Manteniamo il nostro impegno nell’esplorazione quale driver di
crescita e a sostegno della sicurezza energetica con investimenti
medi di circa €0,5 miliardi per anno e iniziative focalizzate sul gas,
sui temi maturi/near field in Nord Africa, Africa Occidentale e EAU.
La redditività del business GGP sarà sostenuta facendo leva sulla
massimizzazione del valore dei progetti gas e GNL equity inte-
grati e sulle flessibilità del portafoglio. I volumi contrattualizzati
di GNL sono attesi superare 18 milioni di tonnellate/anno entro il
2026 verso 9 milioni di tonnellate/anno del 2022.
Prevediamo una rilevante espansione del segmento dei biocar-
buranti con un’accelerazione del target di capacità di bioraffina-
zione con oltre 3 milioni di tonnellate all’anno entro il 2025, grazie
al contributo delle iniziative in Italia (una bioraffineria a Livorno),
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022
Malesia e Stati Uniti, con una resa in biojet fino a 0,2 milioni di
tonnellate al 2026. Lo sviluppo dell’integrazione verticale nella fi-
liera agrihub fornirà al 2026 oltre 700 mila tonnellate di bio-olio,
con ricadute positive sulla stabilità dei margini.
Plenitude continuerà il programma di espansione con l’obiettivo
di raggiungere al 2026 una potenza installata da capacità rinno-
vabile superiore a 7 GW, una base clienti fino a oltre 11 milioni e
il potenziamento della rete di punti di ricarica per veicoli elettrici
portandola ad oltre 30.000 unità.
Confermiamo le nostre milestone per conseguire la neutralità
carbonica al 2050 per le emissioni Scope 1, 2 e 3, con la riduzione
del 35% entro il 2030 e dell’80% entro il 2040 rispetto ai livelli del
2018 e per le emissioni Scope 1 e 2 il raggiungimento delle zero
emissioni nette entro il 2035.
In uno scenario incerto e volatile, le iniziative identificate da Eni
nel 2022 con rapidità e visione e che saranno eseguite nel Piano
’23-’26, ci consentiranno di rispondere in maniera efficace alle
richieste di sicurezza energetica e diversificazione del sistema
Europa e al tempo stesso di traguardare i nostri obiettivi di de-
carbonizzazione. La disciplina finanziaria nella selezione degli in-
vestimenti, l’attenzione ai costi e la gestione dei rischi ci permet-
teranno, unitamente alle azioni industriali pianificate, di ottenere
una solida generazione di cassa in grado di finanziare i capex or-
ganici e di garantire ritorni al top dell’industria agli azionisti attra-
verso il nostro nuovo programma di dividendo e di buy-back delle
azioni, mantenendo al contempo una solida struttura finanziaria
con un leverage del 10-20% e un’adeguata flessibilità in caso di
mutamenti repentini dello scenario.
I nostri stakeholder beneficeranno dell’azione industriale sempre
più sostenibile di Eni grazie al nostro impegno a garantire l’accesso
a un’energia affidabile e con costi accessibili, alla riduzione delle
emissioni, alla promozione di nuovi modelli di business per acce-
lerare la transizione dei nostri clienti, al rispetto dei diritti umani in
tutte le fasi delle nostre attività, alla promozione del local content e
dell’economia circolare, nonché alla crescita umana e professiona-
le delle nostre persone fondata sulla valorizzazione del contributo
di ciascuno, sull’inclusione, sulla motivazione e sul rispetto.
Roma, 16 marzo 2023
Lucia Calvosa
La Presidente
Claudio Descalzi
L’
Amministratore Delegato
Per il Consiglio di Amministrazione
ALLEGATI ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
RELAZIONE
SULLA GESTIONE
Attività 6
Modello di business 8
Eni in sintesi 10
Attività di stakeholder engagement 16
Strategia 18
Risk Management Integrato 24
Governance 30
Andamento operativo
Natural Resources 42
Exploration & Production 44
Global Gas & LNG Portfolio 72
Energy Evolution 78
Refining & Marketing e Chimica 80
Plenitude & Power 90
Attività ambientali 96
Commento ai risultati e altre informazioni
Commento ai risultati economico-finanziari 100
Commento ai risultati economico-finanziari di Eni SpA 125
Fattori di rischio e incertezza 134
Evoluzione prevedibile della gestione 161
Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario (DNF) 162
Altre informazioni 242
Glossario 243
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 generazione di energia
elettrica da cogenerazione e da fonti rinnovabili, alla raffinazione e alla chimica tradizionali e bio, fino allo
sviluppo di processi di economia circolare. Eni estende il proprio raggio d’azione fino ai mercati finali,
commercializzando gas, energia elettrica e prodotti ai mercati locali e ai clienti retail e business, a cui
offre anche servizi di efficienza energetica e mobilità sostenibile. Competenze consolidate, tecnologie,
diversificazione geografica e delle fonti, alleanze per lo sviluppo e innovativi modelli di business e
finanziari sono le leve di Eni per continuare a generare valore, rispondendo in maniera efficace alle sfide
del trilemma energetico (sostenibilità ambientale, sicurezza energetica e accessibilità).
In particolare, Eni è impegnata a diventare una compagnia leader nella produzione e vendita di prodotti e
servizi energetici decarbonizzati, sempre più orientata al cliente.
La strategia di Neutralità Carbonica al 2050 di Eni si basa su un piano di trasformazione industriale che
prevede l’utilizzo di soluzioni tecnologiche già disponibili ed economicamente sostenibili, quali:
62
i Paesi in cui
siamo presenti
32.188
i nostri dipendenti
PRODUZIONE DA
FONTI RINNOVABILI
ACQUISTO MATERIE
PRIME, SCARTI
E RESIDUI
BIO E RINNOVABILI
SVILUPPO FILIERA
AGROBIO-FEEDSTOCK
PRODUZIONE OLIO & GAS
ESPLORAZIONE
E SVILUPPO
ACQUISTO GAS
DA TERZI
GENERAZIONE ELETTRICA
RETE
DI TRASPORTO
TRADING
& SHIPPING
BONIFICHE, GESTIONE
ACQUE & RIFIUTI
E RIQUALIFICAZIONE
CATTURA, STOCCAGGIO
E UTILIZZO DELLA CO
²
RAFFINAZIONE
E CHIMICA
TRADIZIONALE E BIO
CO
2
CARBON OFFSETS
OLIO & GAS
PRODOTTI CHIMICI
TRADIZIONALI,
DA RICICLO E BIO
ENERGIA
ELETTRICA
FOTOVOLTAICO
MOBILITÀ SOSTENIBILE
EFFICIENZA ENERGETICA
E-MOBILITY
FOOD
LUBRIFICANTI
MERCATI
RETAIL
PAESI
OSPITANTI
MERCATI
BUSINESS
SERVICES
CARBURANTI
BIOCARBURANTI
PRODOTTI SERVIZI
THIRD PARTY INDUSTRY
CO
2
CCUS
SERVIZI DI RETE
LA CATENA DEL VALORE
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 20226
• Crescita progressiva della componente gas come fonte energetica ponte nella transizione, affian-
cata da investimenti per la riduzione delle emissioni;
• Bioenergia attraverso lo sviluppo di biometano e biocarburanti, con un apporto crescente di materia
prima proveniente da rifiuti e scarti e da una filiera integrata di produzione di agri-feedstock non in
competizione con la filiera alimentare;
• Rinnovabili attraverso l’incremento della capacità e l’integrazione con il business retail;
• Carbon Capture Storage (CCS) attraverso lo sviluppo di hub dedicati allo stoccaggio della CO
2
per
le emissioni hard-to-abate da siti industriali Eni e di terzi;
• Progressivo aumento della produzione di nuovi vettori energetici, tra cui l’idrogeno.
All’utilizzo su scala di tali soluzioni, si affianca la ricerca su tecnologie breakthrough, quali la fusione a con-
finamento magnetico, che possono contribuire a rivoluzionare il settore dell’energia. Le emissioni residue,
cioè quelle che non possono essere ridotte a causa di vincoli tecnici ed economici, verranno compensate
attraverso l’utilizzo di carbon offset di alta qualità, principalmente derivanti da Natural Climate Solutions.
PRODUZIONE DA
FONTI RINNOVABILI
ACQUISTO MATERIE
PRIME, SCARTI
E RESIDUI
BIO E RINNOVABILI
SVILUPPO FILIERA
AGROBIO-FEEDSTOCK
PRODUZIONE OLIO & GAS
ESPLORAZIONE
E SVILUPPO
ACQUISTO GAS
DA TERZI
GENERAZIONE ELETTRICA
RETE
DI TRASPORTO
TRADING
& SHIPPING
BONIFICHE, GESTIONE
ACQUE & RIFIUTI
E RIQUALIFICAZIONE
CATTURA, STOCCAGGIO
E UTILIZZO DELLA CO
²
RAFFINAZIONE
E CHIMICA
TRADIZIONALE E BIO
CO
2
CARBON OFFSETS
OLIO & GAS
PRODOTTI CHIMICI
TRADIZIONALI,
DA RICICLO E BIO
ENERGIA
ELETTRICA
FOTOVOLTAICO
MOBILITÀ SOSTENIBILE
EFFICIENZA ENERGETICA
E-MOBILITY
FOOD
LUBRIFICANTI
MERCATI
RETAIL
PAESI
OSPITANTI
MERCATI
BUSINESS
SERVICES
CARBURANTI
BIOCARBURANTI
PRODOTTI SERVIZI
THIRD PARTY INDUSTRY
CO
2
CCUS
SERVIZI DI RETE
7ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Modello di business
Il nostro modello di business è volto alla creazione di valore di lungo termine per tutti gli stakeholder attra-
verso una forte presenza lungo tutta la catena del valore dell’energia. Il fulcro è rappresentato dalla mission
aziendale
1
, ispirata all’Agenda 2030 delle Nazioni Unite, le cui fondamenta si sostanziano nel nostro approc-
cio distintivo, che permea tutte le attività.
Eni continua il suo impegno al soddisfacimento dei pilastri essenziali del trilemma energetico, attraverso il
conseguimento della sostenibilità ambientale unitamente alla sicurezza energetica e all’accessibilità.
Tali obiettivi fanno leva sulla diversificata presenza geografica e su un diversificato mix delle fonti energetiche,
che unitamente ad un portafoglio di nuove tecnologie e al loro sviluppo fast-track, consentiranno di creare un
mix energetico diversificato per la transizione energetica e per sostenere la sicurezza energetica, proseguen-
do nella creazione di valore e di opportunità breakthrough, riconoscendo al tempo stesso il ruolo essenziale di
partnership e alleanze con gli stakeholder per assicurare un coinvolgimento attivo nella trasformazione del
sistema energetico.
Il nostro modello agile e innovativo coniuga l’utilizzo di tecnologie proprietarie alla base dei business tradizio-
nali allo sviluppo di un modello satellitare, con entità dedicate in grado di accedere autonomamente al merca-
to dei capitali per finanziare la propria crescita e al contempo di far emergere il valore reale di ogni business.
A supporto di questo modello integrato si inseriscono il sistema di Corporate Governance
2
, basato sui princi-
pi di trasparenza e integrità, il processo di Risk Management Integrato
3
funzionale per assicurare, attraverso
la valutazione e l’analisi dei rischi e delle opportunità del contesto di riferimento, decisioni consapevoli e stra-
tegiche e l’analisi di materialità
4
che approfondisce gli impatti più significativi generati da Eni su economia,
ambiente e persone, inclusi quelli sui diritti umani.
Il funzionamento del modello di business si basa sul miglior utilizzo possibile di tutte le risorse (input) di cui
l’organizzazione dispone e sulla loro trasformazione in output, mediante l’attuazione della propria strategia,
contribuendo al contempo al raggiungimento degli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) dell’Agenda 2030.
Eni, inoltre, combina in maniera organica il proprio piano industriale con i principi di sostenibilità ambientale e
sociale, articolando le proprie azioni lungo tre leve:
ECCELLENZA OPERATIVA: Il business di Eni ambisce all’eccellenza operativa attraverso un impegno con-
tinuo per la valorizzazione, la salute e la sicurezza delle persone, l’integrità degli asset, la tutela dell’ambien-
te, il rispetto dei diritti umani, la resilienza e la diversificazione delle attività e la solidità finanziaria. Questi
elementi consentono ad Eni di cogliere le opportunità legate alle possibili evoluzioni del mercato dell’ener-
gia e di continuare nel proprio percorso di trasformazione.
NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050: Eni ha intrapreso un percorso che porterà alla totale decarbonizza-
zione dei processi e dei prodotti entro il 2050, considerando le emissioni generate lungo l’intero ciclo di
vita dei prodotti energetici. Questo percorso, conseguito attraverso tecnologie già esistenti, consentirà ad
Eni di abbattere totalmente la propria impronta carbonica, sia in termini di emissioni nette che in termini di
intensità carbonica netta. In questo contesto il gas figura come fonte energetica ponte nella transizione.
ALLEANZE PER LO SVILUPPO: Eni mira alla riduzione della povertà energetica nei Paesi in cui opera attra-
verso lo sviluppo di infrastrutture legate al business tradizionale ma anche alle nuove frontiere delle rinno-
vabili con l’obiettivo di generare valore nel lungo periodo, trasferendo il proprio know-how e competenze ai
partner locali (c.d. approccio “Dual Flag”). In tali Paesi Eni promuove iniziative a sostegno delle comunità
locali per favorire, oltre all’accesso all’energia, la diversificazione economica, la formazione, la salute delle
comunità, l’accesso all’acqua e ai servizi igienici e la tutela del territorio, in collaborazione con attori interna-
zionali e in linea con i Piani di Sviluppo Nazionali e l’Agenda 2030.
Siamo una
società integrata
dell’energia
impegnata
nella transizione
energetica
socialmente equa
che, con soluzioni
concrete ed
economicamente
sostenibili, mira
a far fronte alle
cruciali sfide
del nostro tempo:
contrastare
il cambiamento
climatico
e dare accesso
all’energia
in maniera
efficiente e
sostenibile
per tutti
(1) Si rinvia alla sezione dedicata del presente report.
(2) Si rinvia al capitolo “Governance”.
(3) Si rinvia al capitolo “Risk Management Integrato”.
(4) Si rinvia alla “Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario”, sezione “Temi materiali per Eni”.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 20228
CREAZIONE DI VALORE PER TUTTI GLI STAKEHOLDER
Attraverso la presenza integrata nell'intera catena del valore dell’energia
Approccio per
accompagnare la
trasformazione
ECCELLENZA
OPERATIVA
Decarbonizzazione dei
prodotti e dei processi
NEUTRALITÀ
CARBONICA
AL 2050
Creazione di valore
condiviso con i Paesi
di presenza
ALLEANZE
PER LO SVILUPPO
STRATEGIA E TARGET
R
I
S
K
M
A
N
A
G
E
M
E
N
T
C
O
R
P
O
R
A
T
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G
O
V
E
R
N
A
N
C
E
INPUT OUTPUT
MISSION
ENERGY
EVOLUTION
NATURAL
RESOURCES
TECNOLOGIE
PROPRIETARIE
E BREAKTHROUGH
MODELLO
SATELLITARE
DIVERSIFICAZIONE
GEOGRAFICA E DELLE
FONTI ENERGETICHE
516,5 mln
di GJ consumo totale
di energia
32.188
dipendenti
oltre 300.000 km
2
di permessi
exp/sviluppo oil & gas
Flessibilità
portafoglio
gas/GNL
10,1 mln
clienti (pdf)
€67 mld
capitale investito
~8.000
brevetti in vita
€76,4 mln
investimenti per
lo sviluppo locale
€8,2 mld
investimenti netti
-8%
Net GHG Lifecycle
Emissions
(Scope 1+2+3)
0,41 TRIR
(infortuni registrabili
/ore lavorate)
2,3 GW
capacità da fonti
rinnovabili
Biofuel
sostenibili
€5,4 mld
remunerazione
degli azionisti
€20,4 mld
flusso di cassa
organico
13%
leverage
Accesso di
120 mila
persone a servizi
sanitari
€8,5 mld
imposte pagate
~750 mln boe
risorse scoperte
V
A
L
U
E
C
H
A
I
N
I
N
T
E
G
R
A
T
A
D
I
S
C
I
P
L
I
N
A
F
I
N
A
N
Z
I
A
R
I
A
9ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATORELAZIONE SULLA GESTIONE
Eni in sintesi
“Nel 2022 ci siamo fortemente impe-
gnati non solo nel progredire nei nostri
obiettivi di sostenibilità ambientale,
ma anche nel garantire la sicurezza
energetica all’Italia e quindi all’Euro-
pa, costruendo una diversificazione
geografica e delle fonti energetiche. I
risultati operativi e finanziari che ab-
biamo raggiunto sono stati eccellenti,
così come la capacità di garantire in
tempi rapidi forniture stabili all’Italia
e all’Europa e il progresso nei piani di
decarbonizzazione.
Durante l’anno abbiamo concluso una
serie di accordi e di attività per rim-
piazzare in modo definitivo il gas rus-
so entro il 2025, potendo contare sulle
nostre solide relazioni con i Paesi pro-
duttori e sul nostro modello di svilup-
po accelerato, che ci consentiranno di
incrementare i flussi di gas da Algeria,
Egitto, Mozambico, Congo e Qatar.
L’ultima operazione con la società di
Stato libica NOC per lo sviluppo del
progetto “Strutture A&E” e i recenti
successi esplorativi nelle acque di
Cipro, Egitto e Norvegia andranno a
rafforzare la diversificazione geogra-
fica della nostra catena integrata di
forniture.
Questa pronta reazione alla crisi del gas
e l’integrazione con le attività upstream
sono stati un importante fattore alla
base dei risultati del settore GGP, in
grado di onorare gli impegni di vendita
diversificando le fonti”.
Claudio Descalzi
AD Eni
In un contesto di mercato favo-
revole, i risultati 2022 sono stati
sostenuti dalla disciplina finanzia-
ria e dal controllo dei costi, dall’ef-
ficacia operativa e dall’attenta
gestione dei rischi derivanti dalla
volatilità dei prezzi e dalla carenza
di offerta.
€13,3 mld
utile netto adjusted
€20,4 mld
CFFO adjusted
27%
del CFFO
remunerazione azionisti
€7 mld
indebitamento
finanziario netto
13%
leverage
HIGHLIGHT
FINANZIARI
MODELLO DI BUSINESS
SATELLITARE
Nel 2022 compiuti significativi pro-
gressi nello sviluppo del distintivo
modello satellitare Eni, che prevede la
creazione di entità focalizzate su ambi-
ti definiti in grado di accedere in via au-
tonoma a specifici pool di capitali per
finanziarne la crescita e per ottenere
un pieno riconoscimento dei valori ine-
spressi (Plenitude, Sustainable Mobi-
lity, Vår Energi, Azule Energy).
Tali entità continueranno a beneficiare
delle tecnologie, del know-how e dei
servizi Eni, consentendo al contempo
al Gruppo di ottimizzare la propria
struttura finanziaria.
SUSTAINABLE MOBILITY
PLENITUDE
VÅR ENERGI
AZULE ENERGY
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202210
50%
del gas approvvigionato
dalla Russia sostituito
90%
riutilizzo delle
acque dolci
13,1 mgl
punti di ricarica
veicoli elettrici
750 mln/boe
di nuove risorse scoperte
1,1 mln tonn/a
capacità bioraffinazione
€76,4 mln
investimenti per lo sviluppo locale
120.000 persone
con accesso ai servizi sanitari
ECCELLENZA
OPERATIVA
NEUTRALITÀ
CARBONICA AL 2050
Nonostante la volatilità dello scenario energetico ab-
biamo conseguito importanti performance operative,
continuando a perseguire i nostri obiettivi strategici.
30 mln ton CO2
-11% vs. 2021
Net carbon footprint Eni
(Scope 1 + 2)
Nel 2022 è proseguito l’impegno di Eni nella riduzione
delle emissioni GHG.
Costituita la società Eni Sustainable Mobility per por-
tare avanti il piano di azzeramento delle emissioni dei
clienti, con l’obiettivo di offrire soluzioni per una mobilità
sempre più decarbonizzata ai clienti in Italia e in Europa.
ALLEANZE PER
LO SVILUPPO
Conclusi diversi accordi nell’ambito della soste-
nibilità e dell’innovazione, potendo contare sulle
nostre solide relazioni con i Paesi ospitanti e sul
nostro modello di sviluppo accelerato, con l’obiet-
tivo di favorire il processo di transizione energeti-
ca e decarbonizzazione delle nostre attività.
INNOVAZIONE
TECNOLOGICA
+400 progetti
ACCELERATI I NOSTRI
INVESTIMENTI IN R&S:
Rafforzate collaborazioni con le principali università e ampliato l’ecosistema di innovazio-
ne attraverso Eni Next, la venture capital focalizzata sulle start-up ad alto potenziale, ed
Eniverse, volto a scalare le tecnologie proprietarie per nuove opportunità di business. At-
traverso CFS, spin-off del MIT, proseguiamo nello sviluppo della fusione a confinamento
magnetico, attraverso la costruzione SPARC, un impianto sperimentale previsto in avvio
nel 2025. Nel marzo 2023, è stata completata l'installazione al largo di Pantelleria, del pri-
mo dispositivo al mondo ISWEC (Inertial Sea Wave Energy Converter) per la produzione
di energia rinnovabile offshore in grado di convertire il moto delle onde in elettricità.
~8.000 brevetti
TRIR 0,41%
66 gCO2eq./MJ
-0,4% Net Carbon Intensity vs. 2021
2,3 GW
capacità installata da fonti
rinnovabili di gruppo
raddoppiata vs. 2021
SDG: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
SDG: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 13 15 17
SDG: 7 9 12 13 15 17
SDG: 7 9 12 13 17
11ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Profilo dell’anno
• Nel 2022 Eni ha conseguito solidi risultati con l’utile operativo adjusted di €20,4 miliardi raddoppiato ri-
spetto al 2021 beneficiando dell’eccellente andamento dei settori E&P, GGP e del business R&M.
• L’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni di €13,3 miliardi, in aumento di €9 miliardi rispetto
al 2021 riflette gli eccellenti risultati della gestione industriale e il notevole contributo delle partecipate
valutate con il metodo del patrimonio netto.
• L’utile netto di competenza degli azionisti Eni di €13,9 miliardi evidenzia un notevole incremento rispetto
al 2021 grazie al miglioramento della gestione industriale in un contesto di mercato favorevole, attenuato
da minori proventi straordinari netti relativi principalmente alla valutazione delle scorte.
• Remunerazione degli azionisti: nei mesi di settembre e novembre Eni ha pagato la prima e la seconda
tranche trimestrale del dividendo 2022 di €0,22 per azione ciascuna, pari a €1,47 miliardi. La terza tranche
di €0,22 per azione sarà messa in pagamento il 22 marzo con stacco cedola il 20 marzo 2023.
• Completato a novembre l’annunciato programma di acquisto di azioni proprie da €2,4 miliardi, corrispon-
denti a 195,55 milioni di azioni ritirate dal mercato (pari al 5,48% del capitale sociale), al prezzo medio di
€12,27 per azione.
• L’indebitamento finanziario netto ex-IFRS 16 al 31 dicembre 2022 è pari a €7 miliardi, in diminuzione di €2 mi-
liardi rispetto al 31 dicembre 2021. Il leverage si attesta a 0,13, rispetto allo 0,20 al 31 dicembre 2021.
• Nel gennaio 2023 Eni ha lanciato con successo il primo prestito obbligazionario legato alla sostenibilità
per il mercato retail in Italia dell’ammontare di €2 miliardi. Ricevuti ordini per oltre €10 miliardi rispetto a €1
miliardo inizialmente offerto, con l’offerta chiusa in soli 5 giorni.
Sviluppo del modello satellitare
Nel 2022 sono stati compiuti significativi progressi nello sviluppo del distintivo modello satellitare Eni, che
prevede la creazione di entità focalizzate su ambiti definiti in grado di accedere in via autonoma a specifici
pool di capitali per finanziarne la crescita e per ottenere un pieno riconoscimento dei valori inespressi.
Tali entità continueranno a beneficiare delle tecnologie, del know-how e dei servizi Eni, consentendo al
contempo al Gruppo di ottimizzare la propria struttura finanziaria (Plenitude e Sustainable Mobility nella
direzione generale Energy Evolution, Azule Energy e Vår Energi nella direzione generale Natural Resour-
ces). Nella E&P tali entità sono state costituite con l’obiettivo di sviluppare nuove riserve di idrocarburi a
sostegno della sicurezza energetica, remunerando gli azionisti con flussi di dividendi stabili e tendenzial-
mente in crescita e finanziando in via autonoma i relativi investimenti consentendo al Gruppo di avere
risorse addizionali per l’ottimizzazione degli investimenti nel portafoglio energetico decarbonizzato.
Milestone operative
• Nell’esercizio 2022, incrementato il portafoglio risorse di circa 750 milioni di boe, continuando a
realizzare eccellenti performance nell’esplorazione. Diverse scoperte avvenute in prossimità di im-
pianti e infrastrutture produttive esistenti, in linea con il modello di sviluppo fast-track, in particolare
in Algeria, Egitto e Abu Dhabi.
• Firmati importanti accordi per lo sviluppo di progetti di Cabon Capture and Storage: con Snam
per lo sviluppo e la gestione congiunta del progetto Ravenna Carbon Capture and Storage (CCS),
con la National Oil Corporation of Libya (NOC) per lo sviluppo delle grandi riserve di gas di Strut-
ture A&E, nell’offshore di Tripoli, compresa la costruzione di un hub onshore di cattura e stoc-
caggio di CO
2
(CCS).
• Nell’ambito dello sviluppo del business della bioraffinazione è stato annunciato l’accordo di collabora-
zione con la società di raffinazione PBF relativo al progetto di bioraffinazione St. Bernard Renewables
LLC (SBR) in fase di costruzione in Louisiana (Stati Uniti d’America) attraverso una JV paritetica. L’avvio
dell’impianto è atteso nella prima metà del 2023 con l’obiettivo di una capacità di trattamento di circa
1,1 milioni di tonnellate/anno per la produzione principalmente di HVO Diesel.
• Sottoscritti rilevanti accordi con partner strategici per lo sviluppo di iniziative congiunte nell’ambito
della sostenibilità e dell’innovazione, con l’obiettivo di favorire il processo di transizione energeti-
ca e decarbonizzazione delle proprie attività, anche attraverso lo sviluppo congiunto di iniziative
innovative nell’ambito dell’agricoltura, della protezione di ecosistemi forestali, della salute e delle
tecnologie, promuovendo sia iniziative agricole di coltivazione di piante oleaginose da utilizzare
come feedstock per le bioraffinerie Eni per la produzione di biocarburanti sia iniziative per la ge-
nerazione di crediti di carbonio e supportando lo sviluppo di infrastrutture e servizi per la salute e
l’educazione delle comunità locali.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202212
0
2022
2021
2020
20
40
60
80
100
120
PREZZO MEDIO DEL GREGGIO BRENT DATED ($/BL) CAMBIO MEDIO EUR/USD
STANDARD ENI REFINING MARGIN (SERM) ($/BL)
UTILE NETTO ADJUSTED (€ MLD)
PSV (€/KMC)
Flusso
di cassa
organico
Capitale
circolante
Dividendo
e
buy-back
BUY-BACK
DIVIDENDO
IMPOSTE
STRAORDINARIE
Investimenti
organici
Portafoglio
netto
Altro Riduzione
indebitamento
finanziario netto
25
20
15
10
5
0
ROBUSTA GENERAZIONE DI CASSA (€ MLD) REMUNERAZIONE AZIONISTI (€ MLD)
0
2022
2021
2020
1 2 3 4 5 6
LEVA FINANZIARIA E INDEBITAMENTO
35
20
10
0
5
15
25
30
16
14
8
4
0
2
6
10
12
2012 2019 2020 2021 2022
202220202019 20212012
0
2
-2
4
6
8
10
12
14
7,1 2,9
-0,8
20,4
2,0
13,3
25 24
31
20
13
15,1 11,5 11,6 9,0 7,0
101,19
70,73
41,67
0,95
2022
2021
2020
1,00
1,05
1,10
1,15
1,20
1,053
1,183
1,142
0
2022
2021
2020
200
400
600
800
1.400
1.200
1.000
1.294
487
112
-2
2022
2021
2020
0
2
4
6
10
8
8,5
1,7
5,4
3,5
1,3
4,3
Indebitamento finanziario netto (€ mld)
Leverage (%)
-0,9
13ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
2022 2021 2020
Ricavi della gestione caratteristica
(€ milioni)
132.512 76.575 43.987
Utile (perdita) operativo
17.510 12.341 (3.275)
Utile (perdita) operativo adjusted
(a)
20.386 9.664 1.898
Exploration & Production 16.411 9.293 1.547
Global Gas & LNG Portfolio 2.063 580 326
Refining & Marketing e Chimica
1.929
152
6
Plenitude & Power 615 476 465
Utile (perdita) netto adjusted
(a)(b)
13.301 4.330 (758)
Utile (perdita) netto
(b)
13.887
5.821
(8.635)
Flusso di cassa netto da attività operativa
17.460 12.861 4.822
Investimenti tecnici
8.056 5.234 4.644
di cui: ricerca esplorativa
708
391
283
sviluppo riserve di idrocarburi 5.238 3.364 3.077
Dividendi per esercizio di competenza
(c)
3.077 3.055 1.286
Dividendi pagati nell'esercizio
3.009
2.358
1.965
Totale attività a fine periodo
152.130 137.765 109.648
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
55.230 44.519 37.493
Indebitamento finanziario netto ante IFRS 16
7.026
8.987
11.568
Indebitamento finanziario netto post IFRS 16
11.977 14.324 16.586
Capitale investito netto
67.207 58.843 54.079
di cui: Exploration & Production
50.910
48.014
45.252
Global Gas & LNG Portfolio 672 (823) 796
Refining & Marketing e Chimica 9.302 9.815 8.786
Plenitude & Power
7.486
5.474
2.284
Prezzo delle azioni a fine periodo
(€)
13,3 12,2 8,6
Numero medio ponderato di azioni in circolazione
(milioni)
3.483,6 3.566,0 3.572,5
Capitalizzazione di borsa
(d)
(€ miliardi)
48
44
31
2022 2021 2020
Utile (perdita) netto
per azione
(a)
(€)
3,95 1,60 (2,42)
per ADR
(a)(b)
($)
8,32 3,78 (5,53)
Utile (perdita) netto adjusted
per azione
(a)
(€)
3,78 1,19 (0,21)
per ADR
(a)(b)
($)
7,96 2,81 (0,48)
Cash flow
per azione
(a)
(€)
5,01 3,61 1,35
per ADR
(a)(b)
($)
10,55 8,54 3,08
Return on average capital employed (ROACE) adjusted
(%)
22,0
8,4
(0,6)
Leverage ante IFRS 16
13 20 31
Leverage post IFRS 16
22 32 44
Gearing
18
24
31
Coverage
18,9 15,7 (3,1)
Current ratio
1,3 1,3 1,4
Debt coverage
145,8
89,8
29,1
Net Debt/EBITDA adjusted
43,0 83,7 174,1
Dividendo di competenza
(€ per azione)
0,88
0,86
0,36
Total Share Return (TSR)
(%)
16,2 52,4 (34,1)
Dividend yield
(c)
6,5 7,1 4,2
2022 2021 2020
Exploration & Production
(numero)
8.689 9.409 9.815
Global Gas & LNG Portfolio
870 847 700
Refining & Marketing e Chimica
13.132 13.072 11.471
Plenitude & Power
2.794 2.464 2.092
Corporate e altre attività
6.703 6.897 7.417
Gruppo
32.188 32.689 31.495
(a) Misure di risultato Non-GAAP.
(b) Di competenza azionisti Eni.
(c) L'importo 2022 (relativamente
al saldo del dividendo) è stimato.
(d) Prodotto del numero delle
azioni in circolazione per il prezzo
di riferimento di borsa
di fine periodo.
(a) Interamente diluito. Calcolato
come rapporto tra l'utile netto/
cash flow e il numero medio di
azioni in circolazione nell'esercizio.
L'ammontare in dollari è convertito
sulla base del cambio medio di
periodo rilevato dalla Reuters
(WMR).
(b) Un ADR rappresenta due
azioni.
(c) Rapporto tra dividendo di
competenza e media delle
quotazioni del mese di dicembre.
PRINCIPALI DATI
ECONOMICI
E FINANZIARI
PRINCIPALI
INDICATORI
REDDITUALI
E FINANZIARI
DIPENDENTI
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202214
2022 2021 2020
Spesa in R&S
(€ milioni)
164
177
157
Domande di primo deposito brevettuale
(numero)
23 30 25
2022 2021 2020
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)
(infortuni registrabili/
ore) x 1.000.000
0,41 0,34 0,36
dipendenti 0,29 0,40 0,37
contrattisti 0,47 0,32 0,35
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)
(milioni di tonnellate di
CO
2
eq.)
39,39 40,08 37,76
Emissioni indirette di GHG (Scope 2)
0,79 0,81 0,73
Emissioni indirette di GHG (Scope 3)
da utilizzo di prodotti venduti
(b)
164 176 185
Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3)
(c)
419 456 439
Net Carbon Intensity (Scope 1+2+3)
(c)
(grammi di CO
2
eq./MJ)
66 67 68
Net Carbon footprint upstream (Scope 1+2)
(c)
(milioni di tonnellate di
CO
2
eq.)
9,9 11,0 11,4
Net Carbon footprint Eni (Scope 1+2)
(c)
29,9 33,6 33,0
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione
lorda di idrocarburi operata (upstream)
(tonnellate di CO
2
eq./
migliaia di boe)
20,64 20,19 19,98
Indice di efficienza operativa Gruppo
32,67 31,95 31,64
Emissioni dirette di metano (Scope 1)
(migliaia di tonnellate
di CH
4
)
49,6 54,5 55,9
Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine
(miliardi di Sm³)
1,1 1,2 1,0
Volumi totali oil spill (>1 barile)
(barili)
6.139
4.408
6.824
di cui: da atti di sabotaggio
5.253
3.053
5.866
operativi 886 1.355 958
Prelievi idrici di acqua dolce
(milioni di metri cubi)
131
125
113
Acqua di formazione reiniettata
(%)
59
58
53
(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.
2022 2021 2020
EXPLORATION & PRODUCTION
Produzione di idrocarburi
(migliaia di boe/giorno)
1.610 1.682 1.733
Riserve certe di idrocarburi
(milioni di boe)
6.614 6.628 6.905
Vita utile residua delle riserve certe
(anni)
11,3 10,8 10,9
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve
(%)
47 55 43
Profit per boe
(a)(c)
($/boe)
9,8 4,8 3,8
Opex per boe
(b)
8,4 7,5 6,5
Finding & Development cost per boe
(c)
24,3 20,4 17,6
GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO
Vendite gas naturale
(miliardi di metri cubi)
60,52 70,45 64,99
di cui: in Italia
30,67
36,88
37,30
internazionali 29,85 33,57 27,69
Vendite GNL
9,4 10,9 9,5
REFINING & MARKETING E CHIMICA
Capacità di bioraffinazione
(milioni di tonnellate/
anno)
1,1 1,1 1,1
Produzioni vendute di biocarburanti
(migliaia di tonnellate)
428 585 622
Tasso di utilizzo medio bioraffinerie
(%)
53 65 63
Quota di mercato rete in Italia
21,7 22,2 23,2
Vendite di prodotti petroliferi rete Europa
(milioni di tonnellate)
7,50 7,23 6,61
Stazioni di servizio rete Europa a fine periodo
(numero)
5.243 5.314 5.369
Erogato medio per stazione di servizio rete Europa
(migliaia di litri)
1.587 1.521 1.390
Tasso di utilizzo medio degli impianti di raffinazione
tradizionale
(%)
79 76 69
Produzioni di prodotti petrolchimici
(migliaia di tonnellate)
6.775 8.476 8.073
Tasso di utilizzo medio degli impianti petrolchimici
(%)
59 66 65
PLENITUDE & POWER
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
(megawatt)
2.198 1.137 335
Produzione di energia da fonti rinnovabili
(gigawattora)
2.553 986 340
Vendite gas retail e business
(miliardi di metri cubi)
6,84 7,85 7,68
Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali
(terawattora)
18,77 16,49 12,49
Punti di ricarica veicoli elettrici
(migliaia)
13,1 6,2 3,4
Produzione termoelettrica
(terawattora)
21,37 22,31 20,95
Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi
22,37 28,54 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.
INNOVAZIONE
SALUTE,
SICUREZZA
E AMBIENTE
(a)
DATI OPERATIVI
15ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Attività di stakeholder
engagement
Eni considera il coinvolgimento degli
stakeholder una leva fondamentale
e strategica per perseguire una tran-
sizione giusta, responsabile e soste-
nibile: la partecipazione supporta la
massimizzazione della creazione di
valore di lungo periodo per l’azienda e
gli stessi interlocutori, e riduce al tem-
po stesso i rischi di impresa. Anche in
linea con il Codice Etico, Eni intrattiene
rapporti basati su principi quali corret-
tezza, legalità, trasparenza, tracciabili-
tà, rispetto dei diritti umani, inclusione,
parità di genere e tutela dell’ambiente
e delle comunità. La partecipazione
e la condivisione di scelte, obiettivi e
risultati aziendali favorisce rapporti
solidi e di reciproca fiducia, rappre-
sentando inoltre una forte compo-
nente del processo di definizione
della materialità. Nel 2022 circa 3.000
stakeholder sono stati ingaggiati per
l’analisi di materialità che indirizza la
strategia aziendale e guida la defini-
zione del Piano Strategico. Il dialogo
continuo che tocca tutte le funzioni
aziendali con ruoli, livelli di coinvolgi-
mento e responsabilità differenti, per-
mette di comprendere le aspettative
e le esigenze degli stakeholder di Eni,
presente in 62 Paesi con specificità e
contesti molto diversificati. A suppor-
to della relazione con gli stakeholder
locali, Eni utilizza l’applicativo azienda-
le “Stakeholder Management System”
(SMS), in cui sono mappati circa
5.300 stakeholder e che permette una
gestione costante e puntuale dei grie-
vance e delle richieste.
CATEGORIE
TEMI RILEVANTI
PRINCIPALI ATTIVITÀ DI ENGAGEMENT NEL 2022 NUMERI DELL’ANNO
PERSONE DI ENI E SINDACATI
NAZIONALI E INTERNAZIONALI
Contrasto al cambiamento climatico
Salute e sicurezza dei lavoratori
Innovazione
Sviluppo del capitale umano
Diversità, inclusione e work-life balance
Riduzione degli impatti ambientali
• Percorsi professionali e formativi sulle competenze emergenti legate alle strategie di business e allo sviluppo dell’imprenditorialità.
• Iniziative formative a supporto dell’inclusione e del riconoscimento del valore di ogni tipo di diversità.
• Analisi di clima per raccogliere le opinioni dei dipendenti sull’azienda.
• Iniziative internazionali a supporto del team building, della mobilità e formazione per favorire l’internazionalità.
• Finalizzazione e/o sottoscrizione di accordi con le parti sindacali tra cui quello per lo Smart Working in Italia e progressiva estensione all’estero, per iniziative di
well-being delle persone Eni, il contratto di espansione 2022-2023 e rinnovo dei CCNL di settore.
79%
tasso di partecipazione
analisi di clima Eni
>600
investitori incontrati
360
incontri/call
con investitori e agenzie
1.200
persone coinvolte in Social
and Human Rights Impact
Assessment
751
comunità locali (indigene
incluse) mappate
341
richieste e grievance gestiti
>10.000
imprese aderenti a Open-es
>500
rappresentanti
delle Associazioni dei
Consumatori incontrati
~200
borse di studio universitarie
erogate
55
borse di studio
per dottorati di ricerca
finanziate/co-finanziate
24
progetti di ricerca
congiunta avviati
>100
start up innovative
incubate/accelerate
30
accordi firmati per iniziative
di sviluppo socioeconomico
e di salute
COMUNITÀ FINANZIARIA
Strategia e performance economico-finanziaria
(*)
Contrasto al cambiamento climatico
Riduzione degli impatti ambientali
Tutela dei diritti umani
Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia fiscale
Economia circolare
• Capital Markets Day (piano strategico 2022-25 e di lungo termine al 2050) e Road-Show virtuale nelle principali piazze finanziarie.
• Road-Shows con investitori e proxy advisor sulla remunerazione degli executive.
• Conference call sui risultati trimestrali.
• Partecipazione del Top Management alle conferenze tematiche organizzate delle banche.
• Partecipazione alle conferenze tematiche e ingaggio continuativo con gli investitori istituzionali e le principali agenzie di rating in ambito ESG.
COMUNITÀ LOCALI
E COMMUNITY BASED
ORGANIZATION
Sviluppo locale
Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia fiscale
Riduzione degli impatti ambientali
Accesso all’energia
Gestione responsabile della catena di fornitura
Tutela dei diritti umani
• Consultazioni delle Autorità e comunità locali per le nuove attività esplorative e/o per lo sviluppo di nuovi progetti di business e di sviluppo locale.
• Consultazioni con le comunità e altri stakeholder nei Paesi in cui sono stati condotti studi di impatto, tra cui Social and Human Rights Impact Assessment.
• Gestione di richieste e grievance delle comunità locali.
• Comunicazioni periodiche su avanzamento progetti e workshop su opportunità di Local Content.
• Campagne di sensibilizzazione delle comunità locali su temi di salute e sull’uso dei fornelli migliorati.
CONTRATTISTI, FORNITORI
E PARTNER COMMERCIALI
Salute e sicurezza dei lavoratori
Contrasto al cambiamento climatico
Tutela dei diritti umani
Sviluppo del capitale umano
Diversità, inclusione e work-life balance
Digitalizzazione e Cyber security
• Iniziative di sensibilizzazione e coinvolgimento dei fornitori in webinar tematici, workshop di settore ed eventi formativi e di approfondimento per favorire una
consapevolezza diffusa della sostenibilità lungo l’intera supply chain.
• Ampliamento della community di Open-es e rafforzamento dell’iniziativa con maggiori strumenti e servizi di sviluppo e l’erogazione di un programma formativo
aperto a tutte le imprese sulle tematiche prioritarie ESG.
• Due Diligence sui diritti umani: estensione dell’applicazione del modello risk-based per prevenire e mitigare i rischi lungo l’intera supply chain.
• Programma “Basket Bond - Energia Sostenibile”, strumento di finanza innovativa rivolto ai fornitori Eni e alla filiera dell’energia, per consentire di accedere a risorse
finanziarie da destinare a progetti finalizzati allo sviluppo sostenibile.
CLIENTI
E CONSUMATORI
Relazioni con i clienti
Innovazione
Riduzione degli impatti ambientali
Contrasto al cambiamento climatico
Economia circolare
Digitalizzazione e Cyber security
• Incontri e workshop con Presidenti, Segretari Generali e Responsabili Energia delle Associazione dei Consumatori (AdC) nazionali e locali in particolare su
tematiche legate alla transizione energetica e iniziative commerciali.
• Incontri territoriali con le AdC regionali del Consiglio Nazionale dei Consumatori e degli Utenti e sponsorizzazione di iniziative delle AdC sui vari temi di sostenibilità.
• Ascolto dei consumatori, dei clienti e coinvolgimento delle AdC per approfondimenti su prodotti, per valutazione e monitoraggio del servizio, per migliorarne la
soddisfazione, la qualità e il posizionamento aziendale.
• Presentazione alle AdC di risultati, obiettivi e strategie future per lo sviluppo e realizzazione della customer centricity.
ISTITUZIONI NAZIONALI,
EUROPEE ED INTERNAZIONALI
Contrasto al cambiamento climatico
Riduzione degli impatti ambientali
Accesso all’energia
Economia Circolare
Innovazione
Sicurezza Energetica
(*)
• Partecipazione a commissioni miste, incontri e tavoli di lavoro con Istituzioni e organizzazioni locali, nazionali, europee ed internazionali sui temi connessi ad
attività di business, scenari geopolitici ed energetici tra cui decarbonizzazione, agri-business, sviluppo sostenibile, ecc..
• Rappresentazione del posizionamento Eni su transizione energetica e decarbonizzazione in eventi pubblici e nei principali consessi multilaterali internazionali
(es. G20, B20, COP27).
• Ingaggio e dialogo istituzionale, anche nel contesto di partnership e membership, con think tank e organismi associativi (nazionali, europei e internazionali) e con
organismi internazionali e/o promossi da istituzioni italiane ed europee sulla transizione energetica, ambientale e mobilità sostenibile.
• Presentazione di progetti, visite di associazioni e delegazioni istituzionali e politiche nazionali presso impianti industriali, siti operativi e centri di ricerca.
UNIVERSITÀ, CENTRI
DI RICERCA E HUB
DI INNOVAZIONE
Contrasto al cambiamento climatico
Innovazione
Riduzione degli impatti ambientali
Sviluppo locale
Economia circolare
Tutela dei diritti umani
• Accordi di ricerca con le Università di Milano Bicocca e di Pisa oltre che con ENEA per la transizione energetica e decarbonizzazione.
• Prosecuzione attività di collaborazione con: a) Politecnico di Milano e di Torino, Università di Bologna, Napoli, Pavia, Padova, Pisa, MIT, CNR, Consorzio INSTM,
ENEA e INGV, b) con CNR per 4 centri di ricerca congiunti per lo sviluppo ambientale ed economico. Collaborazioni formative con: Università LUISS, Università
IULM, Università di Roma 3, Università di Firenze.
• Costituzione di un Laboratorio Congiunto con l’Università di Bologna per nuove tecnologie per la transizione energetica.
• Partecipazione come socio fondatore nell’ambito del PNRR in 4 Centri Nazionali per la Ricerca e in 2 Ecosistemi dell’Innovazione.
• Presenza nei principali hub di innovazione nazionale e internazionale, accordi con innovation broker, incubatori e acceleratori di start up.
ORGANIZZAZIONI VOLONTARIE
DI ADVOCACY E DI
CATEGORIA, ASSOCIAZIONI
CONFINDUSTRIALI
E ORGANISMI ASSOCIATIVI
Sviluppo del capitale umano
Economia circolare
Riduzione degli impatti ambientali
Salute e sicurezza dei lavoratori
Innovazione
Contrasto al cambiamento climatico
• Adesione e partecipazione a OGCI, IETA, WEF, IPIECA, IOGP, WBCSD, UN GLOBAL COMPACT, EITI, The Council for Inclusive Capitalism, Energy Compact e
collaborazioni con istituzioni internazionali sui diritti umani.
• Convegni, dibattiti, eventi e iniziative di formazione su temi di sostenibilità; realizzazione di linee guida e condivisione di best practice, capacity building per la
generazione e l’utilizzo dei crediti di carbonio.
• Incontri con Associazioni Imprenditoriali Territoriali e di Categoria per la Supply Chain Sostenibile e le tematiche energetiche e per supportare le linee di business
anche attraverso la verifica di posizionamenti comuni e studi per la decarbonizzazione.
• Accordo di collaborazione per il IV Concorso Best Performer dell’Economia Circolare di Confindustria e la II° edizione del Circular Bootcamp con Confindustria.
ORGANIZZAZIONI PER LA
COOPERAZIONE ALLO SVILUPPO
Sviluppo locale
Contrasto al cambiamento climatico
Economia circolare
Accesso all’energia
Innovazione
Salute e sicurezza dei lavoratori
• Consolidate, attraverso accordi di collaborazione/partenariato, le attività di sviluppo condotte nei Paesi insieme ad organismi di cooperazione. Firmati accordi
con UNIDO e UNESCO, organi e agenzie di cooperazione nazionali come AICS, EGPC, il Governatorato di Nabeul (Tunisia) e SETAB, organismi della società
civile (OSC) e del settore privato come Centro Cardiologico Monzino IRCCS, CNH Industrial e Iveco Group.
• Proseguite le collaborazioni con UNDP, USAID, istituzioni finanziarie come World Bank, CDP e Standard Bank, ministeri della salute dei Paesi ospitanti, organismi della
società civile (OSC).
(*) I temi con asterisco sono indicati dalle funzioni
aziendali come prevalenti nell’interazione con lo
stakeholder di riferimento. I temi rilevanti riportati
sono emersi dall’analisi di materialità, non necessa-
riamente nell’ordine esposto. Dei sedici temi mate-
riali, ogni funzione ne ha evidenziati sei.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202216
CATEGORIE
TEMI RILEVANTI
PRINCIPALI ATTIVITÀ DI ENGAGEMENT NEL 2022 NUMERI DELL’ANNO
PERSONE DI ENI E SINDACATI
NAZIONALI E INTERNAZIONALI
Contrasto al cambiamento climatico
Salute e sicurezza dei lavoratori
Innovazione
Sviluppo del capitale umano
Diversità, inclusione e work-life balance
Riduzione degli impatti ambientali
• Percorsi professionali e formativi sulle competenze emergenti legate alle strategie di business e allo sviluppo dell’imprenditorialità.
• Iniziative formative a supporto dell’inclusione e del riconoscimento del valore di ogni tipo di diversità.
• Analisi di clima per raccogliere le opinioni dei dipendenti sull’azienda.
• Iniziative internazionali a supporto del team building, della mobilità e formazione per favorire l’internazionalità.
• Finalizzazione e/o sottoscrizione di accordi con le parti sindacali tra cui quello per lo Smart Working in Italia e progressiva estensione all’estero, per iniziative di
well-being delle persone Eni, il contratto di espansione 2022-2023 e rinnovo dei CCNL di settore.
79%
tasso di partecipazione
analisi di clima Eni
>600
investitori incontrati
360
incontri/call
con investitori e agenzie
1.200
persone coinvolte in Social
and Human Rights Impact
Assessment
751
comunità locali (indigene
incluse) mappate
341
richieste e grievance gestiti
>10.000
imprese aderenti a Open-es
>500
rappresentanti
delle Associazioni dei
Consumatori incontrati
~200
borse di studio universitarie
erogate
55
borse di studio
per dottorati di ricerca
finanziate/co-finanziate
24
progetti di ricerca
congiunta avviati
>100
start up innovative
incubate/accelerate
30
accordi firmati per iniziative
di sviluppo socioeconomico
e di salute
COMUNITÀ FINANZIARIA
Strategia e performance economico-finanziaria
(*)
Contrasto al cambiamento climatico
Riduzione degli impatti ambientali
Tutela dei diritti umani
Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia fiscale
Economia circolare
• Capital Markets Day (piano strategico 2022-25 e di lungo termine al 2050) e Road-Show virtuale nelle principali piazze finanziarie.
• Road-Shows con investitori e proxy advisor sulla remunerazione degli executive.
• Conference call sui risultati trimestrali.
• Partecipazione del Top Management alle conferenze tematiche organizzate delle banche.
• Partecipazione alle conferenze tematiche e ingaggio continuativo con gli investitori istituzionali e le principali agenzie di rating in ambito ESG.
COMUNITÀ LOCALI
E COMMUNITY BASED
ORGANIZATION
Sviluppo locale
Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia fiscale
Riduzione degli impatti ambientali
Accesso all’energia
Gestione responsabile della catena di fornitura
Tutela dei diritti umani
• Consultazioni delle Autorità e comunità locali per le nuove attività esplorative e/o per lo sviluppo di nuovi progetti di business e di sviluppo locale.
• Consultazioni con le comunità e altri stakeholder nei Paesi in cui sono stati condotti studi di impatto, tra cui Social and Human Rights Impact Assessment.
• Gestione di richieste e grievance delle comunità locali.
• Comunicazioni periodiche su avanzamento progetti e workshop su opportunità di Local Content.
• Campagne di sensibilizzazione delle comunità locali su temi di salute e sull’uso dei fornelli migliorati.
CONTRATTISTI, FORNITORI
E PARTNER COMMERCIALI
Salute e sicurezza dei lavoratori
Contrasto al cambiamento climatico
Tutela dei diritti umani
Sviluppo del capitale umano
Diversità, inclusione e work-life balance
Digitalizzazione e Cyber security
• Iniziative di sensibilizzazione e coinvolgimento dei fornitori in webinar tematici, workshop di settore ed eventi formativi e di approfondimento per favorire una
consapevolezza diffusa della sostenibilità lungo l’intera supply chain.
• Ampliamento della community di Open-es e rafforzamento dell’iniziativa con maggiori strumenti e servizi di sviluppo e l’erogazione di un programma formativo
aperto a tutte le imprese sulle tematiche prioritarie ESG.
• Due Diligence sui diritti umani: estensione dell’applicazione del modello risk-based per prevenire e mitigare i rischi lungo l’intera supply chain.
• Programma “Basket Bond - Energia Sostenibile”, strumento di finanza innovativa rivolto ai fornitori Eni e alla filiera dell’energia, per consentire di accedere a risorse
finanziarie da destinare a progetti finalizzati allo sviluppo sostenibile.
CLIENTI
E CONSUMATORI
Relazioni con i clienti
Innovazione
Riduzione degli impatti ambientali
Contrasto al cambiamento climatico
Economia circolare
Digitalizzazione e Cyber security
• Incontri e workshop con Presidenti, Segretari Generali e Responsabili Energia delle Associazione dei Consumatori (AdC) nazionali e locali in particolare su
tematiche legate alla transizione energetica e iniziative commerciali.
• Incontri territoriali con le AdC regionali del Consiglio Nazionale dei Consumatori e degli Utenti e sponsorizzazione di iniziative delle AdC sui vari temi di sostenibilità.
• Ascolto dei consumatori, dei clienti e coinvolgimento delle AdC per approfondimenti su prodotti, per valutazione e monitoraggio del servizio, per migliorarne la
soddisfazione, la qualità e il posizionamento aziendale.
• Presentazione alle AdC di risultati, obiettivi e strategie future per lo sviluppo e realizzazione della customer centricity.
ISTITUZIONI NAZIONALI,
EUROPEE ED INTERNAZIONALI
Contrasto al cambiamento climatico
Riduzione degli impatti ambientali
Accesso all’energia
Economia Circolare
Innovazione
Sicurezza Energetica
(*)
• Partecipazione a commissioni miste, incontri e tavoli di lavoro con Istituzioni e organizzazioni locali, nazionali, europee ed internazionali sui temi connessi ad
attività di business, scenari geopolitici ed energetici tra cui decarbonizzazione, agri-business, sviluppo sostenibile, ecc..
• Rappresentazione del posizionamento Eni su transizione energetica e decarbonizzazione in eventi pubblici e nei principali consessi multilaterali internazionali
(es. G20, B20, COP27).
• Ingaggio e dialogo istituzionale, anche nel contesto di partnership e membership, con think tank e organismi associativi (nazionali, europei e internazionali) e con
organismi internazionali e/o promossi da istituzioni italiane ed europee sulla transizione energetica, ambientale e mobilità sostenibile.
• Presentazione di progetti, visite di associazioni e delegazioni istituzionali e politiche nazionali presso impianti industriali, siti operativi e centri di ricerca.
UNIVERSITÀ, CENTRI
DI RICERCA E HUB
DI INNOVAZIONE
Contrasto al cambiamento climatico
Innovazione
Riduzione degli impatti ambientali
Sviluppo locale
Economia circolare
Tutela dei diritti umani
• Accordi di ricerca con le Università di Milano Bicocca e di Pisa oltre che con ENEA per la transizione energetica e decarbonizzazione.
• Prosecuzione attività di collaborazione con: a) Politecnico di Milano e di Torino, Università di Bologna, Napoli, Pavia, Padova, Pisa, MIT, CNR, Consorzio INSTM,
ENEA e INGV, b) con CNR per 4 centri di ricerca congiunti per lo sviluppo ambientale ed economico. Collaborazioni formative con: Università LUISS, Università
IULM, Università di Roma 3, Università di Firenze.
• Costituzione di un Laboratorio Congiunto con l’Università di Bologna per nuove tecnologie per la transizione energetica.
• Partecipazione come socio fondatore nell’ambito del PNRR in 4 Centri Nazionali per la Ricerca e in 2 Ecosistemi dell’Innovazione.
• Presenza nei principali hub di innovazione nazionale e internazionale, accordi con innovation broker, incubatori e acceleratori di start up.
ORGANIZZAZIONI VOLONTARIE
DI ADVOCACY E DI
CATEGORIA, ASSOCIAZIONI
CONFINDUSTRIALI
E ORGANISMI ASSOCIATIVI
Sviluppo del capitale umano
Economia circolare
Riduzione degli impatti ambientali
Salute e sicurezza dei lavoratori
Innovazione
Contrasto al cambiamento climatico
• Adesione e partecipazione a OGCI, IETA, WEF, IPIECA, IOGP, WBCSD, UN GLOBAL COMPACT, EITI, The Council for Inclusive Capitalism, Energy Compact e
collaborazioni con istituzioni internazionali sui diritti umani.
• Convegni, dibattiti, eventi e iniziative di formazione su temi di sostenibilità; realizzazione di linee guida e condivisione di best practice, capacity building per la
generazione e l’utilizzo dei crediti di carbonio.
• Incontri con Associazioni Imprenditoriali Territoriali e di Categoria per la Supply Chain Sostenibile e le tematiche energetiche e per supportare le linee di business
anche attraverso la verifica di posizionamenti comuni e studi per la decarbonizzazione.
• Accordo di collaborazione per il IV Concorso Best Performer dell’Economia Circolare di Confindustria e la II° edizione del Circular Bootcamp con Confindustria.
ORGANIZZAZIONI PER LA
COOPERAZIONE ALLO SVILUPPO
Sviluppo locale
Contrasto al cambiamento climatico
Economia circolare
Accesso all’energia
Innovazione
Salute e sicurezza dei lavoratori
• Consolidate, attraverso accordi di collaborazione/partenariato, le attività di sviluppo condotte nei Paesi insieme ad organismi di cooperazione. Firmati accordi
con UNIDO e UNESCO, organi e agenzie di cooperazione nazionali come AICS, EGPC, il Governatorato di Nabeul (Tunisia) e SETAB, organismi della società
civile (OSC) e del settore privato come Centro Cardiologico Monzino IRCCS, CNH Industrial e Iveco Group.
• Proseguite le collaborazioni con UNDP, USAID, istituzioni finanziarie come World Bank, CDP e Standard Bank, ministeri della salute dei Paesi ospitanti, organismi della
società civile (OSC).
17ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Strategia
“Il Piano conferma la forza e l’efficacia della nostra strategia. Nel 2014 abbiamo intrapreso un
percorso di trasformazione industriale e finanziaria che ci ha progressivamente permesso di cre-
are valore anche in scenari difficili, garantendo la sicurezza degli approvvigionamenti e la soste-
nibilità ambientale. Abbiamo focalizzato la nostra strategia di esplorazione e produzione princi-
palmente sul gas, facendo leva sulle nostre produzioni e diversificando gli investimenti tra diversi
Paesi. Questo ci ha permesso di attuare il nostro Piano finalizzato alla sostituzione di 20 miliardi
di metri cubi di gas russo entro il 2025. Abbiamo trasformato la nostra piattaforma downstre-
am e investito significativamente in tecnologia per creare e far crescere i nostri business legati
alla transizione energetica, con l’obiettivo di azzerare le emissioni nette Scope 1, 2 e 3. Questo
ci consente oggi di confermare pienamente i nostri obiettivi di decarbonizzazione, nonostante
lo scenario attuale della sicurezza energetica e la necessità di far fronte a una forte domanda
di energie tradizionali. Oggi possiamo delineare chiaramente come sarà Eni nel 2030: le nostre
attività Upstream non genereranno più emissioni nette; la nostra produzione di idrocarburi sarà
CONFERMA
DEL PERCORSO
DI RIDUZIONE
DELLE EMISSIONI
Net zero GHG lifecycle emissions
(Scope 1, 2 e 3) al 2050
Net GHG Lifecycle Emissions
(Scope 1, 2 e 3) vs. 2018:
-35% al 2030
-80% al 2040
Net Carbon Footprint Eni
(Scope 1 e 2)
Net zero emission entro il 2035
Net Carbon Footprint Upstream
(Scope 1 e 2)
-65% al 2025 (vs. 2018)
Net Zero emission entro il 2030
NUOVE
ENERGY SOLUTION
Plenitude
oltre 15 mln di clienti e
15 GW di capacità rinnovabile
entro il 2030
Bioraffinazione
capacità ad oltre
5 mln di ton/anno dal 2030
Fusione magnetica
previsto il
primo impianto commerciale
nei prossimi 10 anni
Investimenti
prevista in crescita la quota dedicata
alle nuove soluzioni energetiche:
al 30% entro il 2026
al 70% entro il 2030
fino all’85% al 2040
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202218
composta principalmente da gas; la nostra capacità di produzione di biocarburanti supererà i 5
milioni di tonnellate all’anno; la nostra capacità di energia rinnovabile sarà superiore ai 15 GW. E i
nostri investimenti nella tecnologia più rivoluzionaria legata alla transizione energetica – la fusio-
ne a confinamento magnetico – saranno prossimi a concretizzarsi nel primo impianto industria-
le. Infine, abbiamo profondamente rafforzato la Società dal punto di vista finanziario attraverso
l’ottimizzazione e la razionalizzazione delle spese, e questo ci permette oggi di presentare forti
obiettivi finanziari: un significativo CFFO generato sia dalle nostre attività tradizionali che dal
contributo delle attività legate alla transizione; un modello di business a satelliti che ci consente
di valorizzare le nostre attività liberando al contempo risorse aggiuntive per gli investimenti nella
transizione, e un livello di debito molto basso. La nostra solidità finanziaria ci permette oggi di
creare valore crescente per i nostri azionisti e di potenziare la politica di remunerazione”.
Claudio Descalzi, Amministratore Delegato Eni
DISCIPLINA
FINANZIARIA
CAPEX 4Y
€37 mld
nel 2023 circa €9,5 mld
Internal Rate of Return
dei nuovi progetti upstream
~25% allo scenario Eni
Flusso di cassa operativo
ante capitale circolante
>€69 mld nel quadriennio
allo scenario Eni;
nel 2023 >€ 17 mld
ROACE
13% media 4Y
a scenario costante 2023
CREAZIONE
DI VALORE PER
GLI SHAREHOLDERS
Distribuzione di circa
25-30% del CFFO ante capitale
circolante in dividendi e buy-back
Dividendo annuale
€0,94 per azione per il 2023
(+7% vs. 2022)
Pagamento dividendo
in quattro rate trimestrali paritarie:
settembre e novembre 2023,
marzo e maggio 2024
Programma di buy-back
pari a €2,2 mld nel 2023
(2x vs. 2022 policy @ 85 $/bl);
In presenza di upside distribuzione del 35%
del CFFO incrementale fino ad un ammontare
massimo di buy-back pari a €3,5 mld
19ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
PIANO STRATEGICO 2023-2026
Il Piano 2023-2026 si basa sul track-record di performance operative e finanziarie e si concentra su:
• sicurezza energetica e accessibilità attraverso la diversificazione geografica e tecnologica;
• riduzione delle emissioni;
• fare leva sulla tecnologia per le iniziative di oggi e per le future opportunità di innovazione;
• sviluppo del modello satellitare mirato all’accesso autonomo ai mercati dei capitali per finanziare la
propria crescita e fare emergere il valore reale del business;
• creazione di valore per gli azionisti.
GRUPPO
La forza finanziaria di Eni consente al Gruppo di eseguire la sua strategia di business, assicura flessi-
bilità e garantisce ritorni ai suoi investitori.
Il Piano 2023-2026 prevede:
• CFFO 2023 ante capitale circolante pari a oltre €17 miliardi e a oltre €69 miliardi nell’arco del Piano.
A scenario costante, il CFFO 2026 sarà superiore di oltre il 25% a quello del 2023, trainato dall’E&P,
dai contributi positivi di tutti i settori e dalla crescita dei principali business di transizione, Plenitude e
Sustainable Mobility;
• ROACE medio del 13% nel periodo 2023-2026 a scenario costante 2023, +7 punti percentuali rispetto
alla media del periodo 2010 - 2019, a conferma della produttività del capitale di Eni;
• CAPEX, nel 2023 sono previsti pari a circa €9,5 miliardi e €37 miliardi nell’arco di Piano. In USD, e a
parità di inflazione, ciò rappresenta un +15% (rispetto al Piano precedente), per le nuove opportunità e
l’ampliamento e l’accelerazione dei progetti Upstream esistenti caratterizzati da elevati ritorni. Questi
progetti generano un valore significativo e continueranno a farlo ben dopo la fine del Piano. Le spesa
destinata alle attività zero e low carbon sarà pari a circa il 25% degli investimenti di Gruppo;
• Free Cash Flow organico ante capitale circolante, Eni genererà oltre €32 miliardi nel corso del Piano
quadriennale sulla base del nostro scenario;
• Leverage tra 10-20% nel periodo del Piano, a conferma della disciplina nella gestione del capitale e dei
costi e della qualità del portafoglio della Società.
NATURAL RESOURCES
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 sull’eccellenza nell’attività di esplo-
razione, su progetti fast track e sull’elevata qualità del portafoglio, confermata dai bassi costi tecnici e
dall’elevato cash flow per barile, al top dell’industria.
L’evoluzione del mix produttivo prevede l’aumento progressivo della componente gas fino al 60% entro il 2030.
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’efficienza energetica, sui progetti in ambito Natural Climate So-
EXPLORATION & PRODUCTION
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202220
lutions 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
.
Il Piano 2023-2026 prevede:
• l’aumento del Free Cash Flow organico upstream per barile (pre working capital) del 20% nel 2026
rispetto al 2023, a scenario costante;
• la crescita delle produzioni nel periodo 2023-2026 a un tasso medio annuo del 3-4% grazie al con-
tributo dei progetti già avviati o in avvio nel quadriennio;
• spesa media capex usptream compresa tra €6 e €6,5 miliardi per anno nel quadriennio 2023-2026;
• l’ulteriore sviluppo delle iniziative integrate con il settore Global Gas & LNG Portfolio per la valoriz-
zazione del gas equity;
• la valorizzazione e razionalizzazione del portafoglio esplorativo, con l’obiettivo di scoprire 2,2 mi-
liardi di boe di risorse, di cui il 60% di gas, al costo unitario di circa 1,5 $/barile; l’esplorazione sarà
focalizzata (circa 90%) in aree limitrofe a campi in produzione near-field e a infrastrutture esistenti;
• lo stoccaggio di 30 MTPA di capacità gross di carbonio entro il 2030 tramite iniziative CCS;
• il rifornimento delle bioraffinerie Eni con oltre 700.000 tonnellate nel 2026 tramite iniziative di
Agri-feedstock.
GGP
Nell’orizzonte di Piano, GGP proseguirà nella strategia di massimizzare i ritorni facendo leva su un
portafoglio più diversificato e flessibile e su una maggiore componente equity.
Il Piano 2023-2026 prevede:
• la sostituzione completa dei volumi di gas russo entro il 2025, facendo leva sulle forti relazioni con
i Paesi produttori e sull’approccio di sviluppo fast-track dei progetti aumentando i volumi da Algeria,
Egitto, Mozambico, Congo LNG e Qatar;
• la crescita dei volumi contrattualizzati di LNG, attesi superare i 18 milioni di tonnellate all’anno
entro il 2026 (9 MTPA nel 2022);
• la realizzazione di un Ebit adj cumulato GGP 2023-2026 di oltre €4 miliardi, con un valore 2023
compreso tra €1,7 e €2,2 miliardi.
ENERGY EVOLUTION
La strategia del settore Refining & Marketing è focalizzata da un lato sullo sviluppo dei vettori energe-
tici alternativi e dei servizi per la mobilità e per la persona e dall’altro sul proseguimento della trasfor-
mazione degli asset di raffinazione tradizionale nel percorso di transizione energetica.
A tale processo contribuisce Eni Sustainable Mobility, costituita all’inizio di quest’anno, che combina
la bioraffinazione, il biometano e la vendita di prodotti per la mobilità e che ha l’obiettivo di evolvere in
una società multiservizio e multienergie, generando e liberando nuovo valore.
REFINING & MARKETING
21ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Il Piano 2023-2026 prevede:
• accelerazione del target di capacità di bioraffinazione: oltre 3 milioni di tonnellate all’anno entro il
2025, rispetto ai 2 milioni di tonnellate del Piano precedente, e oltre 5 milioni di tonnellate all’anno en-
tro il 2030, grazie al contributo delle iniziative recentemente annunciate in Italia, Malesia e Stati Uniti;
• integrazione verticale come elemento distintivo della strategia di bioraffinazione;
• una rete di oltre 5.000 punti vendita in Europa per commercializzare e distribuire nuovi vettori ener-
getici, come l’elettricità e, in prospettiva, l’idrogeno. Eni prevede di aggiungere circa 300 nuove sta-
zioni nel corso del periodo del Piano;
• la trasformazione dell’assetto industriale attraverso la riconversione del circuito produttivo, svilup-
pando iniziative di economia circolare con tecnologie innovative;
• EBITDA di Sustainable Mobility pari a €1,5 miliardi entro il 2026, con una crescita media annua del
20% rispetto al 2023, che contribuisce a migliorare i risultati attesi del Downstream.
La strategia di Versalis punta al raggiungimento di una redditività sostenibile grazie alla trasformazio-
ne verso un modello di business più sostenibile e competitivo. La Società proseguirà nel suo percorso
di trasformazione in una società chimica pienamente specializzata e sostenibile.
Il Piano 2023-2026 prevede:
• la crescita nei mercati target con investimenti nella piattaforma di compounding e in nuove
tecnologie;
• l’espansione di iniziative di economica circolare e lo sviluppo di processi di riciclo.
Le principali linee strategiche di Plenitude di medio/lungo termine prevedono lo sviluppo sinergico del-
la capacità installata per la produzione di energia da fonti rinnovabili con target di oltre 15 GW al 2030
e del portafoglio di clienti retail fino a superare 15 milioni di contratti di fornitura al 2030 attraverso la
selezione delle aree di espansione delle rinnovabili legata alla presenza dei nostri clienti.
Il Piano 2023-2026 prevede:
• la realizzazione di oltre 7 GW di capacità installata al 2026, supportati da una pipeline di nuovi pro-
getti ed opportunità di oltre 11 GW;
• la crescita del portafoglio clienti con l’obiettivo di raggiungere 11 milioni di clienti nel 2026 facendo
leva sullo sviluppo internazionale e sulla crescita del portafoglio clienti Power;
• lo sviluppo del mercato E-Mobility con l’obiettivo di raggiungere oltre 30 mila colonnine al 2026;
• EBITDA proforma nel 2022 di oltre €600 milioni, la Società prevede di triplicare questa cifra fino a
€1,8 miliardi nel 2026.
VERSALIS
PLENITUDE
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202222
POWER
Il Piano del Power 2023-2026 prevede:
• la massimizzazione dei risultati grazie alla flessibilità ed efficienza degli impianti di generazione;
• l’individuazione e sviluppo di nuove soluzioni tecnologiche a basso impatto carbonico.
ALTRI IMPEGNI E TARGET SULLE TEMATICHE ESG
1
Salute e sicurezza
Garantire la costante e continua attenzione alle persone, tutelandone la sicurezza e la salute.
Capitale umano
Gestire gli impatti della transizione energetica sulle risorse umane e sulle comunità nell’ottica della
Just Transition; sviluppare le competenze professionali richieste anche dai nuovi business; promuove-
re il rafforzamento della parità di genere e la valorizzazione delle diversità (+3 p.p. di presenza femmini-
le al 2030 vs. 2020); sviluppare ulteriormente soluzioni di lavoro innovative e agili potenziando l’offerta
Welfare e il work-life balance.
Ambiente
Garantire la costante e continua attenzione all’uso efficiente delle risorse naturali, nel rispetto dei più
elevati standard tecnici e gestionali.
Diritti umani, Trasparenza e Integrità
Garantire la massima attenzione all’integrità, alla trasparenza, alla pari dignità delle persone e al
rispetto dei diritti umani. Proseguire nel coinvolgimento dei fornitori nel percorso di transizione
energetica.
Sviluppo locale
Implementare 75 Progetti di Sviluppo Locale nei Paesi di presenza con un impegno complessivo
di €326 milioni in quota Eni nel quadriennio 2023-2026, migliorando le condizioni di vita di 932
mila beneficiari attraverso iniziative di accesso all’energia; all’educazione; all’acqua; diversificazio-
ne economica e salute.
(1) Per maggiori dettagli si veda la sezione “Approccio responsabile e sostenibile” della Dichiarazione consolidata di carattere
Non Finanziario di Eni.
23ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
IL MODELLO DI RISK MANAGEMENT INTEGRATO
Il Modello RMI si avvale di un sistema metodologico e di competenze che fa leva su criteri
che assicurano la consistenza delle valutazioni (qualità del dato, oggettività della rilevazio-
ne e quantificazione delle mitigazioni) per migliorare l’efficacia delle analisi, assicurare un
adeguato supporto ai principali processi decisionali (quali la definizione del Piano Strategi-
co) e garantire l’informativa agli organi di amministrazione e controllo.
Il Modello è caratterizzato da un approccio strutturato, ispirato alle best practice interna-
zionali e definito sulla base degli indirizzi del Sistema di Controllo Interno e Gestione dei
Rischi (v. pag. 39), che prevede una governance declinata su tre livelli di controllo. La Risk
Governance attribuisce un ruolo centrale al Consiglio di Amministrazione (CdA), il quale
definisce la natura e il livello di rischio compatibile con gli obiettivi strategici, includendo
nelle proprie valutazioni tutti gli elementi che possono assumere rilievo nell’ottica del
successo sostenibile della Società. Previo parere del Comitato Controllo e Rischi, il CdA
definisce, inoltre, le linee guida per la gestione dei rischi, affinché i principali rischi di Eni
siano correttamente identificati, valutati, gestiti e monitorati, determinando il grado di
compatibilità con una gestione dell’impresa coerente con gli obiettivi strategici.
L’Amministratore Delegato (AD) di Eni dà esecuzione agli indirizzi del CdA; in particolare,
avvalendosi del processo RMI, assicura l’identificazione, la valutazione, la gestione e il mo-
nitoraggio dei principali rischi, che sottopone trimestralmente all’esame del CdA, tenendo
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
(a) Incaricato dell’istituzione e mantenimento del SCIGR.
(b) Inclusi gli obiettivi di attendibilità dell’informativa finanziaria.
(c) Il Responsabile della Funzione Internal Audit dipende gerarchicamente dal Consiglio e, per esso, dal Presidente, fatta salva la dipendenza funzionale dello stesso dal CCR e dal CEO e fermo quanto
previsto in relazione alla nomina, revoca, remunerazione e assegnazione risorse.
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 202224
in considerazione l’operatività e i profili di rischio specifici di ciascuna linea di business e dei singoli pro-
cessi, 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. Infine, il Comitato Rischi, presieduto
dall’AD, svolge funzioni consultive nei suoi confronti in merito ai principali rischi: a tal fine, esamina ed
esprime pareri, su richiesta dell’AD, in relazione alle principali risultanze del processo RMI.
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 “Management System Gui-
deline (MSG) Risk Management Integrato” è continuo e dinamico e prevede i seguenti sottoprocessi:
(i) Risk Governance, metodologie e strumenti (ii) Risk Strategy, (iii) Integrated Risk Management, (iv)
Risk Knowledge, formazione e comunicazione.
Il processo RMI parte dal contributo specialistico all’elaborazione del Piano Strategico fornito sulla base
della complessiva attività di risk management, con riferimento in particolare alla definizione delle aree di
de-risking, all’analisi del profilo di rischio sotteso alla proposta di Piano e all’individuazione delle principali
azioni con efficacia de-risking dei top risk strategici dell’azienda. Le risultanze delle attività sono presentate
agli Organi di Amministrazione e Controllo in tempi coerenti con il processo di Pianificazione Strategica.
Il sottoprocesso “Integrated Risk Management” prevede: cicli periodici di risk assessment e monitorag-
gio (Integrated Risk Assessment) per la comprensione dei rischi assunti sulla base degli obiettivi strategici
e delle azioni definite per raggiungerli; analisi e gestione dei rischi contrattuali (Contract Risk Mgmt) finaliz-
zata 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 accadimento
sia gli impatti che si verrebbero a determinare in un dato orizzonte temporale al verificarsi del rischio.
La valutazione è espressa sia a livello inerente sia a livello residuo (tenendo conto dell’efficacia delle azioni di
mitigazione) e 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 classificazione per rilevanza. I rischi
con impatto economico/finanziario sono analizzati anche in ottica integrata sulla base di modelli quantitativi
che consentono di definire su basi statistiche la distribuzione dei flussi a rischio oppure di simulare l’impatto
aggregato dei rischi a fronte di ipotetici scenari futuri (what if analysis o stress test).
Nel corso del 2022 sono stati effettuati due cicli di assessment: nel primo semestre è stato svolto l’Annual
Risk Profile Assessment, che ha coinvolto 134 società presenti in 45 Paesi, mentre nel secondo semestre
è stato svolto l’Interim Top Risk Assessment, che ha riguardato l’aggiornamento delle valutazioni e il tratta-
mento 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 2022. 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-
25ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
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 2022.
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 19 rischi classificati in: (i) rischi di natura esterna, (ii) rischi di
natura strategica e, infine, (iii) rischi di natura operativa (v. Obiettivi, principali rischi e azioni di trattamento).
RISCHIO STRATEGICO
SCENARIO
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Scenario Prezzi commodity, visione d’insieme del rischio di fluttuazioni sfavorevoli dei prezzi del Brent, del Gas
e delle altre commodity rispetto alle previsioni di piano.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
• Focalizzazione su resilienza e flessibilità del portafoglio attraverso: generazione di cassa dei business
tradizionali, crescita dei nuovi business, ottimizzazione del portafoglio e manovra investimenti;
• ottimizzazione della gestione del portafoglio contratti gas attraverso processi di price revision e flessibilizzazione
prelievi fisici;
• strategia attiva di hedging del portafoglio in funzione delle condizioni di mercato e dell’evoluzione del contesto
geopolitico;
• ottimizzazione assetti industriali business tradizionali;
• sviluppo capacità di raffinazione bio, mediante conversione circuito produttivo raffinazione tradizionale e
selettive partnership in progetti in aree geografiche differenziate;
• specializzazione del portafoglio della chimica verso prodotti e mercati a maggior valore aggiunto; sviluppo
chimica da rinnovabili/bio e riciclo;
• massimizzazione del valore da mercato dei servizi power e iniziative per favorire la decarbonizzazione della
generazione power;
• massimizzazione sinergie tra capacità di generazione elettrica da rinnovabili in sviluppo e portafoglio clienti
power (energy management integrato ed hedging con portafoglio clienti) e ulteriore securitizzazione dei ricavi
attraverso la partecipazione alle aste e la stipula PPA.
CONTRAZIONE
DOMANDA/
CONTESTO
COMPETITIVO
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Contrazione domanda/contesto competitivo, riferito al verificarsi di uno sbilancio domanda e offerta di
mercato o di un incremento della competitività tale da: (i) ridurre volumi di vendita, (ii) aumentare le difficoltà nel
difendere customer base/sviluppare iniziative di crescita, (iii) generare dinamiche avverse sui prezzi dei prodotti
finiti, (iv) contrazione domanda.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
• Sviluppo del portafoglio Gas-LNG con crescente quota equity derivante da iniziative integrate Upstream/GGP;
• azioni di ottimizzazione di portafoglio Gas/LNG;
• strategia attiva di hedging del portafoglio in funzione delle condizioni di mercato e dell’evoluzione del contesto
geopolitico;
• crescita del business della mobilità sostenibile e sviluppo selettivo stazioni Premium;
• differenziazione del portafoglio della chimica verso prodotti a maggiore valore aggiunto ed estensione filiera a
valle verso compounding;
• sviluppo chimica da rinnovabili e riciclo;
• crescita organica clienti retail gas e luce con progressiva integrazione con la capacità di generazione energie
rinnovabili e con lo sviluppo dei servizi di generazione distribuita e di efficienza energetica;
• consolidamento posizione sul mercato renewables in particolare nei Paesi di presenza retail attraverso lo
sviluppo della pipeline di progetti acquisiti, con particolare focus su Spagna e Italia.
OBIETTIVI, PRINCIPALI RISCHI E AZIONI DI TRATTAMENTO
RMI - Risk Management Integrato
Processo risk-based
1
RISK GOVERNANCE, METODOLOGIE E STRUMENTI
4
RISK KNOWLEDGE, FORMAZIONE E COMUNICAZIONE
2
RISK STRATEGY
3
INTEGRATED RISK MANAGEMENT
Obiettivi aziendali:
REDDITIVITÀ AZIENDALE CORPORATE REPUTATION RAPPORTI CON STAKEHOLDER, SVILUPPO LOCALE
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202226
CLIMATE
CHANGE
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Climate change, riferito alla possibilità che si verifichino modifiche di scenario/condizioni climatiche che possano
generare rischi fisici 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 specifici 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;
• verifica della resilienza del portafoglio attraverso stress test basati su scenari low carbon;
• flessibilità della strategia e degli investimenti;
• diversificazione con sviluppo di nuovi business/prodotti low carbon;
• ruolo chiave della ricerca low carbon e dello sviluppo tecnologico;
• piani di incentivazione del management di breve termine e lungo termine che includono obiettivi legati alla “climate
strategy” coerenti con gli indirizzi definiti nel Piano Strategico;
• leadership nella disclosure e adesione a iniziative internazionali;
• monitoraggio dei trend giurisprudenziali in materia di cambiamento climatico.
RISCHIO ESTERNO
RISCHIO CREDITORISCHIO CREDITO
COMMERCIALECOMMERCIALE
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Rischio Credito Commerciale, riferito al possibile mancato adempimento delle obbligazioni assunte da una
controparte, con ricadute sulla situazione economica/finanziaria e sul raggiungimento degli obiettivi aziendali.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
• Modello del credito accentrato e coordinamento operativo nella gestione dei clienti multi-business;
• azioni gestionali a mitigazione del rischio: garanzie, factoring, coperture assicurative;
• monitoraggio sistematico degli indicatori di rischiosità delle controparti affidate e meccanismi tempestivi di
alerting.
BIOLOGICOBIOLOGICO
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Biologico - diffusione di pandemie ed epidemie, riferito alla diffusione di pandemie ed epidemie con potenziali
impatti sulle persone e sui sistemi sanitari nonché sul business.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
• Costante indirizzo e monitoraggio da parte dell’Unità di crisi Eni per allineamento, coordinamento e identificazione
azioni di risposta;
• predisposizione e implementazione, per tutte le consociate e linee datoriali di Eni, di un piano per la preparazione e
risposta delle emergenze sanitarie (Medical Emergency Response Plan - MERP) finalizzato anche alla definizione di
un business continuity plan;
• adesione alla campagna vaccinale nazionale, anche attraverso la costituzione di centri vaccinali straordinari nei siti
aziendali;
• attività di indirizzo tecnico-scientifico delle funzioni centrali per definire le misure di prevenzione e di trattamento da
declinare e implementare a livello di business.
GEOPOLITICOGEOPOLITICO
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Geopolitico, riferito all’impatto di tematiche geopolitiche sulle scelte strategiche e operative del business.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
• Diversificazione geografica del portafoglio di approvvigionamento gas;
• attività istituzionali con interlocutori nazionali e internazionali di riferimento per il superamento delle situazioni
di crisi;
• monitoraggio del contesto, con focus su situazioni politico-istituzionali critiche e su aspetti normativi con potenziali
impatti sul business;
• valorizzazione della presenza Eni, anche per il tramite di iniziative di sostenibilità, con attenzione a tematiche
economiche e sociali dei Paesi.
27ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Obiettivi aziendali:
REDDITIVITÀ AZIENDALE CORPORATE REPUTATION RAPPORTI CON STAKEHOLDER, SVILUPPO LOCALE
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 difficoltà finanziarie dei partner, ritardo nell’incasso dei crediti e nel recupero
dei costi sostenuti.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
• Diversificazione geografica del portafoglio per mezzo di dismissioni ed acquisizioni mirate e sinergiche finalizzate a
ridurre il profilo di rischio complessivo;
• stretta collaborazione con le autorità locali;
• interventi di mitigazione per i rischi security mediante progetti e programmi specifici per alcune aree/siti maggiormente
sensibili;
• presenza di un sistema di gestione dei rischi di security con analisi di misure preventive specifiche per Paese e per sito
e implementazione di piani di emergenza finalizzati alla massima sicurezza delle persone e della gestione di attività
ed asset;
• stipula di piani di rientro specifici per Paese con utilizzo di strumenti già collaudati di tipo contrattuale e/o finanziario;
• richiesta di garanzie sovrane e lettere di credito a tutela delle posizioni creditorie.
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
• Presidio delle dinamiche legislative e regolatorie; advocacy nell’ambito dei processi istituzionali di definizione di nuove
direttive o regolamenti finalizzati alla decarbonizzazione e alla sicurezza energetica;
• definizione azioni strategiche e operative in linea con l’evoluzione normativa:
- aumento capacità delle bioraffinerie e diversificazione feedstock e prodotti (phase-out olio di palma, sviluppo agro
biofeedstock, produzione Biojet, sviluppo biometano);
- sviluppo chimica da fonti rinnovabili, sviluppo riciclo meccanico avanzato e sviluppo tecnologie di riciclo chimico;
- fornitura ai clienti retail di servizi di efficienza energetica, sviluppo generazione distribuita e sinergie con il business
rinnovabili.
RAPPORTI CON RAPPORTI CON
GLI STAKEHOLDER GLI STAKEHOLDER
LOCALILOCALI
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Rapporti con gli stakeholder locali del settore energy.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
• Integrazione degli obiettivi e dei progetti di sostenibilità (es. Community Investment) all’interno del Piano Strategico
e dei piani di incentivazione del management;
• continuo dialogo con gli stakeholders per comunicare l’approccio sostenibile Eni alle attività, anche tramite progetti
di sviluppo sociale e territoriale e di valorizzazione del local content;
• realizzazione di accordi di collaborazione con enti nazionali e internazionali nella direzione del Partenariato Pubblico
Privato (FAO, UNDP, UNESCO, UNIDO…);
• rispetto e promozione Diritti Umani attraverso operatività del Modello di gestione dei Diritti Umani, analisi di impatto
ed integrazione della vista sui diritti umani nei processi di business.
PERMITTINGPERMITTING
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Permitting, riferito al verificarsi di possibili ritardi o mancato rilascio di autorizzazioni, rinnovi o permessi da
parte della Pubblica Amministrazione con impatti su tempi e costi di progetto nonché ricadute in termini sociali,
ambientali e di immagine e reputazione.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
• Dialogo costante con le Istituzioni anche a fini di proposta normativa;
• audizioni presso le commissioni parlamentari;
• coinvolgimento continuo fin dalle prime fasi delle autorità e degli stakeholder su obiettivi e progress di progetto;
• trasferimento e condivisione del know-how con gli enti coinvolti, anche attraverso un maggior coinvolgimento degli
organi tecnici;
• presidio e monitoraggio degli iter autorizzativi settoriali con gli enti locali competenti;
• visite/sopralluoghi dei rappresentanti delle istituzioni nei siti interessati;
• avviamento piattaforma centrale Eni funzionale alla gestione del processo di Permitting e Compliance Ambientale
dei siti operativi.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202228
RISCHIO OPERATIVO
INCIDENTIINCIDENTI
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Rischi di blowout e altri incidenti agli asset upstream, alle raffinerie e agli stabilimenti petrolchimici, nonché
nel trasporto degli idrocarburi e prodotti derivati via mare e via terra (es. incendi, esplosioni, ecc.), con
danni alle persone e agli asset ed impatti sulla redditività e sulla reputazione aziendale.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
• Coperture assicurative;
• attenta azione di prevenzione (applicazione nuove tecnologie) e real time monitoring per i pozzi;
• monitoraggio proattivo degli eventi incidentali con identificazione dei weak signals in ambito Process
Safety e completamento delle azioni scaturite da Audit e Risk Assessment relativi a tematiche di Process
Safety;
• improvement tecnologici e operativi e continuo miglioramento nella implementazione del sistema di
gestione Asset Integrity Management a prevenzione di incidenti insieme all’incremento dell’affidabilità
impianti;
• vetting: gestione e coordinamento delle attività rilevanti per la valutazione, l’ispezione e la selezione tecnica
delle navi, l’assegnazione di un rating agli operatori;
• specifiche contrattuali standard nel trasporto marittimo;
• Contract Risk Management (Pre/Post award);
• formazione continua.
CYBER SECURITYCYBER SECURITY
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Cyber Security & Spionaggio industriale, riferito al verificarsi di attacchi informatici capaci di
compromettere i sistemi informativi gestionali (ICT) e i sistemi industriali (ICS), nonché di favorire la
sottrazione di informazioni sensibili per Eni.
AZIONI DI
TRATTAMENTO
• Modello di governance centralizzato della Cyber Security, con unità dedicate alla cyber intelligence e alla
prevenzione, monitoraggio e gestione dei cyber attack;
• potenziamento delle infrastrutture e dei servizi di Cyber Security Operation;
• rafforzamento dei presidi di sicurezza per le consociate estere e dei siti industriali;
• aumento della capacità di detection tramite Implementazione di IoC (Indicatori di Compromissione) specifici
pervenuti da fonti Istituzionali e da provider di Cyber Threat Intelligence;
• promozione di una cultura della sicurezza informatica anche tramite azioni dedicate (es. simulazioni di
Phishing);
• innalzamento del livello di monitoraggio degli eventi di sicurezza.
INDAGINI INDAGINI
E CONTENZIOSI E CONTENZIOSI
HSEHSE
PRINCIPALI
EVENTI
DI RISCHIO
Contenziosi in materia ambientale e salute e sicurezza, con impatti sulla redditività aziendale (costi per le
attività di bonifica e/o adeguamento degli impianti), sull’operatività e sulla corporate reputation.
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;
• definizione di percorsi con la Pubblica Amministrazione per la gestione di problematiche rilevanti e per lo
sviluppo del territorio;
• continuo monitoraggio dell’efficacia e dell’efficienza delle attività di bonifica;
• iniziative di comunicazione mirate;
• collaborazione con gli stakeholder e con la Pubblica Amministrazione (es. ministeri, Istituto Superiore di
Sanità, università, etc.).
29ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
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
1
ispirato a criteri di eccellenza nel
confronto aperto con il mercato e con tutti gli stakeholder.
A partire dal 1° gennaio 2021 Eni applica le raccomandazioni del Codice di Corporate Governance
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 ter-
mine 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. Ciò trova in particolare attuazione nell’elenco dei poteri che il Consiglio di Amministra-
zione ha deciso di riservare alla propria esclusiva competenza, da ultimo aggiornati il 26 gennaio
2023 con l’obiettivo di consolidare ulteriormente i propri compiti in linea con il Codice di Corporate
Governance, con le migliori prassi nazionali ed internazionali e con il processo di trasformazione
della Società e del Gruppo conseguente al percorso di transizione intrapreso.
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 ottica, una comunicazione con-
tinua 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 2022 è
proseguito il dialogo con il mercato sulle tematiche di governance, per cogliere le opportunità de-
rivanti da studi ed esperienze maturate nel contesto internazionale, pur in presenza di un contesto
emergenziale che ha reso meno immediato il contatto, da ultimo anche in sede assembleare. Agli
azionisti sono stati garantiti tutti i diritti di legge e messi a disposizione ulteriori strumenti infor-
mativi al fine di consentire il maggior coinvolgimento possibile. È stata altresì adottata la politica
per il dialogo con gli azionisti, approvata l’8 marzo 2022 dal Consiglio di Amministrazione di Eni, su
proposta della Presidente, d’intesa con l’Amministratore Delegato.
In linea con i principi definiti dal Consiglio di Amministrazione, Eni si impegna a realizzare un
sistema di Corporate Governance ispirato a criteri di eccellenza, partecipando ad iniziative per
migliorare il proprio sistema. Tra le varie iniziative, nel corso del 2022, si segnalano, in particolare,
la partecipazione a gruppi di lavoro associativi per l’approfondimento di temi oggetto di interventi
normativi europei quali gli obblighi di rendicontazione e i doveri di diligenza in materia di sosteni-
bilità, nonché le riflessioni in materia di Say on Climate. In particolare, in occasione dell’Assemblea
dell’11 maggio 2022, in continuità con quanto effettuato l’anno precedente, è stato pubblicato un
messaggio della Presidente e dell’Amministratore Delegato sulla transizione climatica in cui si
richiedeva agli azionisti di esprimere, tramite il rappresentante designato, le proprie opinioni sulla
strategia per il clima illustrata in tale documento.
(1) Per maggiori approfondimenti sul sistema di Corporate Governance di Eni si rinvia alla Relazione sul governo societario e gli assetti pro-
prietari di Eni, redatta ai sensi dell’articolo 123-bis del D.Lgs. 58/1998 e pubblicata sul sito internet della Società, nella sezione Governance.
Integrità e
trasparenza
sono i principi
che ispirano Eni
nel delineare il
proprio sistema
di Corporate
Governance,
elemento
fondante del
modello di
business della
Società
Governance
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202230
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’As-
semblea degli Azionisti – attribuisce la responsabilità della gestione 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 Presidenti, sono no-
minati dall’Assemblea degli Azionisti. Per consentire la presenza di consiglieri 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 fino all’as-
semblea di approvazione 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 di-
versi da quello di controllo, così garantendo alle minoranze (ossia agli azionisti diversi da quello di con-
trollo) un numero di rappresentanti superiore rispetto a quello previsto dalla legge. Per la composizione
del Consiglio, l’Assemblea degli Azionisti ha potuto tener conto degli orientamenti espressi al mercato
dal precedente organo in termini di diversity, professionalità, esperienze e competenze, anche avuto ri-
guardo alle strategie della Società, alla sua trasformazione e al percorso di transizione energetica. Ne è
risultato, quindi, un Consiglio bilanciato e diversificato, come confermato anche dagli esiti delle autova-
lutazioni condotte annualmente dal Consiglio, da cui è emerso un giudizio positivo sulle professionalità
in seno al Consiglio in termini di conoscenze, esperienze e competenze
3
e sul contributo individuale
dei Consiglieri al Consiglio di Amministrazione in materia di sostenibilità, ESG e transizione energetica,
temi che hanno caratterizzato il lavoro del Consiglio per l’intero mandato. È stato riconosciuto una-
nimemente l’impegno e il commitment dell’intero Consiglio sui temi della transizione energetica, del
cambiamento climatico, della sostenibilità ed ESG, sia nel proprio ruolo di indirizzo strategico che nella
propria attività di monitoraggio in relazione al percorso di transizione intrapreso. Altrettanto significa-
tivo il supporto fornito dai Comitati endo-consiliari, in particolare dal Comitato Sostenibilità e Scenari
in ragione delle sue specifiche funzioni, in termini di qualità e profondità della discussione sia sui temi
ESG e della sostenibilità che su quelli relativi alla transizione energetica e dei cambiamenti climatici.
Anche il Collegio Sindacale aveva nel 2020 espresso agli azionisti il proprio orientamento fornendo indica-
zioni sulla composizione dell’organo in relazione ai compiti che è chiamato a svolgere. La composizione
del Consiglio e del Collegio Sindacale è diversificata anche in relazione al genere, conformemente alle pre-
visioni di legge in materia e dello Statuto, che è stato modificato 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 amministrazione e di controllo devono essere composti da almeno 2/5 del genere meno rappre-
sentato. Inoltre, sulla base delle ultime valutazioni effettuate il 22 febbraio 2023, il numero di Amministra-
tori indipendenti presenti in Consiglio (7
4
dei 9 Amministratori in carica, di cui 8 non esecutivi e tra i quali
figura la Presidente) si conferma superiore alle previsioni statutarie e del Codice di Corporate Governance.
In vista del prossimo rinnovo, previsto nel 2023 in occasione dell’approvazione del bilancio chiuso al 31 di-
cembre 2022 e, come raccomandato dal Codice di Corporate Governance, il Consiglio di Amministrazione,
(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.
(3) In particolare, l’Amministratore Delegato e il Consigliere Vermeir possono vantare una solida esperienza e competenza nel settore di
attività della Società, la Consigliera Litvack, attuale Presidente del Comitato Sostenibilità e Scenari, sulle tematiche ESG.
(4) Ci si riferisce all’indipendenza ai sensi di legge, cui lo Statuto di Eni rinvia e ai sensi del Codice di Corporate Governance.
31ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
coadiuvato dal Comitato per le Nomine e tenuto conto degli esiti dell’autovalutazione, con il supporto dello
stesso consulente esterno e indipendente che ha assistito il Consiglio nell’autovalutazione, anche al fine di
tener conto del punto di vista di stakeholder esterni, filtrato dall’esperienza del consulente stesso, delle best
practice di riferimento e delle indicazioni dei principali proxy advisors e delle organizzazioni di riferimento
(in particolare il Comitato per la Corporate Governance), ha espresso agli azionisti un orientamento sulla
sua composizione quantitativa e qualitativa ritenuta ottimale, nel quale è stata in particolare evidenziata la
centralità delle competenze in materia di sostenibilità, ESG e transizione energetica, sottolineando altresì
l’importanza di assicurare che gli amministratori di Eni abbiano una conoscenza delle tematiche relative alla
sostenibilità ed al controllo dei rischi climatici e ambientali, agita in ruoli manageriali o imprenditoriali e ac-
quisita in contesti industriali comparabili a quelli nei quali opera la Società. Analogamente anche il Collegio
Sindacale ha espresso agli azionisti un orientamento sulla propria composizione quantitativa e qualitativa
ritenuta ottimale.
La struttura del Consiglio
Il Consiglio di Amministrazione ha nominato il 14 maggio 2020 un Amministratore Delegato e ha costi-
tuito al proprio interno quattro comitati, con funzioni consultive e propositive: il Comitato Controllo e Ri-
schi
5
, il Comitato Remunerazione
6
, 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
Amministrazione, d’intesa con l’Amministratore Delegato, nomina, revoca, remunerazione e risorse –
fermo il supporto al Consiglio del Comitato Controllo e Rischi e del Comitato per le Nomine, per quanto
di competenza, e sentito il Collegio Sindacale – gestendone direttamente il rapporto per conto del
Consiglio (fatta salva la dipendenza funzionale dal Comitato Controllo e Rischi e dall’Amministratore
Delegato, 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 compo-
nenti dell’Organismo di Vigilanza, il Responsabile Risk Management Integrato e il Responsabile Com-
pliance Integrata. Il Consiglio, infine, su proposta della Presidente, nomina il Segretario del Consiglio,
con compiti di assistenza e consulenza nei confronti della Presidente, dei singoli consiglieri e del Con-
siglio
7
. 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.
(5) Con riferimento alla composizione del Comitato Controllo e Rischi, Eni prevede che almeno due componenti possiedano un’a-
deguata conoscenza ed esperienza in materia contabile, finanziaria 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 Presidente, possedevano l’esperienza sopra indicata.
(6) 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’a-
deguata conoscenza ed esperienza in materia finanziaria o di politiche retributive, valutate dal Consiglio al momento della nomina. A
tal proposito, il 14 maggio 2020 il Consiglio di Amministrazione di Eni ha valutato che tutti e 3 i componenti del Comitato possiedono
la conoscenza ed esperienza sopra indicate. La composizione del Comitato in termini di conoscenza ed esperienza risulta quindi
migliorativa rispetto alle previsioni del Codice di Corporate Governance e del proprio Regolamento.
(7) 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.
COMPOSIZIONE DEL CDA
Maggioranza 6
Minoranza 3
Lista di provenienza Fasce di età
(b)
67%
33%
78%
22%
30-50 anni 2
> 50 anni 7
Diversità di genere
5 uomini
4 donne
56% 44%
Indipendenti 7
Non indipendenti 2
Indipendenza
(a)
78%
22%
(a) Ci si riferisce all’indipendenza ai sensi di legge e del Codice di Corporate Governance.
(b) Dati al 31 dicembre 2022.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202232
(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
Guido Brusco
(h)
(Natural Resources)
Giuseppe Ricci
(Energy Evolution)
ORGANISMO DI VIGILANZA
Attilio Befera (Presidente)
(i)
Antonella Alfonsi
(i)
Ugo Lecis
(i)
Rosalba Casiraghi
(l)
Gianfranco Cariola
(m)
SEGRETARIO
DEL CONSIGLIO
E BOARD COUNSEL
Luca Franceschini
(g)
DIRECTOR
INTERNAL AUDIT
Gianfranco Cariola
Lucia Calvosa
(b)
AMMINISTRATORE DELEGATO
DIRIGENTE PREPOSTO ALLA REDAZIONE
DEI DOCUMENTI CONTABILI SOCIETARI
Francesco Esposito
SINDACI EFFETTIVI
(**)
PRESIDENTE
Rosalba Casiraghi
(c)
PRESIDENTE
(*)
CONSIGLIERI NON ESECUTIVI
Ada Lucia De Cesaris
(b)
Filippo Giansante
(d)
Pietro A. Guindani
(c)
Karina A. Litvack
(c)
Emanuele Piccinno
(b)
Nathalie Tocci
(b)
Raphael Louis L. Vermeir
(c)(e)
ASSEMBLEA
DEGLI AZIONISTI
DI ENI SPA
PRESIDENTE
P
COMITATO
SOSTENIBILITÀ E SCENARI
COMITATO
PER LE NOMINE
COMITATO
CONTROLLO E RISCHI
P
P
P
COMITATO
REMUNERAZIONE
P
Enrico Maria Bignami
(c)
Marcella Caradonna
(f)
Giovanna Ceribelli
(b)
Marco Seracini
(b)
(a) Eletto dalla lista di maggioranza.
(b) Eletto dalla lista di maggioranza, indipendente ai sensi di legge e del Codice di Corporate Governance.
(c) Eletto dalla lista di minoranza, indipendente ai sensi di legge e del Codice di Corporate Governance.
(d) Eletto dalla lista di maggioranza, non esecutivo.
(e) Dal 29 aprile 2021 è lead independent director.
(f) Eletta il 12 maggio 2021 su proposta del Ministero dell’Economia e delle Finanze, indipendente ai sensi di legge e del Codice di Corporate Governance.
(g) Anche Director Compliance Integrata.
(h) Dal 7 febbraio 2022. Fino al 6 febbraio 2022 il Direttore Generale Natural Resources è stato Alessandro Puliti.
(i) Componente esterno.
(l) Presidente del Collegio Sindacale.
(m) Director Internal Audit.
(*) Non esecutiva.
(**) Sindaci supplenti:
- Roberto Maglio, eletto il 12 maggio 2021 su proposta del Ministero dell’Economia e delle Finanze;
- Claudia Mezzabotta, eletta dalla lista di minoranza.
STRUTTURA DI CORPORATE GOVERNANCE DELLA SOCIETÀ RIFERITA AL 31 DICEMBRE 2022
Si fornisce, di seguito, una rappresentazione grafica di sintesi della struttura di Corporate Governance
della Società riferita al 31 dicembre 2022:
33ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
MACROSTRUTTURA ORGANIZZATIVA DI ENI SPA RIFERITA AL 31 DICEMBRE 2022
Di seguito una rappresentazione grafica della macrostruttura organizzativa di Eni SpA riferita al 31
dicembre 2022:
CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE
LUCIA CALVOSA
Presidente
CLAUDIO DESCALZI
Chief Executive Officer
ROBERTO ULISSI
Affari Societari
e Governance
Director
LUCA FRANCESCHINI
Compliance Integrata
Director
GRAZIA FIMIANI
Risk Management
Integrato
Director
STEFANO SPERONI
Affari Legali e Negoziati
Commerciali
Director
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
GUIDO BRUSCO
Natural Resources
Direttore Generale
(c)
Deputy CRISTIAN SIGNORETTO Deputy UMBERTO CARRARA
FRANCESCO GATTEI
Chief Financial
Officer
GIUSEPPE RICCI
Energy Evolution
Direttore Generale
(a) ll Segretario del Consiglio di Amministrazione e Board Counsel dipende gerarchicamente e funzionalmente dal Consiglio e, per esso, dal Presidente.
(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 dal CEO e fermo quanto
previsto in relazione alla nomina, revoca, remunerazione e assegnazione risorse.
(c) Dal 7 febbraio 2022. Fino al 6 febbraio 2022 il Direttore Generale Natural Resources è stato Alessandro Puliti.
LUCA FRANCESCHINI
Segretario del Consiglio
di Amministrazione
e Board Counsel
(a)
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202234
(8) Per approfondimenti in tema di informazioni non finanziarie si rinvia alla sezione della presente Relazione relativa alla Dichiarazione
consolidata di carattere Non Finanziario ai sensi del D.Lgs. n. 254/2016.
(9) Per maggiori approfondimenti sul processo di Board Review si rinvia al paragrafo alla stessa dedicato nella Relazione sul governo
societario e gli assetti proprietari 2022.
I processi decisionali
Il Consiglio ha affidato la gestione della Società all’Amministratore Delegato, riservandosi in via esclu-
siva le attribuzioni strategiche, operative e organizzative più rilevanti, in particolare in materia di gover-
nance, sostenibilità
8
, 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 ridefinito 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 raggiungi-
mento degli obiettivi strategici.
Fra i compiti più rilevanti del Consiglio vi è la nomina dei ruoli chiave della gestione e del controllo
aziendale, quali il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari e il Responsabile
Internal Audit, nonché la nomina dell’Organismo di Vigilanza. A tal fine, il Consiglio è supportato dal
Comitato per le Nomine.
Flussi informativi
Affinché il Consiglio possa svolgere in modo efficace il proprio compito è necessario che gli Ammi-
nistratori siano in grado di valutare le scelte che sono chiamati a compiere, disponendo di adeguate
competenze e informazioni. L’attuale composizione del Consiglio, diversificata in termini di compe-
tenze ed esperienze, anche internazionali, consente un esame approfondito delle diverse tematiche
da più punti di vista. I consiglieri sono inoltre informati tempestivamente e compiutamente sui temi
all’ordine del giorno del Consiglio. A tal fine, le riunioni del Consiglio sono oggetto di specifiche proce-
dure che stabiliscono i tempi minimi per la messa a disposizione della documentazione e la Presiden-
te 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. La Presidente, d’intesa
con l’Amministratore Delegato con l’ausilio del Segretario del Consiglio, cura che i dirigenti della So-
cietà e quelli delle società del gruppo, responsabili delle funzioni aziendali competenti secondo la
materia, intervengano alle riunioni consiliari, anche su richiesta di singoli amministratori, per fornire
gli opportuni approfondimenti sugli argomenti all’ordine del giorno. Infine, l’adeguatezza e tempesti-
vità dei flussi informativi verso il Consiglio di Amministrazione è oggetto di periodica valutazione da
parte del Consiglio nell’ambito del processo annuale di autovalutazione (cfr. paragrafo successivo).
Autovalutazione e formazione
Annualmente il Consiglio, supportato da un consulente esterno, effettua la propria autovalutazione
(“Board Review”)
9
, di cui costituiscono elementi essenziali il confronto con le best practice nazionali
e internazionali e una riflessione sulle dinamiche consiliari, anche al fine di proporre agli azionisti
orientamenti sui profili per la composizione ottimale del futuro Consiglio. A seguito della Board
Review, il Consiglio, se necessario, condivide un action plan per migliorare il funzionamento dell’or-
gano e dei suoi comitati.
35ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Con riferimento all’esercizio 2022, il processo di autovalutazione si è svolto attraverso questionari ed intervi-
ste 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 ma-
nageriale, 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 2022 si è conclusa nella riunione del 22 febbraio 2023, con
la presentazione, da parte del consulente, degli esiti del processo, che confermando gli elementi di positività
già emersi dalle precedenti board review, hanno in particolar modo evidenziato una positiva evoluzione: sul
mix di conoscenze, esperienze e competenze acquisite rispetto ai business, agli scenari, al ruolo strategico
e di monitoraggio del Piano, ai settori nei quali opera la Società ed ai relativi rischi; sull’efficace ruolo di sup-
porto del CdA nel percorso di diversificazione, transizione e sicurezza energetica, temi che hanno caratte-
rizzato il lavoro del Consiglio per l’intero mandato, nonchè sull’impegno e tempo profuso sui temi ESG, della
Sostenibilità e della transizione energetica e sull’adeguato recepimento dei principi ESG nelle policy della
Società; sul funzionamento del CdA, sia in termini di impegno individuale dedicato al ruolo sia in termini
di efficacia del lavoro collegiale, ritenuto equilibrato, competente e contributivo, anche in virtù dell’efficace
supporto consultivo e istruttorio dei Comitati Endo-consiliari; sul ruolo svolto dalla Presidente del Consiglio,
di impulso al corretto funzionamento del Consiglio e all’organizzazione delle riunioni consiliari, in particolare
per la tempestività, completezza e qualità della documentazione messa a disposizione; sul ruolo e operato
dell’Amministratore Delegato, cui viene attribuita una grande capacità di visione, innovazione e imprendi-
torialità, importante autorevolezza nella guida della società, e capacità manageriali, anche alla luce degli
importanti passi conseguiti nell’avviato percorso della complessa e trasformativa transizione energetica; sul
ruolo dei Comitati, leadership dei Presidenti e contributo fornito al Consiglio, riconosciuto anche dal tempo e
dall’attenzione a loro dedicata in Consiglio; nonchè sull’attività di induction, sia per ampiezza che per qualità
dei temi trattati. Per l’esercizio 2022 si è stabilito di non procedere con la peer review consuntiva finale.
Inoltre, il Collegio Sindacale anche nel 2022 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 manage-
ment. 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. In particola-
re, tra i temi affrontati nel corso del mandato si segnalano quelli relativi alla struttura aziendale e al suo
modello di business, alla mission e al percorso di decarbonizzazione di Eni, al posizionamento di Eni
rispetto ai peers in materia di obiettivi e strategie di decarbonizzazione, all’inclusione dei rischi legati
al clima e degli scenari climatici nell’informativa finanziaria, alla transizione nei paesi emergenti, alla
classificazione delle attività economiche sostenibili in base alla tassonomia europea, al cambiamento
climatico, alla sostenibilità ambientale e sociale delle attività di Eni, ai diritti umani, alla governance, alla
compliance, al Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi, a tematiche contabili e fiscali, alle
nuove responsabilità degli amministratori in materia di reporting di bilancio secondo il Regolamento sul
formato unico europeo per le relazioni finanziarie annuali - ESEF, alla politica di remunerazione, al capi-
tale umano, al succession plan nonché in tema di normativa interna sulle operazioni con parti correlate,
di cyber security e sulle strategie di business perseguite dalla Società nei settori di maggiore rilevanza.
Con riferimento, in particolare, alle attività di induction e onboarding, anche in considerazione della
valutazione positiva emergente dagli esiti dell’autovalutazione, il Consiglio raccomanda di proseguire,
anche nel prossimo mandato, con attività di formazione continua a beneficio degli amministratori,
soprattutto sulle tematiche relative all’implementazione e all’aggiornamento del piano strategico e di
transizione energetica.
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 Governance, all’interno
del proprio modello di business.
Al Consiglio di Amministrazione è riservato un ruolo centrale nella definizione, su proposta dell’Am-
ministratore Delegato, delle linee strategiche e degli obiettivi della Società e del gruppo, perseguen-
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202236
(10) Per approfondimenti sul ruolo del CdA nel processo di transizione energetica e nel perseguimento del successo sostenibile si
rinvia alla sezione della presente Relazione relativa alla Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario ai sensi del D.Lgs.
n. 254/2016.
(11) Sulla scorta degli esiti del processo di autovalutazione relativo all’ultimo anno di mandato del Consiglio, relativi anche alla tema-
tica del cambiamento climatico della just transition coniugata alle esigenze di sicurezza energetica e della prosecuzione del ruolo
del Consiglio rispetto a questa sfida, il Consiglio uscente ha espresso agli azionisti il proprio orientamento sulla composizione del
futuro Consiglio che ha evidenziato l’opportunità della presenza nel Consiglio da nominare, tra l’altro, di professionalità in possesso di
competenze ed esperienze relative alle tematiche della sostenibilità, agite in ruoli manageriali o imprenditoriali e acquisite in contesti
industriali comparabili a quelli nei quali opera Eni e di esperienza internazionale e conoscenza dei mercati energetici e delle realtà
socio-politiche e dei Paesi nei quali opera la Società, e “soft-skills” tra cui, in particolare, la capacità di analisi, di definizione delle
priorità e di decisione.
done il successo sostenibile e monitorandone l’attuazione. In particolare, un tema centrale su cui il
Consiglio di Amministrazione riveste un ruolo chiave è il processo di transizione energetica verso un
futuro low carbon
10
.
Al riguardo si segnala che il processo di autovalutazione relativo al 2022, svolto con il supporto di un
consulente esterno indipendente e completato a febbraio 2023
11
ha fornito giudizi estremamente posi-
tivi in merito al mix di conoscenze, esperienze e competenze acquisite e all’impegno e tempo profuso
sui temi ESG, della Sostenibilità e della transizione energetica e sull’adeguato recepimento dei principi
ESG nelle policy della Società, nonché sull’efficace ruolo di supporto del CdA nel percorso di diversifi-
cazione, transizione e sicurezza energetica, temi che hanno caratterizzato il lavoro del Consiglio per
l’intero mandato.
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 politica per la
gestione del dialogo con la generalità degli azionisti, anche al fine di assicurare una comunicazione
ordinata e coerente.
Altro tema centrale che il CdA presidia è il rispetto dei Diritti Umani. È proseguito il percorso di at-
tuazione della Dichiarazione Eni sul rispetto dei diritti umani approvata dal CdA di Eni a dicembre
2018; in particolare, è stato aggiornato 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).
Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha un ruolo centrale nel sistema di controllo interno e di ge-
stione dei rischi, tra i quali assumono rilievo anche gli impatti economici, ambientali e sulle persone
dell’attività della Società. In particolare si fa riferimento al ruolo del Consiglio di Amministrazione:
nell’approvazione delle operazioni di business che si è riservato e che includono anche gli esiti dell’a-
nalisi dei rischi ed eventuali valutazioni sugli impatti ESG associati all’operazione; nell’approvazione
del piano strategico che include anche la valutazione dei rischi e degli impatti ESG associati; nella
promozione del dialogo con gli azionisti e gli stakeholder e ai relativi flussi informativi; nell’esame
trimestrale dei principali rischi, inclusi i rischi rilevanti in materia ESG; nella definizione delle linee di
indirizzo in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari; nell’istituzione del Comitato Sostenibili-
tà e Scenari con il compito di supportarlo sulle tematiche di sostenibilità; nell’istituzione del Comitato
Controllo e Rischi con il compito di supportarlo sulle tematiche di sistema di controllo interno e ge-
stione dei rischi (SCIGR); nell’approvazione e revisione degli strumenti normativi a presidio dei rischi e
nella ricezione dei flussi informativi (quali ad esempio gli strumenti normativi in materia di operazioni
di interessi degli amministratori e sindaci e operazioni con parti correlate, di anti-corruzione e di inter-
nal audit, nonché le linee di indirizzo del SCIGR).
Nel suo ruolo di indirizzo strategico, il Consiglio, inoltre, approva il Modello di gestione, vigilanza e con-
trollo dei rischi di Salute, Sicurezza e Ambiente, Security ed Incolumità pubblica della Società e le sue
modifiche sostanziali; esamina annualmente la Relazione HSE, predisposta dal Responsabile della fun-
zione aziendale competente ed inclusa nei flussi relativi alla valutazione di adeguatezza del SCIGR.
Su tali tematiche il Consiglio si avvale inoltre del supporto dei Comitati consiliari, ciascuno per quanto di
competenza, in virtù delle funzioni istruttorie, propositive e consultive ad essi attribuite.
37ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(12) Si rimanda al paragrafo “Rapporti con gli azionisti e il mercato” della Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2022
ed alla pagina Investitori del sito per gli aggiornamenti puntuali su indici e rating ESG di rilevanza per i mercati finanziari.
In particolare:
• il Comitato Controllo e Rischi di Eni valuta l’idoneità dell’informazione periodica, finanziaria e non
finanziaria, a rappresentare correttamente, tra l’altro, anche gli impatti dell’attività della Società
ed esamina il contenuto dell’informazione periodica a carattere non finanziario rilevante ai fini del
Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi. A tal fine, incontra con adeguata periodicità il
management aziendale competente per tali materie, approfondendo tra l’altro: (i) i principali temi
nella prospettiva di redazione delle Relazioni Finanziarie annuale e semestrale nonché le loro con-
notazioni essenziali e i contenuti della Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario; (ii) i
principali risultati conseguiti da Eni in ambito sicurezza, salute e ambiente, e le iniziative sviluppate
per il continuo miglioramento delle relative performance, anche tramite il ricorso a nuove tecnolo-
gie; (iii) le tematiche di security e cyber security; (iv) le attività a presidio dell’Asset Integrity; (v) il
rischio climate change e specifici aspetti a esso correlati;
• il Comitato Sostenibilità e Scenari esamina principalmente gli scenari e le tematiche connesse alla soste-
nibilità, quali i diritti umani (ivi incluso l’esame della Relazione HSE), salute, benessere e sicurezza delle per-
sone e delle comunità, sostenibilità energetica e cambiamento climatico; ambiente ed efficienza nell’uso
delle risorse; integrità e trasparenza. A tal fine riceve informative dai responsabili delle funzioni aziendali
coinvolte in detti processi, che possono essere invitati a partecipare alle riunioni del Comitato.
Il Comitato Sostenibilità e Scenari si coordina altresì con il Comitato Controllo e Rischi nella valutazione
dell’idoneità dell’informazione periodica, finanziaria e non finanziaria, a rappresentare correttamente il
modello di business, le strategie della Società, l’impatto della sua attività e le performance conseguite.
Strategia finanziaria
di sostenibilità e reportistica
di sostenibilità 2022
Rendicontazione
di sostenibilità 2021:
“Eni for”
Piano quadriennale e di lungo termine
(che include obiettivi sui temi
non finanziari)
Aggiornamento dichiarazione
ai sensi dello UK “Modern Slavery Act”
e dell’Australian “Modern Slavery Act”
Relazione Finanziaria 2021,
inclusa la Dichiarazione consolidata
di carattere Non Finanziario (DNF)
Relazione sulla remunerazione,
che include obiettivi di sostenibilità
nella definizione dei piani di performance
Risultati HSE 2021
I PRINCIPALI TEMI DI SOSTENIBILITÀ AFFRONTATI DAL CONSIGLIO NEL 2022
L’Amministratore Delegato e i Direttori Generali, nell’esercizio delle loro deleghe, per l’attuazione delle
strategie definite dal Consiglio sono responsabili della gestione dei citati rischi con il supporto delle
funzioni specialistiche aziendali responsabili, in particolare, in tema di sviluppo sostenibile, salute, sicu-
rezza, ambiente e risorse umane.
Grazie al crescente impegno nella trasparenza ed al modello di business costruito da Eni negli ultimi
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
12
.
In particolare, si segnala che nel 2022 Eni è stata confermata nell’indice MIB
®
ESG di Borsa Italiana, l’in-
dice quotato delle blue-chip per l’Italia dedicato alle best practice ESG lanciato da Euronext e reso ope-
rativo da Moody’s ESG Solutions. Inoltre, Eni è stata inclusa per il secondo anno di seguito nel Gender
Equality Index (GEI) di Bloomberg, un indice ponderato sulla capitalizzazione di mercato che monitora
le performance delle società quotate impegnate nel miglioramento continuo sul tema della parità di
genere. L’indice, che include 484 aziende in 45 Paesi e regioni, misura l’uguaglianza di genere basandosi
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202238
(13) Per maggiori approfondimenti sulle attività svolte dal Comitato nel corso del 2022 si rinvia al paragrafo allo stesso dedicato nella
Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2022.
(14) Ai sensi di quanto previsto dall’art.123-ter, comma 3-bis, del D.Lgs. n. 58/98.
(15) Per maggiori informazioni si rinvia alla Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2022.
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 integrazione della prospettiva di genere
in tutti gli ambiti di attività (es: supporto a iniziative esterne, clienti, catena di fornitura, ecc).
Il Comitato Sostenibilità e Scenari
Nello svolgimento dei propri compiti in materia di sostenibilità, il Consiglio è supportato dal Comitato
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
13
.
La Politica di Remunerazione
La Politica sulla Remunerazione Eni è definita in coerenza con il modello di governo societario adottato
dalla Società e con le raccomandazioni del Codice di Corporate Governance, prevedendo che la remune-
razione degli Amministratori, dei componenti del Collegio Sindacale, dei Direttori Generali e degli altri Diri-
genti con responsabilità strategica sia funzionale al perseguimento del successo sostenibile della Società,
tenendo conto della necessità di disporre, trattenere e motivare persone dotate della competenza e della
professionalità richieste dal ruolo ricoperto (Principio XV del Codice di Corporate Governance).
A tal fine, la remunerazione del top management è definita considerando i riferimenti di mercato applica-
bili per cariche o ruoli di analogo livello di responsabilità e complessità, nell’ambito di panel di aziende na-
zionali e internazionali comparabili, anche in relazione al settore di riferimento e alle dimensioni aziendali.
La Politica sulla Remunerazione degli Amministratori e del top management contribuisce inoltre alla
strategia aziendale, attraverso la definizione di sistemi di incentivazione connessi al raggiungimento
di obiettivi predeterminati, misurabili e tra loro complementari, tenendo conto delle prospettive di inte-
resse 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 2023-2026 prevede pertanto il mantenimento:
• nel Piano di Incentivazione di Breve Termine con differimento, di un obiettivo di sostenibilità ambien-
tale e capitale umano (peso 25%), focalizzato sui temi di sicurezza e di riduzione delle emissioni nette
GHG (Scope 1+2), nonché di uno specifico indicatore relativo all’incremento della capacità installata
nell’ambito delle fonti rinnovabili (peso 12,5%);
• nel Piano di Incentivazione di Lungo Termine di tipo azionario 2023-2025, di un obiettivo relativo ai
temi di sostenibilità ambientale e transizione energetica (peso complessivo 35%), articolato su una
serie di traguardi connessi ai processi di decarbonizzazione e transizione energetica e all’economia
circolare.
La Politica sulla Remunerazione descritta nella prima sezione della “Relazione sulla politica in materia
di remunerazione e sui compensi corrisposti”, disponibile sul sito internet della Società, è predisposta
tenendo conto degli orientamenti degli azionisti e investitori istituzionali, attraverso l’implementazio-
ne di piani di engagement annuali, 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 modi-
fiche alla stessa
14
. I risultati del voto assembleare sono riportati all’interno del Sommario della citata
Relazione.
Il Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi
15
Eni adotta un sistema di controllo interno e di gestione dei rischi integrato e diffuso a vari livelli dell’as-
setto organizzativo e societario, costituito dall’insieme delle regole, procedure e strutture organizzative
finalizzate ad una effettiva ed efficace identificazione, misurazione, gestione e monitoraggio dei princi-
pali rischi, al fine di contribuire al successo sostenibile della Società.
39ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
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.
Inoltre, 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 Amministra-
zione. Inoltre, aderendo al nuovo Codice di Corporate Governance, il Consiglio di Amministrazione Eni, ha
stabilito diverse azioni di adeguamento e modalità applicative e migliorative relative alle raccomandazioni
in materia di SCIGR, già riconosciuto in linea con le migliori pratiche di governo societario
16
.
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’Amministratore
Delegato, e con il supporto del Comitato Controllo e Rischi, nell’ambito del Piano strategico, in coerenza
con le strategie della Società, delle specifiche linee di indirizzo annuali del SCIGR, ulteriori rispetto al
modello SCIGR contenuto nella relativa normativa interna.
È stato previsto, inoltre, che l’attuazione delle specifiche linee di indirizzo 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 internazionale sempre più com-
plesso 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 con-
trolli, a calibrare le attività di monitoraggio e a pianificare le attività di formazione e comunicazione in
funzione del rischio di compliance sottostante le diverse fattispecie, per massimizzarne l’efficacia e l’ef-
ficienza. Il processo di Compliance Integrata è stato disegnato in modo da stimolare l’integrazione tra
chi opera nelle attività di business e le funzioni aziendali poste a presidio dei vari rischi di compliance,
siano esse interne o esterne alla funzione Compliance Integrata.
Inoltre, il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato, su proposta dell’Amministratore Delegato,
con parere favorevole del Comitato Controllo e Rischi, la normativa interna in materia di Abuso 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 promuoverne il massimo rispetto, come
richiesto anche dal Codice Etico di Eni e dalle misure di sicurezza aziendali. Eni riconosce, infatti, che
le informazioni sono un asset strategico, che deve essere gestito in modo da assicurare la tutela degli
interessi dell’impresa, degli azionisti e del mercato.
Per assicurare la salvaguardia del patrimonio aziendale, la tutela degli interessi degli azionisti e del mer-
cato, così come la trasparenza e l’integrità dei comportamenti, Eni si è dotata – attuando le previsioni
regolamentari di Consob – di una normativa in materia di operazioni con interessi degli amministratori
e sindaci e operazioni con parti correlate, che il Consiglio di Amministrazione di Eni ha da ultimo aggior-
nato, 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’esperienza applicativa maturata, nonché
delle indicazioni dei Comitati consiliari e degli organi di controllo.
Per quanto riguarda la prevenzione e la riduzione dei conflitti di interesse, oltre allo strumento normativo
in materia di operazioni con interessi degli amministratori e sindaci e operazioni con parti correlate,
anche il Codice Etico della Società richiede alle persone di Eni di promuovere gli interessi dell’azienda
assumendo decisioni in modo obiettivo ed evitando situazioni nelle quali potrebbero insorgere conflitti
di interesse, intervenendo come previsto dal medesimo Codice.
(16) Per maggiori informazioni si rinvia alla Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2022.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202240
Inoltre, il regolamento di funzionamento e organizzazione del Consiglio di Amministrazione, approvato
da ultimo nella riunione del 16 dicembre 2021, prevede, in linea con quanto previsto dall’art. 2391 del
codice civile, che prima della trattazione di ciascun punto all’ordine del giorno della riunione consiliare
ciascun amministratore e sindaco è tenuto a segnalare eventuali interessi, per conto proprio o di terzi,
di cui sia portatore in relazione alle materie o questioni da trattare, precisandone la natura, i termini,
l’origine e la portata. Il predetto regolamento richiede altresì che, in sede di delibera consiliare, gli ammi-
nistratori interessati di norma non prendano parte alla discussione e alla deliberazione sulle questioni
rilevanti, allontanandosi dalla sala della riunione.
Parte integrante del sistema di controllo interno di Eni è il sistema di controllo interno sull’informativa
finanziaria, che ha l’obiettivo di fornire la ragionevole certezza sull’attendibilità dell’informativa finanzia-
ria stessa e sulla capacità del processo di redazione del bilancio di produrre tale informativa 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’in-
formativa finanziaria è affidata all’Amministratore Delegato e al Dirigente Preposto alla redazione dei
documenti contabili societari che si avvale della struttura del Chief Financial Officer. Un ruolo centrale
nell’ambito del Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi della Società è svolto dal Collegio
Sindacale che, oltre alle funzioni di vigilanza e controllo previste dal Testo Unico della Finanza, vigi-
la 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 sensi della normativa italiana, e di “Audit
Committee” ai fini della normativa statunitense.
Le responsabilità attribuite nonché gli strumenti normativi e informativi definiti nell’ambito del Sistema
di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi di Eni, in particolare ai fini della valutazione di adeguatezza
ed efficacia di quest’ultimo, consentono altresì l’identificazione dei cd. “critical concerns”, intesi come
eventuali reclami aventi potenziali impatti sugli stakeholders della Società.
Tra gli strumenti in ambito SCIGR si segnala che Eni, sin dal 2006, si è dotata di una normativa che di-
sciplina il processo di ricezione, analisi e trattamento delle segnalazioni (cd. whistleblowing) trasmes-
se, anche in forma confidenziale o anonima, a Eni SpA e alle società controllate in Italia e all’estero per
consentire a chiunque, dipendenti e soggetti terzi, di segnalare fatti afferenti al SCIGR nonché aventi
ad oggetto comportamenti posti in essere in violazione del Codice Etico, di leggi, regolamenti, provve-
dimenti delle Autorità, normative interne, comunque idonei ad arrecare danno o pregiudizio, anche solo
reputazionale, ad Eni.
La normativa (pubblicata sul sito internet della Società) definisce ruoli e responsabilità relativi alle atti-
vità istruttorie e ai flussi informativi nei confronti, tra gli altri, della Presidente del Consiglio di Ammini-
strazione, dell’Amministratore Delegato e della Società di revisione.
41ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Andamento OperativoAndamento Operativo
NATURAL
RESOURCES
Exploration & Production
Global Gas & LNG Portfolio
Exploration & Production
~750 mln boe
incremento del portafoglio risorse
al costo unitario <2 $/boe
Avviato export di biofeedstock
dall’agri-hub in Kenya
start-up nel 2023 delle iniziative Congo,
Mozambico e Costa d'Avorio
Progetto Ravenna CCS
FID fase 1 raggiunta dalla jv Eni e Snam
Sviluppo del modello satellitare
completata IPO Vår Energi
e avvio della jv Azule Energy
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202244
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2022 2021 2020
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)
(a)
(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000
0,35 0,25 0,28
di cui: dipendenti 0,12 0,09 0,18
contrattisti 0,42 0,30 0,31
Profit per boe
(b)(c)
($/boe)
9,8 4,8 3,8
Opex per boe
(d)
8,4 7,5 6,5
Cash flow per boe 29,6 20,6 9,8
Finding & Development cost per boe
(c)(d)
24,3 20,4 17,6
Prezzi medi di realizzo degli idocarburi 73,98 51,49 28,92
Produzione di idrocarburi
(d)
(migliaia di boe/giorno)
1.610 1.682 1.733
Riserve certe di idrocarburi
(milioni di boe)
6.614 6.628 6.905
Vita utile residua delle riserve certe
(anni)
11,3 10,8 10,9
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve
(%)
47 55 43
Dipendenti in servizio a fine periodo
(numero)
8.689 9.409 9.815
di cui: all'estero 5.497 6.045 6.123
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)
(a)
(milioni di tonnellate di CO
2
eq.)
21,5 22,3 21,1
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione lorda di
idrocarburi operata
(a)(e)
(tonnellate di CO
2
eq./migliaia di boe)
20,6 20,2 20,0
Intensità emissiva di metano
(a)
(m
3
CH
4
/m
3
gas venduto)
(%)
0,08 0,09 0,09
Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine
(a)
(miliardi di Sm
3
)
1,1 1,2 1,0
Net carbon footprint upstream (Scope 1+2)
(f)
(milioni di tonnellate di CO
2
eq.)
9,9 11,0 11,4
Oil spill operativi (>1 barile)
(a)
(barili)
845 436 882
Acqua di formazione reiniettata
(a)
(%)
59 58 53
(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: 980 mln di boe, 1.041 mln di boe e 1.009 mln di boe, rispettivamente nel 2022,
2021 e 2020.
(f) Calcolato su base equity ed include i carbon sink.
PERFORMANCE DELL’ANNO
• L’indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro è stato pari allo 0,35, in aumento rispetto al 2021 a seguito
dell’incremento degli infortuni occorsi sia al personale dipendente che contrattista.
• Emissioni dirette di GHG (Scope 1) da asset operati in riduzione del 3% rispetto al 2021, principalmente per la riduzione registrata
dalla produzione annuale e per il miglioramento delle emissioni da flaring.
• Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione lorda di idrocarburi operata pari a 20,6 tonnellate di CO
2
eq./migliaia di boe, sono
in lieve aumento rispetto al 2021.
• Intensità emissiva di metano sostanzialmente in linea rispetto al 2021. Confermato l’impegno a mantenere l’intensità emissiva
upstream al di sotto dello 0,2%.
• Net carbon footprint upstream (emissioni nette di GHG Scope 1 + Scope 2 contabilizzate su base equity al netto dei carbon sink)
in miglioramento rispetto al 2021.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 45
• Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine in asset operati in riduzione del 9% rispetto al 2021,
principalmente grazie all’avvio di progetti di flaring down in Nigeria e ad una iniziativa di valorizza-
zione del gas in Egitto.
• Oil spill operativi in aumento rispetto al 2021 a seguito di un incidente occorso in Egitto di modesta
entità, per cui quasi la metà del volume di olio è stato già recuperato.
• Acqua di produzione reiniettata pari al 59%, sostanzialmente in linea rispetto al 2021.
• Produzione d’idrocarburi pari a 1,610 mln boe/giorno, -4% rispetto al 2021, a seguito di interruzioni
non programmate e cause di forza maggiore. Tali fattori negativi sono stati in parte compensati
dagli start-up dei progetti Coral in Mozambico e Amoca in Messico nonché dalla crescita in Algeria
e Stati Uniti.
• Le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2022 ammontano a 6,6 miliardi di boe, determinate
sulla base del prezzo del marker Brent di 101 $/barile. Il tasso di rimpiazzo all sources è pari al 98%.
La vita utile residua delle riserve è di 11,3 anni (10,8 anni nel 2021).
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 transizione energetica di Eni. In particolare:
- firmato un accordo con Snam per lo sviluppo e la gestione congiunta del progetto Ravenna Car-
bon Capture and Storage (CCS), che ha l’obiettivo di raccogliere dati a supporto della prevista co-
struzione del grande hub CCS, e che farà leva sui campi offshore esauriti di Eni presenti nell’area.
La Fase 1 del progetto è in corso e prevede dal 2024 la cattura di 25 mila tonnellate/anno di CO
2
emessa dall’impianto di trattamento del gas naturale Eni di Casalborsetti (Ravenna) e il successi-
vo trasporto e iniezione in un vicino giacimento di gas esaurito. Nel 2026 la Fase 2 sarà avviata su
scala industriale con un’iniezione di stoccaggio fino a 4 milioni di tonnellate/anno;
- presentata alle Autorità del Regno Unito la candidatura per una licenza di stoccaggio di anidride
carbonica nel giacimento a gas depletato di Hewett, che interessa un’area situata nel Mare del
Nord meridionale britannico e in cui si prevede di sviluppare un progetto CCS che contribuirà alla
decarbonizzazione dell’area di Bacton e Thames Estuary. Inoltre, è stata annunciata la costituzio-
ne dell’iniziativa Bacton Thames Net Zero con l’obiettivo di decarbonizzare i settori energivori ed
hard-to-abate nell’area.
• 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 nello schema REDD+ delle Nazioni Unite; nonché sull’applicazione di soluzio-
ne tecnologiche in vari ambiti, con l’obiettivo di massimizzare progressivamente la componente di
carbon removal:
- finalizzati accordi per lo sviluppo di progetti futuri in Costa d’Avorio, Kenya e Mozambico per i
quali sono in corso studi di fattibilità. Inoltre, è stato firmato un accordo con il Rwanda Deve-
lopment Board e la start-up tech no-profit Rainforest Connection in Ruanda, al fine di testare
l’applicazione di tecnologie di intelligenza artificiale nell’ambito della protezione e conservazione
delle foreste;
- avviati progetti per promuovere l’adozione di fornelli migliorati (Improved Cookstoves, ICS) per la
cottura dei cibi in contesti di povertà energetica. In particolare, in Costa d’Avorio è in corso un pro-
gramma di distribuzione di fornelli migliorati con l’obiettivo di raggiungere oltre 300.000 persone.
• Firmati accordi di collaborazione con le Autorità del Mozambico, Benin e Ruanda, che si aggiun-
gono a quelli già finalizzati con i governi di Kenya, Congo, Angola, Kazakhstan e Costa d’Avo-
rio 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 per le bioraffinerie Eni, valorizzando aree marginali non destinabili alla catena
alimentare:
- avviato l’export di olio vegetale dal Kenya per la bioraffineria Eni di Gela. Il programma di sviluppo
nel Paese prevede di raggiungere 20.000 tonnellate nel 2023. Altre iniziative in corso riguardano i
progetti in Congo, Mozambico e Costa d'Avorio con start-up nel 2023;
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202246
- firmato un accordo di collaborazione con Bonifiche Ferraresi per valutare lo sviluppo dell’agribu-
siness in Italia, tramite la coltivazione di semi da utilizzare come materia prima per la produzione
di biocarburanti in terreni degradati, abbandonati o inquinati, senza entrare in competizione con la
filiera alimentare.
• Avviate le attività di realizzazione, in partnership con Sonatrach, di un secondo impianto fotovoltaico
da 10 MW nell’area produttiva di Bir Rebaa Nord, nell’Algeria sudorientale, per la decarbonizzazione
delle attività operative upstream. È programmata la realizzazione di un ulteriore impianto fotovoltai-
co nei pressi dell’area produttiva del progetto Menzel Ledjmet East (MLE), con avvio delle attività di
costruzione nel 2023.
• Avviato l’impianto fotovoltaico operato di Tataouine, nel sud della Tunisia, a seguito dell’allaccio
alla rete nazionale. L’impianto, realizzato dalla joint venture tra Eni ed ETAP (Entreprise Tunisienne
d’Activités Pétrolières), ha una capacità installata di 10 MW e fornirà alla rete elettrica nazionale oltre
20 GWh all’anno di energia rinnovabile sulla base di un accordo di Power Purchase Agreement della
durata di 20 anni.
ESPLORAZIONE
• L’attività esplorativa continua a realizzare eccellenti performance anche nel 2022, con la scoperta di
circa 750 milioni di boe di nuove risorse al costo competitivo inferiore ai 2 $/barile:
- diverse scoperte sono avvenute in prossimità di impianti e infrastrutture produttive esistenti, in
linea con il modello di sviluppo fast-track, in particolare in Algeria, Egitto e Abu Dhabi;
- importanti scoperte sono avvenute con i pozzi di valutazione dell’estensione delle scoperte a olio
Ndungu nell’offshore dell’Angola e Baleine, nell’offshore della Costa d’Avorio, consentendo di aumen-
tare significativamente in entrambi i casi le risorse in posto. Le scoperte a gas di XF-002 negli Emirati
Arabi Uniti e Cronos nell’offshore di Cipro hanno contribuito al risultato dell’anno. Il recente successo
esplorativo di Zeus sempre nell’offshore di Cipro, ancora in corso di valutazione, e di Nargis in Egitto
nel gennaio 2023, hanno confermato il potenziale minerario dell’area del Mediterraneo orientale.
• Il portafoglio esplorativo è stato rinnovato con circa 18.900 chilometri quadrati di nuovi permessi
in particolare con l’ingresso in Qatar nonché dall’acquisto di nuovi titoli in Algeria, Egitto, Norvegia e
Costa d’Avorio.
• I costi di ricerca esplorativa sostenuti nel 2022 sono pari a €605 milioni (€558 milioni nel 2021) ed includo-
no le radiazioni di pozzi di insuccesso pari a €385 milioni (€364 milioni nel 2021) relativi anche alla radia-
zione 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 €365 milioni riguardanti i
costi dei pozzi esplorativi in corso e completati in attesa di esito che nell’esercizio sono risultati d’insucces-
so, relativi in particolare a iniziative in Libia, Egitto, Costa d’Avorio, Vietnam e Kenya. Le radiazioni dei diritti e
potenziale esplorativo di €13 milioni sono riferite a titoli minerari esplorativi principalmente per abbandono
delle iniziative sottostanti. A fine esercizio risultano 103 pozzi in progress (50,6 in quota Eni).
SVILUPPO
• Nel 2022 sono stati compiuti significativi progressi nello sviluppo del distintivo modello satellitare
Eni che prevede la creazione di entità autonome focalizzate su ambiti definiti. Nell’upstream queste
entità hanno l’obiettivo di sviluppare nuove riserve di idrocarburi a sostegno della sicurezza energe-
tica, remunerando gli azionisti con flussi di dividendi stabili e tendenzialmente in crescita e finan-
ziando in via autonoma i relativi investimenti consentendo al Gruppo di avere risorse addizionali per
l’ottimizzazione degli investimenti nel portafoglio energetico decarbonizzato:
- Azule Energy, la joint venture paritetica che combina le attività angolane di Eni e bp, è diventata
operativa. Azule Energy è il più grande produttore indipendente di petrolio e gas dell’Angola e per-
seguirà nuove opportunità di crescita massimizzando il valore per i propri azionisti;
- finalizzata con il fondo azionario HitecVision, la quotazione di Vår Energi presso la borsa di Oslo, la
più grande offerta pubblica iniziale del settore Oil & Gas in Europa negli ultimi 15 anni, collocando
una quota del 16,2% del capitale sociale della partecipata.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 47
• Conseguito lo start-up produttivo:
- in Algeria attraverso lo sviluppo fast-track di due campi a gas nell’ambito del nuovo contratto del
Berkine Sud, a soli sei mesi dal closing e del progetto HDLE/HDLS nella concessione Zemlet el Arbi
nel bacino del Berkine Nord, a soli sei mesi dalla scoperta;
- in Mozambico con l’avvio del giacimento Coral, nelle acque ultra-profonde del bacino di Rovuma. Il
progetto rappresenta un traguardo significativo nel business globale del GNL, conseguito facendo
leva sulle nostre capacità di realizzazione rispettando tempi e costi nonostante gli effetti della pan-
demia, e colloca il Mozambico come nuovo rilevante hub nel GNL;
- in Messico, con l’avvio della FPSO Miamte presso il campo di Miztón e della piattaforma di Amoca
WHP-1, nell’ambito sello sviluppo full field della licenza Area 1.
• Nell’ambito del progetto Congo LNG per sviluppare le riserve di gas Eni nel blocco Marine XII e as-
sicurare forniture di gas all’Europa, è stato firmato un contratto chiavi in mano per la costruzione,
l’installazione e le attività di commissioning di una unità galleggiante FLNG con una capacità di 2,4
mln di tonnellate/anno, che insieme alla nave Tango FLNG acquistata in precedenza, accelererà il
piano di sviluppo Eni nell’area. La produzione di GNL è prevista raggiungere la capacità a plateau di
3 mln di tonnellate/anno nel 2025.
• Finalizzata l’acquisizione della quota del 3% nel progetto giant North Field Est LNG in Qatar. L’avvio
produttivo è previsto entro la fine del 2025 e il programma di sviluppo impiegherà tecnologie e pro-
cessi all’avanguardia per minimizzare l’impronta carbonica complessiva.
• Siglato un accordo con la National Oil Corporation of Libya (NOC) per lo sviluppo delle grandi riserve
di gas di A&E Structures, nell’offshore di Tripoli. L’avvio produttivo è atteso nel 2026, con volumi desti-
nati sia al mercato interno che all’Europa attraverso l’attuale pipeline offshore Greenstream e facendo
leva sulle sinergie con il Mellitah Complex. Il progetto comprende la costruzione di un hub onshore di
cattura e stoccaggio di CO
2
(CCS).
• Ceduta a QatarEnergy una partecipazione del 30% nei Blocchi esplorativi 4 e 9, nell’offshore del Liba-
no, operati da TotalEnergies. Eni manterrà una partecipazione del 35% nel progetto.
• Gli investimenti di sviluppo sono pari a €5,2 miliardi, realizzati in particolare in Egitto, Costa d’Avorio,
Congo, Emirati Arabi Uniti, Messico, Iraq, Italia ed Algeria.
• Nel 2022 la spesa complessiva in attività di Ricerca e Sviluppo è stata di €50 milioni (€65 milioni
nel 2021).
Riserve
Generalità
I criteri adottati per la valutazione e la classificazione delle riserve certe, sviluppate e non svilup-
pate, sono in linea con quanto previsto dalla “Regulation S-X Rule 4-10” emessa dalla Security and
Exchange Commission (SEC). In particolare, sono definite “riserve certe” le quantità stimate di liquidi
(compresi i condensati e i liquidi di gas naturale) e di gas naturale che, sulla base dei dati geolo-
gici 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’applicazione di formule contrattuali in essere. I prezzi sono deter-
minati 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 ingegneristici e geologici da utilizzare per
la valutazione delle riserve, la loro accuratezza dipende dalla qualità delle informazioni disponibili e
dalla loro interpretazione. Conseguentemente le quantità stimate di riserve sono nel tempo 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.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202248
Governance delle Riserve
Eni ha sempre esercitato un controllo centralizzato sul processo di valutazione delle riserve certe. Il
Dipartimento Riserve ha il compito di: (i) assicurare il processo di certificazione periodica delle riserve
certe; (ii) mantenere costantemente aggiornate le direttive per la loro valutazione e classificazione
e le procedure interne di controllo; e (iii) provvedere alle necessarie attività di formazione del perso-
nale 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 vigore
1
; D&M ha attestato inoltre che le direttive, laddove le norme SEC sono
meno specifiche, ne forniscono un’interpretazione ragionevole e in linea con le pratiche diffuse nel
mercato. Eni effettua la stima delle riserve di spettanza sulla base delle citate direttive anche quando
partecipa ad attività di estrazione e produzione operate da altri soggetti. Il processo di valutazione
delle riserve, come descritto nella procedura interna di controllo, coinvolge: (i) i responsabili delle
unità operative (unità geografiche) e i Local Reserves Evaluators (LRE) che effettuano la valutazione
e la classificazione delle riserve tecniche (profili di produzione, costi di investimento, costi operativi e
di smantellamento e di ripristino siti); (ii) l’unità di Natural Resources Valorization e l’unità Operations
di sede che verificano rispettivamente i profili di produzione relativi a campi che hanno subito varia-
zioni 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 Controllo che effettua la
valutazione economica delle riserve; e (v) il Dipartimento Riserve che, avvalendosi degli Head Quarter
Reserves Evaluators (HRE), controlla in maniera indipendente rispetto alle suddette unità la congruità
e la correttezza della classificazione delle riserve e ne consolida i volumi. Il responsabile del Diparti-
mento Riserve ha conseguito un Master in Petroleum Engineering all’Imperial College di Londra ed
una Laurea in Ingegneria per l’Ambiente e il Territorio presso l’Università La Sapienza di Roma. Ha
un’esperienza di 20 anni nel settore petrolifero e nella valutazione delle riserve. Il personale coinvolto
nel processo di valutazione possiede requisiti di professionalità adeguati alla complessità del com-
pito 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 internazio-
nali 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 effettua-
re 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 pro-
cesso di determinazione delle riserve certe e includono: le registrazioni delle operazioni effettuate sui
pozzi, le misure della deviazione, l’analisi dei dati PVT (pressione, volume e temperatura), mappe, dati
di 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 determina-
zione 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 2022
3
da Ryder Scott Company e Sproule hanno confermato,
come in passato, la ragionevolezza delle valutazioni interne.
(1) I report degli ingegneri indipendenti sono disponibili sul sito Eni all’indirizzo www.eni.com nella sezione Documentazione/Relazio-
ne Finanziaria Annuale 2016.
(2) Negli ultimi tre anni ci si è avvalsi del servizio di certificazione indipendente di DeGolyer and MacNaughton, Ryder Scott, Société
Générale de Surveillance e Sproule.
(3) I report degli ingegneri indipendenti sono disponibili sul sito Eni all’indirizzo www.eni.com nella sezione Documentazione/Relazio-
ne Finanziaria Annuale 2022.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 49
In particolare, nel 2022 sono state oggetto di valutazione indipendente riserve certe per circa il 27%
delle riserve Eni al 31 dicembre 2022
4
. Nel triennio 2020-2022 le valutazioni indipendenti hanno riguar-
dato il 90% del totale delle riserve certe. Al 31 dicembre 2022 i principali giacimenti non sottoposti a
valutazione indipendente nell’ultimo triennio sono Nené e Litchendjli in Congo.
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:
(milioni di boe)
Società
consolidate
Società in joint
venture e collegate Totale
Riserve certe al 31 dicembre 2021
5.571 1.057 6.628
Nuove scoperte ed estensioni, revisioni di precedenti stime e
miglioramenti da recupero assistito (escluso l'effetto prezzo)
89 223 312
Effetto prezzo
(28)
(6) (34)
Promozioni nette
61 217 278
Portfolio
(206) 502 296
Produzione
(493) (95) (588)
Riserve certe al 31 dicembre 2022
4.933 1.681 6.614
Tasso di rimpiazzo all sources
(%) 98
(4) Incluse le riserve delle società in joint venture e collegate.
(5) Il tasso di rimpiazzo organico delle riserve è il rapporto tra gli incrementi delle riserve certe (al netto delle cessioni e acquisizioni dell’an-
no) e la produzione dell’anno. Il tasso di rimpiazzo all sources è il rapporto tra gli incrementi delle riserve certe (comprese le operazioni di
portafoglio) e la produzione dell’anno. Un valore superiore al 100% indica che nell’anno le promozioni a riserve certe sono state superiori ai
volumi di riserve prodotte. Il tasso di rimpiazzo delle riserve non può essere considerato un indicatore delle performance produttive future
perché l’evoluzione nello sviluppo delle riserve ha per sua natura una componente di rischiosità e incertezza in relazione ad una molteplicità
di fattori, tra cui: il successo nello sviluppo di nuovi giacimenti, il completamento delle infrastrutture, l’impatto delle regolamentazioni dell’in-
dustria degli idrocarburi, rischi geopolitici, rischi geologici, rischi ambientali, l’evoluzione dei prezzi del petrolio e del gas naturale.
Le riserve certe al 31 dicembre 2022 sono pari a 6.614 milioni di boe, di cui 4.493 milioni di boe relative
alle società consolidate. Le promozioni nette di 278 milioni di boe sono riferite a: (i) revisioni di precedenti
stime per 88 milioni di boe (incluso l’effetto dell’aggiornamento del fattore di conversione del gas pari a 30
milioni di boe) comprendenti aumenti nei campi di Nené in Congo, nella Struttura E in Libia compensati
da una riduzione in alcuni progetti in Nigeria. Le revisioni di precedenti stime includono l’effetto prezzo ne-
gativo di 34 milioni di boe, principalmente dovuto alla variazione del marker Brent di riferimento, passato
da 69 $/barile nel 2021 a 101 $/barile nel 2022 con conseguente recupero delle riserve non economiche
allo scenario 2021 i cui effetti sono stati più che compensati da entitlements complessivamente minori
nei contratti di PSA. Le revisioni di Azule e Vår Energi ammontano rispettivamente a +74 milioni di boe e
+66 milioni di boe; (ii) nuove scoperte ed estensioni per 179 milioni di boe a seguito principalmente della
decisione finale di investimento nel progetto Baleine in Costa d’Avorio, nonché di Bashrush in Egitto. In
Azule sono state realizzate 54 milioni di boe di nuove scoperte, mentre in Vår Energi 7 milioni di boe per gli
sviluppi di Blåbjørn, Verdande e Halten East; e (iii) miglioramenti da recupero assistito pari a 11 milioni di
boe riferiti essenzialmente al progetto Mizton in Messico e ad attività in Azule.
Le operazioni di portafoglio, pari a +296 milioni di boe si riferiscono principalmente all’acquisizione di
una quota nel progetto NFE in Qatar, all’acquisizione di asset BHP in Algeria, e ad asset minori negli
Stati Uniti e in Italia, compensati dall’IPO di Vår Energi, dalla cessione OML 11 in Nigeria e dall’uscita
dal Pakistan. Le operazioni di portafolgio includono la business combination in Azule Energy.
I tassi di rimpiazzo organico
5
ed all sources delle riserve certe sono rispettivamente 47% e 98%. La vita
utile residua delle riserve è pari a 11,3 anni (10,8 anni nel 2021).
Per ulteriori informazioni si rimanda alle Informazioni supplementari sull’attività Oil & Gas previste
dalla SEC nelle note al bilancio consolidato.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202250
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
2022
2021
2020
Italia
188
24.605
352
197
25.994
369
178
9.862
243
Sviluppate
139 19.681 271 146 20.635 283 146 7.934 199
Non sviluppate
49
4.924
81
51
5.359
86
32
1.928
44
Resto d'Europa
36 6.329 78 34 7.005 81 34 5.882 73
Sviluppate
32
6.047
73
34
6.849
80
31
5.489
68
Non sviluppate
4 282 5 156 1 3 393 5
Africa Settentrionale
364
65.801
806
393
64.357
820
383
62.336
798
Sviluppate
201 18.963 329 225 22.119 373 243 28.707 434
Non sviluppate
163
46.838
477
168
42.238
447
140
33.629
364
Egitto
167 109.895 904 210 117.547 992 227 132.859 1.110
Sviluppate
135
77.358
655
164
103.519
852
172
127.730
1.022
Non sviluppate
32 32.537 249 46 14.028 140 55 5.129 88
Africa Sub-Sahariana
367
66.294
813
589
83.628
1.145
624
109.397
1.352
Sviluppate
212 36.992 460 435 49.801 766 469 49.581 799
Non sviluppate
155
29.302
353
154
33.827
379
155
59.816
553
Kazakhstan
644 44.180 941 710 48.296 1.032 805 56.725 1.182
Sviluppate
585
44.180
881
641
48.287
963
716
56.725
1.093
Non sviluppate
59 60 69 9 69 89 89
Resto dell'Asia
433
36.268
675
476
43.101
762
579
44.992
879
Sviluppate
231 22.550 383 262 27.501 445 297 19.094 424
Non sviluppate
202
13.718
292
214
15.600
317
282
25.898
455
America
234 7.457 285 237 7.753 288 224 4.961 256
Sviluppate
171
5.502
207
164
5.936
203
143
3.075
162
Non sviluppate
63 1.955 78 73 1.817 85 81 1.886 94
Australia e Oceania
1
11.530
79
1
12.103
82
1
13.420
91
Sviluppate
1 6.321 43 1 7.525 51 1 8.927 60
Non sviluppate
5.209
36
4.578
31
4.493
31
Totale società consolidate
2.434 372.359 4.933 2.847 409.784 5.571 3.055 440.434 5.984
Sviluppate
1.707
237.594
3.302
2.072
292.172
4.016
2.218
307.262
4.261
Non sviluppate
727 134.765 1.631 775 117.612 1.555 837 133.172 1.723
Società in joint venture e collegate
Resto d'Europa
350
18.314
473
378
18.533
502
400
14.448
496
Sviluppate
173 12.557 257 175 12.959 261 176 11.756 254
Non sviluppate
177
5.757
216
203
5.574
241
224
2.692
242
Africa Settentrionale
8 246 9 9 271 10 12 379 14
Sviluppate
8
246
9
9
271
10
12
379
14
Non sviluppate
Africa Sub-Sahariana
235
44.203
531
21
36.374
263
18
10.331
87
Sviluppate
135 30.298 338 9 4.678 39 15 4.830 47
Non sviluppate
100
13.905
193
12
31.696
224
3
5.501
40
Resto dell'Asia
100 42.179 383
Sviluppate
Non sviluppate
100 42.179 383
America
27
38.395
285
6
41.348
282
30
44.149
324
Sviluppate
27 38.395 285 6 41.348 282 30 44.149 324
Non sviluppate
Totale società in joint venture e collegate
720 143.337 1.681 414 96.526 1.057 460 69.307 921
Sviluppate
343
81.496
889
199
59.256
592
233
61.114
639
Non sviluppate
377 61.841 792 215 37.270 465 227 8.193 282
Totale riserve certe
3.154 515.696 6.614 3.261 506.310 6.628 3.515 509.741 6.905
Sviluppate
2.050
319.090
4.191
2.271
351.428
4.608
2.451
368.376
4.900
Non sviluppate
1.104 196.606 2.423 990 154.882 2.020 1.064 141.365 2.005
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 51
Riserve certe non sviluppate
Le riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2022 ammontano a 2.423 milioni di boe, di cui 1.104
milioni di barili di liquidi e 197 miliardi di metri cubi di gas naturale, principalmente in Africa e Asia.
Le società consolidate possiedono riserve certe non sviluppate per 727 milioni di barili di liquidi e 135
miliardi di metri cubi di gas naturale. L’evoluzione delle riserve certe non sviluppate nell’esercizio è rap-
presentata dalla seguente tabella:
Nel 2022 la conversione a riserve certe sviluppate (-317 milioni di boe) si riferisce principalmente
all’avanzamento delle attività di sviluppo, agli start-up di giacimenti e alla revisione di progetti relativi in
particolare ai giacimenti di Coral in Mozambico, di Kashagan in Kazakhstan nonché al progetto Amoca
in Messico. 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 €7,1 miliardi.
La maggior parte delle riserve certe non sviluppate vengono riclassificate a riserve certe sviluppate
generalmente 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 l’esistenza di vincoli contrattuali, altri fattori che possono condizionare i tempi di avvio e i
livelli di produzione. I volumi di riserve certe non sviluppate rimasti tali per 5 o più anni sono pari a 0,6
miliardi di boe, in aumento rispetto al 2021. Tali riserve sono concentrate principalmente: (i) in alcuni
giacimenti a gas in Libia (0,4 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; (ii) in Vår Energi nel progetto Johan Castberg, il cui sviluppo è in corso ed il cui
first oil è previsto nell’ultimo trimestre 2024 (0,1 miliardi di boe); e (iii) alcuni giacimenti in Italia ed in Iraq
(0,1 miliardi di boe) dove lo sviluppo è tuttora in corso.
Impegni contrattuali di fornitura
Eni, tramite le società consolidate, in joint venture e collegate, vende le produzioni di petrolio e gas
naturale sulla base di differenti schemi contrattuali. Alcuni di questi contratti, per lo più inerenti alle
vendite di gas, stabiliscono termini di fornitura di quantità fisse e determinabili. Eni, sulla base dei con-
tratti o degli accordi esistenti, ha l’obbligo contrattuale di consegnare, nell’arco dei prossimi tre anni,
una quantità di idrocarburi pari a circa 576 milioni di boe, principalmente gas naturale a controparti
terze prodotto dai propri campi localizzati principalmente in Algeria, Australia, Egitto, Ghana, Indone-
sia, Kazakhstan, Libia, Nigeria, Norvegia e Venezuela.
I contratti di vendita prevedono varie formule di prezzo fisse e variabili legate generalmente ai prezzi
di mercato del petrolio, del gas naturale o di altri prodotti petroliferi. Il management ritiene di poter
soddisfare gli impegni contrattuali di fornitura in essere principalmente tramite la produzione delle
proprie riserve certe sviluppate e in alcune circostanze integrando le proprie disponibilità con acquisti
di prodotto da terzi. La produzione prevede di coprire circa il 99% degli impegni di fornitura. Eni ha
rispettato tutti gli impegni contrattuali di consegna ad oggi in essere.
(milioni di boe)
Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2021
2.020
Promozioni
(317)
Nuove scoperte ed estensioni
152
Revisioni di precedenti stime
227
Miglioramenti da recupero assistito
4
Portfolio
337
Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2022
2.423
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202252
(milioni di boe)
Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2021
2.020
Promozioni
(317)
Nuove scoperte ed estensioni
152
Revisioni di precedenti stime
227
Miglioramenti da recupero assistito
4
Portfolio
337
Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2022
2.423
Produzione
La produzione di idrocarburi nel 2022 è stata di 1,610 milioni di boe/giorno, in riduzione del 4,3%
rispetto al 2021. La flessione è dovuta alle attività di manutenzione programmata e interventi stra-
ordinari in Kazakhstan, situazione contingente in Nigeria, minore produzione in Norvegia ed Egitto e
declino dei campi maturi. Tali fattori negativi sono stati parzialmente compensati dallo start-up del
progetto Coral in Mozambico e del progetto Amoca in Messico, dalla maggiore attività in Algeria,
anche a seguito delle acquisizioni di periodo, e negli Stati Uniti nonché dal progressivo allentamento
delle quote produttive OPEC+, in particolare negli Emirati Arabi Uniti.
La produzione di petrolio è stata di 751 mila barili/giorno in riduzione del 7,6% rispetto al 2021. La
riduzione in Kazakhstan, Norvegia e Nigeria nonché il declino dei campi maturi è stata parzialmente
compensata dalla crescita produttiva in Algeria, Messico e Stati Uniti e dal progressivo allentamento
delle quote produttive OPEC+.
La produzione di gas naturale è stata di 128 milioni di metri cubi/giorno, in riduzione del 2,3% rispetto
al 2021. La minore produzione in Norvegia, Nigeria ed Egitto e il declino dei campi maturi è stata par-
zialmente compensata dalla crescita in Algeria e Mozambico.
La produzione venduta di idrocarburi è stata di 532 milioni di boe. La differenza di 56 milioni di boe
rispetto alla produzione di 588 milioni di boe è dovuta essenzialmente ai volumi di idrocarburi desti-
nati all’autoconsumo (45 milioni di boe), alla variazione delle rimanenze e altri fattori. La produzione
venduta di petrolio e condensati (270 milioni di barili) è stata destinata per circa il 63% al business
Refining & Marketing. La produzione venduta di gas naturale (39 miliardi di metri cubi) è stata desti-
nata per circa il 16% al settore Global Gas & LNG Portfolio.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 53
PRODUZIONE ANNUALE DI IDROCARBURI
(a)(b)(c)
Petrolio
e condensati
(milioni di barili)
Gas naturale
(miliardi di
metri cubi)
Idrocarburi
(milioni di boe)
Petrolio
e condensati
(milioni di barili)
Gas naturale
(miliardi di
metri cubi)
Idrocarburi
(milioni di boe)
Petrolio
e condensati
(milioni di barili)
Gas naturale
(miliardi di
metri cubi)
Idrocarburi
(milioni di boe)
Società consolidate
2022
2021
2020
Italia
13 2,5 30 13 2,6 30 17 3,3 39
Resto d'Europa
7 1,3 16 7 1,2 15 8 1,6 19
Regno Unito
7 1,3 16 7 1,2 15 8 1,6 19
Africa Settentrionale
45 7,7 96 45 7,5 95 41 7,9 93
Algeria
23 1,8 35 20 1,7 31 19 1,6 30
Libia
21 5,8 60 24 5,6 62 21 6,2 61
Tunisia
1 0,1 1 1 0,2 2 1 0,1 2
Egitto
28 14,6 126 30 15,2 131 24 12,5 106
Africa Sub-Sahariana
51 5,0 84 73 5,0 106 80 7,1 127
Angola
19 0,3 21 33 0,5 37 33 0,6 37
Congo
15 2,0 28 16 1,4 25 18 1,4 27
Ghana
6 0,9 12 8 0,9 13 9 0,9 15
Nigeria
11 1,8 23 16 2,2 31 20 4,2 48
Kazakhstan
32 2,1 46 37 2,4 53 40 2,9 60
Resto dell'Asia
28 5,2 64 29 5,3 65 32 4,8 64
Cina
Emirati Arabi Uniti
20 0,2 22 17 0,2 18 17 0,1 18
Indonesia
3,3 23 3,3 23 2,6 17
Iraq
6 0,8 11 9 0,7 14 11 0,8 17
Pakistan
0,6 4 0,6 4 0,8 5
Timor Leste
0,2 2 1 0,4 3 1 0,5 4
Turkmenistan
2 0,1 2 2 0,1 3 3 3
America
22 0,8 27 19 0,8 25 21 1,0 28
Messico
5 0,2 6 4 0,2 6 4 0,1 5
Stati Uniti
17 0,6 21 15 0,6 19 17 0,9 23
Australia e Oceania
0,5 4 0,9 6 0,9 6
Australia
0,5 4 0,9 6 0,9 6
226 39,7 493 253 40,9 526 263 42,0 542
Società in joint venture e collegate
Angola
13 0,9 19 1 0,9 7 1 1,0 8
Mozambico
0,3 3
Norvegia
33 3,1 53 41 3,4 63 42 3,8 68
Tunisia
1 1 1 1 1 1
Venezuela
1 2,7 19 1 2,5 17 1 2,2 15
48 7,0 95 44 6,8 88 45 7,0 92
Totale
274 46,7 588 297 47,7 614 308 49,0 634
(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 (45, 42 e 45 milioni di boe, rispettivamente nel 2022, 2021 e 2020.
(c) Con effetto 1° gennaio 2022, il coefficiente di conversione da metri cubi a boe del gas naturale è stato aggiornato in 1mc = 0,00671 barili di petrolio (in precedenza 1mc =0,00665 barili di
petrolio). L’effetto sulla produzione dell’esercizio 2022 è stato di circa 3 milioni di boe. Sono invece trascurabili gli effetti sugli altri indicatori per boe (prezzi di realizzo, costi) e sugli ammortamenti.
Le altre compagnie petrolifere possono adottare coefficienti diversi.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202254
PRODUZIONE GIORNALIERA DI IDROCARBURI
(a)(b)(c)
Petrolio
e condensati
(migliaia di
barili/g)
Gas naturale
(milioni di metri
cubi/g)
Idrocarburi
(migliaia di boe/g)
Petrolio
e condensati
(migliaia di
barili/g)
Gas naturale
(milioni di metri
cubi/g)
Idrocarburi
(migliaia di boe/g)
Petrolio
e condensati
(migliaia di
barili/g)
Gas naturale
(milioni di metri
cubi/g)
Idrocarburi
(migliaia di boe/g)
Società consolidate
2022
2021
2020
Italia
36 6,9 82 36 7,1 83 47 9,0 107
Resto d'Europa
20 3,5 44 19 3,4 41 23 4,5 52
Regno Unito
20 3,5 44 19 3,4 41 23 4,5 52
Africa Settentrionale
122 21,2 264 124 20,4 259 112 21,4 255
Algeria
62 4,8 95 54 4,7 85 53 4,3 81
Libia
58 16,1 165 67 15,3 168 56 16,8 168
Tunisia
2 0,3 4 3 0,4 6 3 0,3 6
Egitto
77 40,0 346 82 41,8 360 64 34,1 291
Africa Sub-Sahariana
139 13,6 230 198 13,9 291 218 19,2 345
Angola
52 0,8 57 91 1,6 101 89 1,6 100
Congo
40 5,6 78 44 3,8 70 49 3,7 73
Ghana
16 2,4 32 20 2,4 36 24 2,5 41
Nigeria
31 4,8 63 43 6,1 84 56 11,4 131
Kazakhstan
88 5,6 126 102 6,6 146 110 8,0 163
Resto dell'Asia
78 14,4 174 80 14,6 177 88 13,2 176
Cina
1 1 1 1 1 1
Emirati Arabi Uniti
56 0,6 60 47 0,4 51 46 0,3 48
Indonesia
1 9,2 62 1 9,1 61 1 7,0 48
Iraq
15 2,3 31 24 2,0 37 31 2,2 45
Pakistan
1,6 11 1,7 11 2,2 15
Timor Leste
1 0,5 4 1 1,2 9 2 1,3 10
Turkmenistan
4 0,2 5 6 0,2 7 7 0,2 9
America
59 2,3 74 53 2,0 67 57 2,7 75
Messico
14 0,5 17 11 0,4 14 12 0,3 14
Stati Uniti
45 1,8 57 42 1,6 53 45 2,4 61
Australia e Oceania
1,5 10 2,4 16 2,6 17
Australia
1,5 10 2,4 16 2,6 17
619 109,0 1.350 694 112,2 1.440 719 114,7 1.481
Società in joint venture e collegate
Angola
36 2,4 53 3 2,4 19 4 2,8 23
Mozambico
0,9 6
Norvegia
89 8,4 145 111 9,1 172 116 10,3 185
Tunisia
3 0,1 3 3 0,1 3 2 0,1 2
Venezuela
4 7,3 53 2 6,8 48 2 6,0 42
132 19,1 260 119 18,4 242 124 19,2 252
Totale
751 128,1 1.610 813 130,6 1.682 843 133,9 1.733
(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 (124, 116 e 124 mila boe/giorno, rispettivamente nel 2022, 2021 e 2020).
(c) Con effetto 1° gennaio 2022, il coefficiente di conversione da metri cubi a boe del gas naturale è stato aggiornato in 1 mc = 0,00671 barili di petrolio (in precedenza 1 mc = 0,00665 barili di
petrolio). L’effetto sulla produzione dell’esercizio 2022 è di 8 mila boe/giorno.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 55
Pozzi produttivi
Nel 2022 i pozzi dedicati alla produzione di idrocarburi sono 8.200 (2.680,3 in quota Eni). In partico-
lare, i pozzi produttivi di petrolio sono pari a 6.792 (2.063,4 in quota Eni); i pozzi in produzione di gas
naturale sono pari a 1.408 (616,9 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 2022 sono stati ultimati 40 nuovi pozzi esplorativi (18,9 in quota Eni), a fronte dei 31 nuovi pozzi
esplorativi (17,4 in quota Eni) del 2021 e dei 28 nuovi pozzi esplorativi (13,8 in quota Eni) del 2020.
Nella tabella seguente è riportato il numero dei pozzi esplorativi classificati di successo commerciale,
sterili e in progress come previsto dalle disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic
932). Il coefficiente di successo commerciale per l’intero portafoglio pozzi è stato del 45% (44% in
quota Eni), a fronte del 54% (49% in quota Eni) del 2021 e del 28% (30% in quota Eni) del 2020.
POZZI PRODUTTIVI
(a)
2022
Petrolio Gas naturale
(numero) totali in quota Eni totali in quota Eni
Italia
156,0
130,0
331,0
292,4
Resto d'Europa
635,0 105,0 223,0 49,1
Africa Settentrionale
627,0 263,8 138,0 74,9
Egitto
1.253,0 533,5 145,0 44,7
Africa Sub-Sahariana
2.639,0 480,1 175,0 26,1
Kazakhstan
209,0 57,2 1,0 0,3
Resto dell'Asia
1.004,0 349,4 108,0 45,6
America
269,0 144,4 285,0 81,8
Australia e Oceania
2,0 2,0
6.792,0 2.063,4 1.408,0 616,9
(a) Include 1.089 (306,4 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)
2022 2021 2020 2022
(numero)
successo
commerciale sterili
(c)
successo
commerciale sterili
(c)
successo
commerciale sterili
(c)
totale in quota Eni
Italia
Resto d'Europa
0,4 1,2 0,1 0,3 0,8 0,4 26,0 6,7
Africa Settentrionale
1,0
4,0
0,5
1,5
9,0
6,0
Egitto
4,4 4,3 5,0 5,0 0,7 1,5 12,0 10,3
Africa Sub-sahariana
3,7 2,4 1,1 0,4 0,1 0,9 39,0 19,7
Kazakhstan
1,1
Resto dell'Asia
0,7 1,0 0,7 1,0 0,8 0,9 13,0 5,7
America
0,7 0,6 3,0 1,9
Australia e Oceania
1,0 0,3
10,2
12,9
7,0
7,4
2,9
6,9
103,0
50,6
(a) Numero di pozzi in quota Eni.
(b) Includono i pozzi temporaneamente sospesi e in attesa di valutazione.
(c) Un pozzo sterile è un pozzo esplorativo o di sviluppo dal quale non è possibile produrre una quantità sufficiente di petrolio o gas naturale tale da
giustificarne il completamento.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202256
Sviluppo
Nel 2022 sono stati ultimati 187 nuovi pozzi di sviluppo (71,1 in quota Eni) a fronte dei 154 nuovi pozzi
di sviluppo (47,7 in quota Eni) del 2021 e dei 182 (57,4 in quota Eni) del 2020. È attualmente in corso
la perforazione di 40 pozzi di sviluppo (13,5 in quota Eni).
Nella tabella seguente è riportato il numero dei pozzi di sviluppo classificati come produttivi,
sterili e in progress, come previsto dalle disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas
(Topic 932).
Superfici
Nel 2022 Eni ha condotto operazioni in 37 Paesi dei cinque continenti. Al 31 dicembre 2022 il porta-
foglio minerario di Eni consiste in 752 titoli (in esclusiva o in compartecipazione) per l’esplorazione e
lo sviluppo con una superficie totale di 308.550 chilometri quadrati in quota Eni (335.501 chilometri
quadrati in quota Eni al 31 dicembre 2021), di cui 643 chilometri quadrati relativi ad attività CCUS in
Norvegia e Regno Unito. La superficie sviluppata è di 27.262 chilometri quadrati e la superficie non
sviluppata è di 281.288 chilometri quadrati in quota Eni.
Nel 2022 le principali variazioni derivano: (i) dall’ingresso in Qatar e dall’acquisto di nuovi titoli principal-
mente in Algeria, Egitto, Norvegia e Costa d’Avorio, nonché il progetto CCUS in Norvegia per una super-
ficie di circa 18.900 chilometri quadrati; (ii) dal rilascio di licenze principalmente in Sudafrica, Myanmar,
Bahrain, Groenlandia, Irlanda, Pakistan, Italia, Mozambico e Montenegro per circa 39.650 chilometri
quadrati; (iii) dall’incremento di superficie netta, anche per variazioni di quota principalmente in Vie-
tnam, Algeria e Congo per complessivi 1.450 chilometri quadrati; e (iv) dalla riduzione di superficie
netta, anche per variazioni di quota, principalmente in Angola, Indonesia e Norvegia, per complessivi
7.700 chilometri quadrati.
Nel corso dei prossimi tre anni sono previste superfici in scadenza relative a titoli o permessi esplo-
rativi nelle seguenti aree: (i) Resto d’Europa, in particolare in Albania e Cipro; (ii) Resto dell’Asia, in
particolare in Oman, Vietnam, Indonesia, Russia ed Emirati Arabi Uniti; (iii) Africa Settentrionale, in
particolare in Marocco e Libia; (iv) Africa Sub-Sahariana, in particolare in Kenia, Costa d’Avorio e Mo-
zambico; (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 superficie verrà mantenuta a
seguito di estensione dei permessi.
PERFORAZIONE DI SVILUPPO
Pozzi completati
(a)
Pozzi in progress
2022 2021 2020 2022
(numero)
produttivi
sterili
(b)
produttivi
sterili
(b)
produttivi
sterili
(b)
totale
in quota Eni
Italia
1,0
Resto d'Europa
4,6 4,8 2,8 8,0 3,7
Africa Settentrionale
5,7 0,5 2,5 4,3 1,0 0,5
Egitto
19,9 17,0 0,8 23,2 5,0 2,3
Africa Sub-Sahariana
8,5 3,8 1,2 17,0 3,0
Kazakhstan
0,6 0,3
Resto dell'Asia
22,1 14,9 23,2 0,4 8,0 3,9
America
8,2 3,9 2,0 1,0 0,1
Australia e Oceania
70,6 0,5 46,9 0,8 57,0 0,4 40,0 13,5
(a) Numero di pozzi in quota Eni.
(b) Un pozzo sterile è un pozzo esplorativo o di sviluppo dal quale non è possibile produrre una quantità sufficiente di petrolio o gas naturale tale da
giustificarne il completamento.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 57
PRINCIPALI AREE SVILUPPATE E NON SVILUPPATE
31 dicembre 2021 31 dicembre 2022
Totale
Sup. netta
(a)
Numero
titoli
Sup. lorda
(a)(b)
sviluppata
Sup. lorda
(a)
non sviluppata
Totale
Sup. lorda
(a)
Sup. netta
(a)(b)
sviluppata
Sup. netta
(a)
non sviluppata
Totale
Sup. netta
EUROPA
39.858 302 14.635 54.096 68.731 8.137 25.495 33.632
Italia
12.118 113 7.993 4.966 12.959 6.698 4.186 10.884
Resto d'Europa
27.740 189 6.642 49.130 55.772 1.439 21.309 22.748
Albania 587 1 587 587 587 587
Cipro 13.988 7 25.474 25.474 13.988 13.988
Groenlandia 1.909
Montenegro 614
Norvegia 7.272 147 5.723 21.789 27.512 815 5.871 6.686
Regno Unito 1.487 34 919 1.280 2.199 624 863 1.487
Altri Paesi 1.883
AFRICA
128.186
293
51.139
232.739
283.878
14.207
103.189
117.396
Africa Settentrionale
27.775
81
16.820
104.546
121.366
7.773
35.307
43.080
Algeria
4.765
54
11.561
6.915
18.476
5.332
3.388
8.720
Libia
13.294
14
1.963
78.085
80.048
958
23.686
24.644
Marocco
7.529
1
16.730
16.730
7.529
7.529
Tunisia
2.187
12
3.296
2.816
6.112
1.483
704
2.187
Egitto
6.776 55 5.022 15.179 20.201 1.789 5.314 7.103
Africa Sub-Sahariana
93.635 157 29.297 113.014 142.311 4.645 62.568 67.213
Angola 10.810 82 10.863 30.544 41.407 907 5.609 6.516
Congo 1.306 19 971 1.320 2.291 586 713 1.299
Costa d'Avorio 3.385 6 4.523 4.523 4.000 4.000
Gabon 2.931 3 2.931 2.931 2.931 2.931
Ghana 495 3 226 930 1.156 100 395 495
Kenya 41.892 6 50.677 50.677 41.892 41.892
Mozambico 4.171 8 719 13.883 14.602 180 3.688 3.868
Nigeria 6.374 30 16.518 8.206 24.724 2.872 3.340 6.212
Sud Africa 22.271
ASIA
155.482
55
10.926
256.816
267.742
3.238
142.347
145.585
Kazakhstan
1.947
7
2.391
3.853
6.244
442
1.505
1.947
Resto dell'Asia
153.535
48
8.535
252.963
261.498
2.796
140.842
143.638
Bahrain
2.858
Cina
10
3
62
62
10
10
Emirati Arabi Uniti
18.771
12
3.017
29.603
32.620
251
18.411
18.662
Indonesia
14.184
13
3.770
14.465
18.235
1.787
10.319
12.106
Iraq
446
1
1.074
1.074
446
446
Libano 1.461 2 3.653 3.653 1.461 1.461
Myanmar 4.113
Oman 58.955 3 102.016 102.016 58.955 58.955
Pakistan 1.072
Qatar 1 1.206 1.206 38 38
Russia 17.975 2 53.930 53.930 17.975 17.975
Timor Leste 1.928 4 412 2.200 2.612 122 1.806 1.928
Turkmenistan 180 1 200 200 180 180
Vietnam 28.338 5 31.290 31.290 28.633 28.633
Altri Paesi 3.244 1 14.600 14.600 3.244 3.244
AMERICA
9.270
98
2.230
14.570
16.800
1.046
8.140
9.186
Messico
3.106
10
34
5.436
5.470
34
3.073
3.107
Stati Uniti
751
76
935
280
1.215
515
139
654
Venezuela
1.066
6
1.261
1.543
2.804
497
569
1.066
Altri Paesi
4.347
6
7.311
7.311
4.359
4.359
AUSTRALIA E OCEANIA
2.705
4
728
2.608
3.336
634
2.117
2.751
Australia
2.705
4
728
2.608
3.336
634
2.117
2.751
Totale
335.501 752 79.658 560.829 640.487 27.262 281.288 308.550
(a) Chilometri quadrati.
(b) La superficie sviluppata si riferisce a quei titoli per i quali almeno una porzione dell’area è in produzione o contiene riserve certe sviluppate.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202258
PRINCIPALI ASSET PRODUTTIVI (% IN QUOTA ENI) ED 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 (75%), Giaurone (100%), Fiumetto (100%), Prezioso (100%)
e Bronte (100%)
Resto
d’Europa
Norvegia
(a)
(1965)
Operati
Goliat (41%), Marulk (12,62%), Balder & Ringhorne (56,77%) e Ringhorne East (44,14%)
Non operati
Åsgard (15,41% ), Mikkel (30,51%), Great Ekofisk Area (7,81%), Snorre (11,70%), Ormen Lange (4,00%),
Statfjord Unit (13,47%), Statfjord Satellites East (9,17%), Statfjord Satellites North (15,77%), Statfjord
Satellites Sygna (13,25%) e Grane (17,86%)
Regno Unito
(1964)
Operati
Liverpool Bay (100%)
Non operati
Elgin/Franklin (21,87%), Glenelg (8%), J Block (33%), Jasmine (33%) e Jade (7%)
Africa
settentrionale
Algeria
(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%), Blocco 405b (75%) e Berkine Sud (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%) e Oued Zar (50%)
Non operati
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 Marine e Abu
Rudeis - 100%), Meleiha (76%), North Port Said (Port Fouad - 100%), Temsah (Tuna, Temsah e Denise - 50%),
Southwest Meleiha (100%) e Baltim (50%)
Non operati
Ras el Barr (Ha’py e Seth - 50%) e South Ghara (25%)
Africa
Sub-Sahariana
Angola
(d)
(1980)
Operati
Blocco 31 (13,33%), Blocco 18 ( 23%) e Blocco 15/06 (18,42%)
Non operati
Blocco 17 (7,9%), Blocco 15 (21%), Blocco 0 (4,90%), Blocco 3 e 3/05-A (6%), Blocco 14 (10%) e Blocco
14K/A IMI (5%).
Congo
(1968)
Operati
Néné-Banga Marine e Litchendjili (Blocco Marine XII, 65%), Ikalou (85%), Djambala (50%), Foukanda (58%),
Mwafi (58%), Kitina (52%), Awa Paloukou (90%) e M’Boundi (83%)
Non operati
Yanga Sendji (29,75%) e Likouala (35%)
Ghana
(2009)
Operati
Offshore Cape Three Points (44,44%)
Mozambico
(2006)
Operati
Area 4 (25%)
Nigeria
(1962)
Operati
OML 60, 61, 62 e 63 (20%) e OML 125 (100%)
Non operati
(e)
OML 118 (12,5%)
Kazakhstan
(b)
(1992)
Operati
(f)
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
(g)
Zubair (41,56%)
Turkmenistan
(2008)
Operati
Burun (90%)
America
Messico
(2019)
Operati
Area 1 (100%)
Stati Uniti
(1968)
Operati
Golfo del Messico
Allegheny (100%), Appaloosa (100%), Pegasus (100%), Longhorn (75%), Devils
Towers (100%) e Triton (100%)
Alaska
Nikaitchuq (100%) e Oooguruk (100%)
Non operati
Golfo del Messico
Europa (32%), Medusa (25%), Lucius (14,45%), K2 (13,4%), Frontrunner (37,5%) e
Heidelberg (12,5%)
Texas
Alliance area (27,5%)
Venezuela
(1998)
Non operati
Perla (50%), Corocoro (26%) e Junin 5 (40%)
(a) Asset detenuti tramite la collegata Vår Energi (quota Eni 63,1%).
(b) In alcune rilevanti iniziative minerarie, Eni e lo Stato detentore delle riserve concordano di affidare lo svolgimento delle operazioni estrattive a un operatore dotato di veste giuridica propria
(cosiddette operating company), non soggetto al controllo Eni.
(c) Sono riportate, in quanto significative, le percentuali di working interest (e non di partecipating interest) che includono la quota di costi sostenuti per conto della first party secondo i termini
del PSA in vigore nel Paese.
(d) Asset detenuti tramite Azule Energy, joint venture valutata all’equity (quota Eni 50%).
(e) 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.
(f) Eni e Shell sono co-operatori.
(g) Eni è capofila di un consorzio costituito da compagnie internazionali con la compagnia di Stato Missan Oil, parte di un Technical Service Contract in qualità di contractor.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 59
Principali iniziative di esplorazione e di sviluppo
Le attività di esplorazione e produzione sono condotte in diversi Paesi e pertanto soggette al rispetto di
legislazioni, normative e regolamenti che riguardano tutti gli aspetti delle attività upstream quali: l’ac-
quisizione di licenze, i volumi di petrolio e gas che saranno effettivamente estratti, le royalties, i prezzi,
la tutela ambientale, l’esportazione, la fiscalità e i tassi di cambio applicabili.
Le clausole contrattuali che regolano le concessioni minerarie, le licenze e i permessi esplorativi di-
sciplinano l’accesso di Eni alle riserve di idrocarburi e differiscono da Paese a Paese. 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 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 esplorazione, 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 natura, corrispondenti ai diritti di estrazione degli idrocarburi, tipicamente determinati come una
percentuale stabilita del fatturato o della produzione al netto delle deduzioni applicabili) e, in funzione
della legislazione fiscale vigente nel Paese, è tenuta al pagamento delle imposte sul reddito derivante
dallo sfruttamento della concessione. La durata o la possibilità di rinnovo dei contratti di concessione
variano a seconda dell’area o del Paese, ad eccezione di quanto stabilito negli Stati Uniti dove tali con-
tratti rimangono in vigore fino alla cessazione della produzione. Le riserve certe relative ai contratti di
concessione sono determinate applicando la quota di spettanza al totale delle riserve certe rientranti
nell’area coperta dal contratto e producibili entro la loro scadenza.
Production Sharing Agreement (PSA). Eni opera tramite PSA in diversi Paesi esteri, principalmente in
Africa, Medio ed Estremo Oriente. Il diritto minerario è in capo alla società nazionale dello Stato con-
cedente, alla quale viene di norma conferita l’esclusiva dell’attività di ricerca e produzione idrocarburi,
con facoltà di istituire rapporti contrattuali con altre società estere o locali. Con il contratto, il Com-
mittente (la società nazionale) affida al Contrattista (la società terza) il compito di eseguire i lavori di
esplorazione e produzione con l’apporto di tecnologie e mezzi finanziari. Sotto il profilo economico
il contratto prevede che il rischio esplorativo sia a carico del Contrattista e che la produzione venga
suddivisa in due parti: una (Cost Oil) destinata al recupero dei costi del Contrattista; l’altra (Profit
Oil) suddivisa a titolo di profitto tra il Committente e il Contrattista secondo schemi di ripartizione
variabili. Sulla base di questa configurazione di principio, la contrattualistica specifica può assumere
caratteristiche diverse a seconda dei Paesi. In base a tali contratti, Eni ha diritto a una parte delle ri-
serve di un giacimento, la cui vendita è destinata a coprire le spese sostenute per sviluppare e gestire
il campo. Le quote di produzioni e di riserve di spettanza tengono conto delle quote di idrocarburi
equivalenti alle imposte dovute nei casi in cui gli accordi contrattuali prevedano che l’onere tributario
a carico della Società sia assolto dall’ente nazionale in nome e per conto della Società a valere sulla
quota di Profit Oil.
La durata o la possibilità di rinnovo dei contratti di PSA variano a seconda dell’area o del Paese. Un
meccanismo di attribuzione analogo caratterizza i contratti di service.
Italia
Negli asset a gas dell’offshore Adriatico le attività hanno riguardato: (i) la manutenzione e l’ottimizza-
zione della produzione principalmente nei campi di Bonaccia, Arianna e Basil; e (ii) la razionalizzazione
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”. È stato avviato l’iter di dismissione così come previsto dal Decreto
Ministeriale per 10 piattaforme.
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/anno di stoccaggio.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202260
Il programma prevede una prima fase (Fase 1) per la realizzazione di un impianto per la cattura e
lo stoccaggio di 25 mila tonnellate di CO
2
per anno a partire dal 2024. Nel dicembre 2022 è stata
sanzionata la Fase 1 di sviluppo del progetto. L’avvio della Fase 2, con 4 milioni di tonnellate/anno, è
previsto nel 2026.
Nel corso del 2022 sono proseguite le attività del progetto Energy Valley a sostegno delle aree adia-
centi il Centro Olio Val d’Agri, con diverse iniziative in ambito della sostenibilità ambientale, innovazio-
ne, progetti di riqualificazione e valorizzazione del territorio anche attraverso il coinvolgimento degli
stakeholder locali. In particolare: (i) iniziative di riqualificazione agricola, attraverso il progetto Centro
Agricolo di Sperimentazione e Formazione con programmi di agricoltura sostenibile e la sperimenta-
zione di colture; (ii) attività formative, anche attraverso un accordo di partnership con la società CNH
industrial nell’ambito della meccanizzazione agricola; e (iii) programmi di biomonitoraggio attraverso
l’applicazione di tecniche innovative.
Nel giugno 2022 Eni, Shell e la Regione Basilicata hanno sottoscritto un Protocollo d’Intenti con l’obiet-
tivo di uno sviluppo sostenibile del programma lavori decennale della Concessione Val d’Agri. In parti-
colare, il protocollo prevede: (i) progetti di transizione energetica ed economia circolare; (ii) lo sviluppo
e la valorizzazione territoriale, programmi socio-economici culturali ed ambientali; (iii) valorizzazione
delle partnership e dei network con stakeholder locali e nazionali nonché delle risorse del territorio.
Nell’ambito del Protocollo d’Intesa per l’area di Gela, firmato nel novembre 2014 presso il Ministero del-
lo Sviluppo Economico, sono proseguite le attività di costruzione dell’impianto di trattamento del gas
che sarà estratto dai giacimenti di Argo e Cassiopea (Eni 60%). La fase esecutiva del progetto avrà una
durata di circa 3 anni con investimenti per oltre €800 milioni. Le facility onshore e offshore del progetto
consentiranno di accelerare lo sviluppo dell’eventuale produzione addizionale derivante dalle attività
esplorative in programma conseguenti all’aggiornamento normativo per il rilancio della produzione di
gas nazionale. L’avvio della produzione di gas è previsto nella prima metà del 2024. Il progetto, grazie
alla configurazione e alle scelte progettuali, risulterà carbon neutral (Scope 1 e 2).
Nell’ambito delle iniziative a supporto delle comunità locali, a seguito della ratifica dell’accordo quadro
definitivo con la Fondazione Banco Alimentare Onlus, Banco Alimentare della Sicilia Onlus e il Comune
di Gela, sono state avviate le attività per la creazione di un centro stoccaggio e distribuzione di derrate
alimentari destinate alle comunità disagiate.
Resto d’Europa
Norvegia Nel corso del 2022 è stata finalizzata con il fondo azionario HitecVision, la quotazione della
partecipata Vår Energi presso la borsa di Oslo, la più grande offerta pubblica iniziale del settore Oil &
Gas in Europa negli ultimi 15 anni, collocando una quota del 16,2% del capitale sociale della partecipa-
ta. A seguito del closing dell’operazione, la partecipazione di Eni si riduce al 63,1%.
L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con le scoperte Lupa (Eni 31,54%), Snofonn (Eni 18,92%) e
Skavl Sto (Eni 18,92%) nel Mare di Barents nonché Calypso (Eni 12,61%) nel Mare di Norvegia.
Il portafoglio titoli è stato rinnovato attraverso l’acquisizione di 12 licenze esplorative, di cui 5 come
operatore, nell’ambito del processo di gara “2022 Awards in Predefined Areas” (APA) del Ministero
norvegese del Petrolio ed Energia. Le licenze sono distribuite su tutti e tre i principali bacini minerari
della piattaforma continentale norvegese. Le nuove licenze si trovano sia in prossimità di aree già in
produzione o in corso di sviluppo sia in aree ad alto potenziale esplorativo.
Nel 2022 sono stati acquisiti: (i) il 30% e l’operatorship delle licenze in produzione di PL820S e PL 820SB,
a nord del giacimento Balder nel Mare del Nord norvegese. L’operazione è soggetta all’approvazione delle
competenti Autorità; e (ii) il 40% e l’operatorship delle licenze in produzione di PL 917 e PL 917B, a ovest del
giacimento Balder, attraverso uno swap azionario con Aker BP nelle licenze PL 956 e PL 985. L’operazione
è stata approvata dalle competenti Autorità. Le operazioni rientrano nella strategia di crescita di lungo
termine orientata agli hub nel Mare del Nord e saranno parte dell’ulteriore sviluppo dell’area di Balder.
Le principali attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il progetto sanzionato di Johan Castberg (Eni
18,92%) con start-up previsto nel 2024; (ii) il progetto sanzionato di Balder X (Eni 56,77%, operatore)
nella licenza PL 001, nel Mare del Nord. Il progetto include la perforazione di pozzi addizionali, la ricol-
locazione e upgrading della FPSO Jotun e supporterà lo sviluppo delle nuove scoperte in prossimità
dell’area attraverso l’upgrading delle infrastrutture esistenti. Le attività pianificate consentiranno di
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 61
estendere la produzione dell’hub Balder fino al 2045. Lo start-up è atteso nel 2024; e (iii) il progetto san-
zionato di 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 efficienza energetica ed operativa in grado di ridurre le emissioni
dirette del progetto.
Regno Unito Nell’anno è stato conseguito lo start-up produttivo di tre nuovi pozzi di sviluppo nella
J-Area nonché della recente scoperta di Jade South attraverso il collegamento alle facility esistenti.
Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il sanzionamento del programma sviluppo della scoperta
Talbot appraisal. L’avvio delle attività di perforazione di sviluppo è previsto nel corso del 2023 con first
oil nel 2024; (ii) attività di work-over nel campo di Douglas; e (iii) le attività di abbandono programmate
nella Hewett Area.
Proseguono le attività di sviluppo 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. Eni svilupperà e gestirà il trasporto e lo stoccaggio
di CO
2
sia onshore che offshore nei propri giacimenti di gas esausti nell’area di Liverpool.
Il progetto ha superato la selezione del governo britannico ed è stato inserito tra i primi due priori-
tari del “Track 1 clusters” con avvio a partire dal 2025. Il progetto HyNet North West prevede una
fase iniziale di stoccaggio pari a 4,5 milioni di tonnellate/anno che, dal 2030, sarà incrementata
fino a raggiungere 10 milioni di tonnellate/anno. Il progetto HyNet North West contribuirà al rag-
giungimento degli obiettivi di decarbonizzazione definiti dal Governo del Regno Unito al 2032. In
particolare, il progetto rappresenterà oltre l’80% dell’obiettivo di cattura e stoccaggio di CO
2
entro
il 2030; nonché con una produzione di 4 GW contribuirà per l’80% al target produttivo di idrogeno
low carbon entro il 2030.
Nel settembre 2022, è stata presentata alle Autorità del Paese la candidatura per una licenza di stoc-
caggio di anidride carbonica nel giacimento a gas depletato di Hewett, che interessa un’area situata
nel Mare del Nord meridionale britannico e in cui si prevede di sviluppare un progetto CCS che contri-
buirà alla decarbonizzazione dell’area di Bacton e Thames Estuary. In particolare, Eni ha annunciato la
costituzione dell’iniziativa Bacton Thames Net Zero che coinvolge più di 10 aziende, con l’obiettivo di
decarbonizzare i settori energivori ed hard-to-abate nell’area.
Africa settentrionale
Algeria L’attività esplorativa dell’anno ha avuto esito positivo con: (i) la scoperta a olio e gas associato
di HDLE nella concessione Zemlet el Arbi; e (ii) la scoperta a olio e gas associato di HDLS e RODW nel
permesso esplorativo Sif Fatima II. Lo sviluppo di queste scoperte avverrà in modalità fast track, grazie
alle facility produttive esistenti.
Nel settembre 2022, è stato sottoscritto l’accordo relativo all’acquisizione delle attività di bp nel Pae-
se, tra le quali le partecipazioni nelle concessioni in produzione di “In Amenas” e “In Salah” situate nel
Sahara meridionale. A seguito della finalizzazione dell’operazione a febbraio 2023, Eni ha acquisito una
quota del 45,89% e del 33,15% nelle due concessioni, rispettivamente.
Nel corso dell’anno sono stati raggiunti diversi accordi, facendo leva sulle consolidate relazioni con il
Paese, con l’obiettivo di aumentare e di diversificare i flussi di export di gas naturale verso l’Europa non-
ché iniziative di decarbonizzazione. In particolare: (i) nel marzo 2022 è stata ratificata l’assegnazione di
un nuovo PSA nell’area del Berkine Sud. Il progetto prevede la realizzazione fast track di un nuovo hub di
sviluppo di gas ed olio attraverso una sinergia con gli asset esistenti nel blocco 405b; (ii) nell’aprile 2022
è stato firmato un Memorandum d’Intesa finalizzato alla valutazione del potenziale a gas e opportunità
di sviluppo accelerato di alcuni giacimenti già scoperti. I volumi di produzione gas attesi dalle aree og-
getto dell’accordo contribuiranno tra l’altro ad aumentare le capacità di export verso l’Italia attraverso
il gasdotto Transmed. Inoltre, è prevista una valutazione tecnica ed economica di un progetto pilota
di idrogeno verde con l’obiettivo di contribuire alla decarbonizzazione dell’impianto a gas BRN; (iii) nel
luglio del 2022 è stato siglato con i partner dei blocchi 404 e 208 un nuovo PSA. Il contratto consentirà
di potenziare gli investimenti al fine di sviluppare il potenziale minerario dell’area e consentirà inoltre la
possibile futura valorizzazione dei volumi di gas associato; e (iv) nel novembre 2022 è stato inaugurato
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202262
il centro di ricerca Solar Lab per l’identificazione delle tecnologie più efficienti per lo sfruttamento dell’e-
nergia solare nel Paese; nonché sono state avviate le attività di costruzione di un impianto fotovoltaico
da 10 MW nel sito produttivo di BRN. L’impianto fotovoltaico sarà il secondo collegato all’impianto BRN,
per contribuire ulteriormente alla decarbonizzazione della produzione di idrocarburi dell’impianto. Inol-
tre nel gennaio 2023, è stato firmato un Memorandum d'Intesa finalizzato a studiare le opportunità di
aumento della capacità di export del gas Algerino verso l'Italia e l'Europa e un secondo Memorandum
d'Intesa con l'obiettivo di valutare le opportunità di decarbonizzazione del Paese individuate nella ri-
duzione delle emissioni flaring e fuggitive oltre che nei progetti CCUS, rinnovabili e di efficientamento
energetico consentendo anche di valorizzare il gas associato. Queste iniziative sono in linea con la
strategia net-zero di Eni e fanno parte di un piano di decarbonizzazione più ampio che include anche il
monitoraggio del venting e progetti di zero routine flaring e di efficienza energetica.
Nel corso dell’anno è stata avviata la produzione di: (i) due campi a gas e due campi a olio nell’area del
Berkine Nord (Eni 49%). Le attività di sviluppo in corso hanno riguardato la perforazione e completamento
di 4 ulteriori pozzi produttivi; e (ii) due giacimenti a gas e due giacimenti a olio nell’area del Berkine Sud a
soli 6 mesi dall’assegnazione del contratto attraverso uno sviluppo accelerato. Le attività di allacciamento
agli impianti di trattamento e l’installazione delle facility di trasporto sono state completate.
Le altre attività di sviluppo hanno riguardato: (i) attività di ottimizzazione di produzione attraverso
interventi di work-over e rigless nelle aree in produzione dei blocchi 403 a/d e Rom Nord, blocchi
401a/402a, blocco 403 e 404; e (ii) nel blocco 405b il proseguimento del programma di sviluppo del
progetto CAFC.
Libia Nel gennaio 2023 Eni e la società di stato National Oil Corporation (NOC) hanno firmato un ac-
cordo per avviare lo sviluppo delle “Strutture A&E”, con l’obiettivo di incrementare la produzione di gas
da destinare al mercato domestico e per l’esportazione di volumi in Europa. Lo start-up del progetto è
previsto nel 2026. Il progetto prevede anche la costruzione di un impianto di cattura e stoccaggio dell’a-
nidride carbonica (CCS), in linea con la strategia di decarbonizzazione di Eni.
Nel novembre 2022 è stata ottenuta la ratifica da parte delle competenti autorità del farm-out agre-
ement con bp che prevede l’acquisto di Eni della quota del 42,5% e l’operatorship nei tre permessi
esplorativi di Ghadames North, Ghadames South e Sirte offshore.
Nel corso dell’anno: (i) sono proseguite le iniziative legate alla riduzione delle emissioni di gas serra. In
particolare, il progetto BGUP per la valorizzazione del gas associato del giacimento di Bouri, con avvio
in programma nel 2025; e (ii) sono state realizzate le attività di manutenzione dell’impianto di tratta-
mento delle acque reflue per il Nalut General Hospital nonché la formazione del personale sanitario
sulla base degli accordi definiti con il Paese.
Egitto
L’attività esplorativa dell’anno ha avuto esito positivo con le scoperte near-field: (i) ad olio con il pozzo
Semiramis 1X nella concessione Sinai; (ii) a gas con il pozzo El Qara South-1X nella concessione del
Delta del Nilo; e (iii) con tre scoperte mineralizzate ad olio e gas nei pressi della concessione di Me-
leiha. Le nuove scoperte, già avviate in produzione attraverso le facility produttive presenti, conferma-
no il positivo track-record dell’esplorazione di Eni nel Paese grazie al continuo progresso tecnologico
raggiunto nelle attività esplorative, consentendo inoltre di valorizzare il potenziale minerario anche in
aree produttive mature.
Nel gennaio 2023 l’attività esplorativa ha avuto esito positivo con la scoperta a gas Nargis-1, nella
concessione non operata di Nargis Offshore Area nel Mar Mediterraneo orientale. La scoperta potrà
essere sviluppata sfruttando la vicinanza alle infrastrutture Eni esistenti.
Nel 2022, il portafoglio titoli è stato rinnovato attraverso: (i) l’assegnazione di cinque nuove licenze esplo-
rative nell’offshore e onshore egiziano, quattro delle quali operate, per una superficie totale di circa 8.400
chilometri quadrati, 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 che in caso di scoperta consentiranno sviluppi in tempi rapidi grazie alla prossimità a impianti già
esistenti. L’operazione è in attesa di ratifica da parte delle competenti Autorità; (ii) l’assegnazione dell’o-
peratorship di tre concessioni nel Mediterraneo orientale a seguito degli accordi definiti con il Ministro
del Petrolio e la società di stato EGAS; (iii) la finalizzazione del farm-in della partecipazione del 45% nella
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 63
licenza Nargis Offshore Area; e (iv) la cessione delle partecipazioni negli asset produttivi di Ras Qattara
(Eni 75%), West Abu Gharadig (Eni 45%), East Kanays (Eni 100%) e West Razzak (Eni 100%).
Nell’aprile 2022 è stato firmato un accordo quadro con la società di Stato egiziana EGAS per mas-
simizzare la produzione di gas e le esportazioni di GNL verso l’Europa, e in particolare verso l’Italia,
attraverso l’impianto di liquefazione di Damietta. Inoltre, nel gennaio 2023 è stato firmato un Memo-
randum of Intent (MoI) con la stessa EGAS per condurre studi congiunti con l’obiettivo di identificare
le opportunità di riduzione delle emissioni di gas serra nel settore upstream del Paese, attraverso un
piano di iniziative che porteranno a un’ulteriore valorizzazione del gas.
Inoltre, durante l’anno è stato finalizzato il processo di unitizzazione del giacimento Sand-1 con la
concessione di North El Hammad (NEHO).
Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) programmi di ottimizzazione della produzione nella con-
cessione Sinai; (ii) attività di drilling di sviluppo nelle concessioni Baltim e NEHO; (iii) il sanzionamento
della FID del progetto Meleiha Phase 2, avviato in early production e completamento atteso nel 2024;
(iv) attività di upgrading delle facility dei giacimenti Emry Deep e Arcadia nonché agli impianti di inie-
zione d’acqua nel deserto occidentale; e (v) la realizzazione di programmi di desalinizzazione nelle
aree produttive con l’obiettivo di ridurre i prelievi di acqua dolce in linea con i principi dell’iniziativa delle
Nazioni Unite “CEO Water Mandate”.
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 sviluppo con il completamento di tre pozzi produttori av-
viati in produzione nel corso del 2022.
Al 31 dicembre 2022 i costi di sviluppo capitalizzati nell’attivo patrimoniale relativi al progetto Zohr
ammontano a $6 miliardi pari a €5,6 miliardi al cambio euro/dollaro al 31 dicembre 2022. I costi di
sviluppo sostenuti nell’anno sono stati pari a €349 milioni. Al 31 dicembre 2022 le riserve certe del
giacimento Zohr di competenza Eni sono pari a 650 milioni di boe.
Eni partecipa nell’impianto di liquefazione del gas naturale di Damietta della capacità di 5,2 milioni di
tonnellate annue di GNL, corrispondenti alla carica di circa 8 miliardi di metri cubi di gas/anno.
In linea con la strategia Eni e con il piano di sviluppo nazionale del Paese, Eni prosegue le proprie attività
per contribuire ad una giusta transizione energetica. Le attività di sviluppo del progetto Zohr proseguo-
no anche attraverso diverse iniziative per lo sviluppo locale. I programmi definiti, con uno spending
previsto di $20 milioni fino al 2024, prevedono tre principali aree d’intervento: (i) educazione tecnica.
In particolare, la Zohr Applied Technology School (ATS) ha avviato programmi di formazione per 528
studenti. Inoltre è stato avviato nell’ottobre 2022 il Centre of Excellence for access to employment al
fine di supportare l’accesso al mondo del lavoro; (ii) diversificazione economica. Il Youth Empowerment
Program ha realizzato programmi formativi per circa 400 persone e circa 4000 persone hanno usufruito
dei servizi del centro giovanile; e (iii) salute per la comunità. In particolare, sono state realizzate diverse
iniziative di supporto al sistema sanitario locale attraverso l’equipaggiamento per l’ospedale di Port
Said, la formazione del personale sanitario e programmi di prevenzione per un totale di persone che
hanno beneficiato di circa 16.000.
Africa Sub-Sahariana
Angola Nell’agosto 2022, Azule Energy, la joint venture paritetica tra Eni e bp, è diventata operativa,
con il contestuale deconsolidamento delle società operative angolane upstream del Gruppo conferite
alla JV. Azule Energy combina le attività angolane nell’upstream, nel GNL e nel solare dei due azionisti
ed è il più grande produttore equity indipendente di petrolio e gas del Paese. Azule è un esempio del
distintivo modello satellitare di Eni progettato per liberare valore.
L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo di delineazione Ndungu-2 che ha consentito
di incrementare la stima delle risorse dell’omonimo giacimento in produzione e di potenziarne lo
sviluppo completo.
Nel 2022 è stato raggiunto lo start-up produttivo del progetto: (i) di Ndungu Early Production attraverso
il collegamento alla FPSO Ngoma, progettata per avere una capacità di trattamento di circa 100 mila
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202264
barili/giorno e caratterizzata da una filosofia operativa zero process flaring e zero water discharge per
la minimizzazione delle emissioni; (ii) di Agogo Early Production Phase 2 nel Blocco 15/06 con il com-
pletamento delle attività di sviluppo e installazione delle facility sottomarine necessarie; e (iii) l'avvio di
un pozzo dal giacimento Cuica nell'area orientale del Blocco 15/06.
Nel luglio 2022 è stata raggiunta da tutti i partner del New Gas Consortium la decisione finale di
investimento (FID) per lo sviluppo dei campi Quiluma e Maboqueiro. Il progetto, primo sviluppo di
gas non associato nel Paese, sarà avviato nel 2026 con una produzione a plateau stimata in circa 4
miliardi di metri cubi/anno.
Le attività dell’anno hanno riguardato: (i) il perfezionamento delle fasi di definizione del progetto Ago-
go Integrated West Hub per il completamento dello sviluppo dell’area occidentale del Blocco 15/06
attraverso l’FPSO di Ngoma e di Agogo; (ii) il progetto Sanha Lean Gas Connection and Booster Gas
Compressor con l’obiettivo di incrementare la produzione del gas associato del Blocco 0 da destinare
all’impianto di liquefazione A-LNG; (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; (iv) interventi di supporto nell’ambito dei servizi sanitari nella provincia di
Luanda anche attraverso l’elettrificazione dei centri sanitari nonché diverse iniziative nelle province
di Namibe, Huila e Cabinda nell’ambito di accesso all’acqua, educazione, servizi sanitari primari e nel
settore agricolo anche a sostegno dell’occupazione giovanile; e (v) programmi di sicurezza alimentare
nella provincia di Cunene nonché iniziative nell’ambito della protezione infantile nella provincia di Zaire.
Congo Nell’aprile 2022 è stata firmata una lettera d’intenti con la Repubblica del Congo finalizzata a
rafforzare le operazioni congiunte nel settore upstream con l’obiettivo di aumentare i flussi di export di
gas naturale verso l’Europa.
In particolare, l’aumento della produzione di gas nel Paese farà leva anche sullo sviluppo fast-track del
progetto di valorizzazione del gas associato e non associato del blocco Marine XII sia per la produzione di
energia elettrica per il mercato domestico sia per l’esportazione di GNL, supportando inoltre il target dello
zero routine flaring. Il progetto per l’esportazione del GNL prevede lo sviluppo modulare e per fasi con un
ridotto time-to-market. Lo start-up è previsto nel 2023 con una capacità di produzione di GNL pari a circa
1 miliardo di metri cubi/anno e una capacità a regime di oltre 4,5 miliardi di metri cubi/anno nel 2025.
Nel corso del 2022 è stata completata l’ulteriore fase di sviluppo del giacimento in produzione
Néné-Banga nel blocco Marine XII, con l’installazione di una nuova piattaforma, con conseguente
start-up produttivo.
Nel corso dell’anno sono proseguite le attività: (i) per la costruzione del Centro di Eccellenza per le
Energie Rinnovabili e l'Efficientamento Energetico a Oyo; (ii) del programma integrato nel distretto di
HINDA a sostegno dello sviluppo socio-economico delle comunità rurali attraverso iniziative nell'ambito
dell'educazione, sanitario e accesso all'acqua; e (iii) nel settore agricolo tramite il programma CATREP.
Inoltre sempre in ambito agricolo è proseguito il progetto Agri-feedstock con l'obiettivo di integrare i
produttori nella filiera dei biocarburanti (v. di seguito).
Costa d’Avorio L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo Baleine East 1X nel blocco ope-
rato CI-802 (Eni 90%), seconda scoperta sulla struttura Baleine nell’offshore del Paese, consentendo
di incrementare le risorse in posto fino a 2,5 miliardi di barili di olio e 3,3 trilioni di piedi cubi (TCF) di
gas associato.
Le attività di sviluppo riguardano la messa in produzione delle risorse della scoperta operata di Baleine.
In particolare, nel corso del 2022 sono state sanzionate le FID della Fase 1 e 2 di sviluppo del progetto.
Il piano di sviluppo del campo di Baleine in modalità fast-track e per fasi, definito con le Autorità del
Paese, prevede l’avvio in early production della Fase 1 nel 2023 e per la Fase 2 alla fine del 2024. Il
progetto sarà il primo sviluppo a Net Zero emission (Scope 1 e 2) del continente africano. La carbon
neutrality sarà raggiunta utilizzando una combinazione di leve di compensazione delle emissioni tra-
mite conservazione delle foreste (REDD+) e progetti di distribuzione di fornelli migliorati (Improved
Cookstoves). In particolare, nel giugno del 2022 è stato avviato un programma di Improved Cooksto-
ves a famiglie vulnerabili (v. di seguito). Inoltre, è stato avviato un programma a sostegno dell’educa-
zione primaria ad Abidjan.
Il progetto Baleine conferma l’impegno Eni di generare valore riducendo al contempo l’impronta carbo-
nica e l’attenzione a migliorare il time-to-market delle scoperte esplorative.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 65
Mozambico Nel dicembre 2022 è stato assegnato il blocco esplorativo A6-C (Eni 60%, operatore) a
seguito della partecipazione al 6
th
Bid Round. Il perfezionamento del relativo contratto petrolifero è
atteso nei primi mesi del 2023.
Nella seconda metà del 2022 è stato conseguito lo start-up del progetto Coral South nel blocco Area
4, primo avvio produttivo nel paese per lo sviluppo delle scoperte a gas dell’area offshore di Rovuma.
Lo start-up è stato raggiunto tramite l’impianto galleggiante Coral Sul Floating Liquefied Natural Gas
(FLNG), per il trattamento, la liquefazione, lo stoccaggio e l’export del GNL con una capacità di 3,4
milioni di tonnellate per anno, alimentato da 6 pozzi sottomarini. La Coral Sul FLNG è stata progettata
secondo elevati standard in termini di sicurezza e sostenibilità. La nave è stata realizzata con un ap-
proccio orientato all’efficienza energetica e riduzione delle emissioni di CO
2
. In particolare, la Coral Sul
FLNG raggiunge, tra l’altro, lo zero flaring durante le normali operazioni, utilizza turbine a gas efficienti
anche per la generazione di elettricità.
Nel novembre 2022 è stato completato il primo carico di GNL. Il programma di sviluppo di Coral South
prevede la produzione complessiva di circa 500 miliardi di metri cubi di gas.
Relativamente ai progetti futuri, al fine di massimizzare la messa in produzione delle riserve dell’A-
rea 4, differenti opzioni sono in corso di analisi da parte degli operatori delegati (Eni ed ExxonMo-
bil), che includono ulteriori scenari di sviluppo offshore, sulla base dell’esperienza di Coral South
FLNG, ed onshore anche attraverso sinergie con Area 1.
Nell’anno sono proseguite le iniziative Eni a sostegno della popolazione locale del Paese, tra cui: (i) pro-
grammi a supporto della scolarità primaria e infantile, della sanità pubblica nonché dell’occupazione
giovanile nel distretto di Pemba; (ii) programma di accesso all’energia anche attraverso la realizzazio-
ne e distribuzione di Improved Cookstoves; e (iii) iniziative nell’ambito dell’accesso all’acqua potabile,
dei servizi socio-sanitari, biodiversità nel Distretto di Mecufi.
Nigeria Nell’agosto 2022 è stato rinnovato il PSC del blocco operato OML 125 con estensione venten-
nale. Contestualmente è stato firmato un accordo che permetterà a Eni a partire del 2023 di recuperare
i crediti pregressi legati al blocco verso la società di Stato NNPC.
Le attività di sviluppo nei blocchi operati OML 60, 61, 62 e 63 hanno riguardato interventi di workover
e rigless per contrastare il declino produttivo naturale dell’area e attività di asset integrity delle facility
ed installazione di nuovi compressori con l’obiettivo di valorizzare ulteriormente il gas naturale e mi-
gliorare le performance ambientali con la riduzione delle emissioni di CO
2
legate al flaring. Inoltre, nel
corso dell’anno è stato completato e messo in produzione un ulteriore pozzo produttivo.
Nel 2022 è proseguita la collaborazione con la FAO (Food and Agriculture Organization) per promuo-
vere l’accesso all’acqua pulita e sicura a favore delle comunità colpite da crisi umanitaria nelle aree del
nord-est della Nigeria: (i) nel marzo 2022, Eni e FAO, in collaborazione con la società di Stato NNPC,
hanno completato e consegnato 11 impianti idrici alimentati da sistemi fotovoltaici negli Stati di Bor-
no e Yobe, nel nord-est della Nigeria; e (ii) sono stati effettuati diversi interventi di manutenzione per
assicurare l’affidabilità e sostenibilità delle infrastrutture realizzate.
Dall’inizio del programma nel 2018, sono stati realizzati 22 pozzi d’acqua alimentati da sistemi fotovol-
taici, per l’irrigazione e per uso domestico, a beneficio di circa 67.000 persone.
Nel corso dell’anno le attività a sostegno delle popolazioni del delta del Niger, oltre al progetto Green
River Project, hanno riguardato diversi programmi d’intervento straordinario, come la distribuzione
di beni di primaria necessità in circa 260 comunità, a seguito delle peggiori inondazioni degli ultimi
decenni che hanno colpito l’area. Inoltre, Eni continua a supportare gli interventi di ricostruzione anche
attraverso il ripristino delle vie di accesso e trasporto per poter collegare nuovamente tutte le diverse
aree rimaste isolate.
Le attività di sviluppo delle aree produttive operate dalla SPDC joint venture (Eni 5%) hanno ri-
guardato: (i) il ripristino dell’integrità della Trans Niger Pipeline (TNP) soggetta a interferenze di
terze parti, la principale infrastruttura di trasporto della produzione verso il terminale di export di
Bonny. La linea TNP è stata chiusa per la quasi totalità del 2022 allo scopo di eliminare fenomeni
di bunkering attraverso estensive operazioni di rimozione delle connessioni e raffinerie illegali; (ii)
il collegamento di 5 nuovi pozzi produttivi a gas nelle aree produttive di Kolo Creek e Gbaran e la
perforazione di 5 nuovi pozzi a olio nell’area di Forcados; (iii) diverse attività di work-over e rigless
nelle principali aree produttive per contrastare il declino naturale dei campi; e (iv) attività di asset
integrity.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202266
Inoltre, nel blocco partecipato OML 118 si è conclusa la perforazione di 5 pozzi di sviluppo di cui 3
completati nel corso dell’anno. Sono stati avviati un pozzo produttore e un pozzo iniettore.
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, TEPNG JV e della NAOC JV (Eni 20%). I volumi trattati dall’impianto nel
corso del 2022 sono stati pari a circa 23 miliardi di metri cubi. La produzione di GNL è venduta in base
a contratti di lungo termine sui mercati statunitense, asiatico ed europeo attraverso la flotta di meta-
niere 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 espan-
sione per fasi della capacità produttiva. La prima fase di sviluppo prevede un progressivo aumento fino
a raggiungere i 450 mila barili di olio al giorno. Le attività, sanzionate nel 2020, prevedono l’incremento
della capacità di gestione del gas associato attraverso: (i) l’incremento della capacità di reiniezione in
giacimento attraverso l’upgrading delle facility esistenti. Le attività sono state completate nel corso
del 2022, e (ii) la consegna a una nuova unità di trattamento onshore gestita da terze parti, in via di
realizzazione, per la restante parte dei volumi di gas associato.
Al 31 dicembre 2022 i costi capitalizzati nell’attivo patrimoniale relativi al progetto di Kashagan am-
montano a $10,1 miliardi, pari a €9,5 miliardi al cambio euro/dollaro al 31 dicembre 2022, formato
dagli investimenti di sviluppo sostenuti a tutto il 2022 ($7,5 miliardi), dagli oneri finanziari capitalizzati
e dall’esborso per l’acquisizione di quote in occasione dell’uscita di altri partner in esercizi precedenti
($2,6 miliardi). I costi di sviluppo sostenuti nell’anno sono stati pari a €82,6 milioni. Al 31 dicembre
2022 le riserve certe del giacimento di competenza Eni sono pari a 587 milioni di boe, in riduzione
rispetto al 2021 principalmente per effetto prezzo.
Karachaganak Nel corso del 2022 nell’ambito del piano di sviluppo del giacimento di Karachaganak
che prevede l’aumento in fasi della capacità di reiniezione del gas, è stata finalizzata l’installazione e
lo start-up della quarta unità di compressione gas. Proseguono le altre fasi, sanzionate nel 2020, che
includono: (i) la perforazione di tre nuovi pozzi iniettori; (ii) la realizzazione di una linea di iniezione; e
(iii) l’installazione di una quinta unità di compressione gas; lo start-up è previsto nel 2024. Inoltre, nel
2022 è stata sanzionata l’ultima fase che prevede l’installazione di una sesta unità di compressione il
cui start-up è previsto nel 2026.
Prosegue l’impegno di Eni a sostegno delle comunità presso l’area del giacimento di Karachaganak. In
particolare, gli interventi continui riguardano: (i) la formazione professionale; (ii) la realizzazione di asili
e scuole, manutenzione di strade, costruzione di centri sportivi; (iii) il supporto medico-sanitario anche
attraverso la distribuzione di farmaci.
Al 31 dicembre 2021 i costi capitalizzati nell’attivo patrimoniale relativi al progetto di Karachaganak
ammontano a $4,7 miliardi, pari a €4,4 miliardi al cambio euro/dollaro al 31 dicembre 2022. I costi di
sviluppo sostenuti nell’anno sono stati pari a €188,7 milioni. Al 31 dicembre 2022 le riserve certe del
giacimento di competenza Eni sono pari a 354 milioni di boe, in riduzione rispetto al 2021, principal-
mente per effetto prezzo.
Resto dell’Asia
Emirati Arabi Uniti L’attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo XF-002 e il pozzo di apprai-
sal DM-002 nel Blocco 2 (Eni 70%, operatore), offshore Abu Dhabi, con volumi in posto stimati tra 2,5
e 3,5 Tcf di gas e circa 170 milioni di barili di olio.
Le attività dell’anno hanno riguardato: (i) le attività di sviluppo dei progetti sanzionati Dalma Gas Deve-
lopment nella concessione offshore di Ghasha (Eni 25%) e il Umm Shaif Long-Term Development Ph.1
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 67
nella concessione Umm Shaif; e (ii) il programma di ramp-up produttivo del campo di Mahani nella
Concessione onshore Area B.
Nel marzo 2023 Eni ha firmato un Memorandum of Understanding (MoU) con ADNOC per futuri pro-
getti congiunti in ambito di transizione energetica, sostenibilità e decarbonizzazione. L’accordo preve-
de di valutare potenziali opportunità nei settori delle energie rinnovabili, idrogeno blu e verde, cattura e
stoccaggio di CO
2
(CCS), riduzione delle emissioni di gas serra e metano, efficienza energetica, riduzio-
ne del flaring di routine e l’impegno nel Global Methane Pledge, per sostenere la sicurezza energetica
globale e traguardare una transizione energetica equa.
Indonesia Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il progetto di Merakes East nel blocco operato East
Sepinggan, nelle acque profonde del Kalimantan Orientale. Il progetto è stato approvato a seguito del
completamento delle attività di definizione del programma di sviluppo; (ii) il progetto di Maha nel Blocco
offshore di West Ganal (Eni 40%, operatore). Sono in corso le attività di definizione del programma di
sviluppo; (iii) le attività di upgrading delle facility di compressione gas nel blocco operato di Muara Bakau
(Eni 55%); e (iv) le attività ed iniziative 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 Redevelop-
ment Plan) per il progetto di Zubair, che consentirà di raggiungere il livello di plateau stabilito contrat-
tualmente pari a 700 mila barili/giorno. La capacità produttiva e le principali facility per raggiungere il
target produttivo sono state già installate e sono in corso le attività per la realizzazione dell’espansione
della capacità di trattamento. Le riserve presenti nel giacimento saranno messe progressivamente
in produzione attraverso la perforazione di pozzi produttivi addizionali nei prossimi anni attraverso
l’espansione della facility di raccolta e il completamento dei pozzi di reiniezione dell’acqua. In parti-
colare, sono in fase di realizzazione i progetti per assicurare la disponibilità di acqua per un adeguato
mantenimento della pressurizzazione del giacimento.
Nel febbraio 2022, in coerenza con gli obiettivi di sviluppo sostenibile, Eni – in collaborazione con l’U-
nione Europea e l’UNICEF – ha avviato un progetto in partnership con il Governatorato di Bassora volto
a migliorare 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) la costruzione di un nuovo edificio scolastico a Zubair, con completamento atteso
nel 2024, nonché interventi di ristrutturazione e fornitura di materiale alle scuole; (ii) la costruzione di
un dipartimento di medicina nucleare e di un nuovo reparto di oncologia pediatrica, in fase di comple-
tamento, presso il Basra Cancer Children Hospital; e (iii) l’avvio nel 2022 dell’impianto di fornitura di
acqua potabile di Al-Bardjazia nell’area di Zubair mentre prosegue la costruzione del nuovo impianto di
Al-Buradeiah a Bassora.
America
Messico Nel marzo 2023 l'attività esplorativa ha avuto esito positivo con la scoperta Yatzil nel Blocco
7 (Eni 45%, operatore).
Nel gennaio 2022 è stato firmato con l’Organizzazione delle Nazioni Unite per l’Educazione, la Scienza
e la Cultura (UNESCO) un memorandum d’intesa (MoU) quadriennale per identificare potenziali inizia-
tive progettuali congiunte che contribuiscano allo sviluppo sostenibile dell’economia locale attraverso
la protezione del patrimonio naturale e culturale, la diversificazione economica e per rispettare e pro-
muovere i diritti umani e l’inclusione.
Le attività di sviluppo dell’anno hanno riguardato il programma di sviluppo full field della licenza ope-
rata Area 1 ed in particolare il completamento della prima fase con: (i) l’avvio produttivo nel febbraio
2022 della FPSO Miamte presso il campo di Miztón, con conseguente ramp-up produttivo dell’area.
Nel corso dell’anno sono state completate le attività di drilling dei pozzi di produzione e iniezione di
acqua; e (ii) lo start-up della piattaforma di Amoca WHP-1 nel marzo 2022. Le attività di drilling dei
pozzi produttori sono in corso.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202268
Il programma di sviluppo della licenza include una seconda fase che prevede la costruzione ed instal-
lazione di ulteriori due piattaforme nel campo di Amoca e Tecoalli.
Nell’ambito degli accordi di collaborazione con le Autorità locali nel campo della salute, dell’educazio-
ne, dell’ambiente nonché della diversificazione economica a supporto del miglioramento delle condi-
zioni di vita e dello sviluppo locale, nel corso dell’anno le attività hanno riguardato: (i) ristrutturazione
di edifici scolastici; (ii) attività di training e inclusione scolastica; (iii) iniziative volte al miglioramento
delle condizioni socio-economiche delle comunità con programmi di sviluppo in particolare dell’atti-
vità ittica; (iv) l’avvio di un programma a supporto dello sviluppo giovanile; e (v) campagne di sensibi-
lizzazione nell’ambito dell’accesso all’energia, della protezione ambientale e nelle tematiche sociali.
Iniziative di carbon offset
Eni riconosce e sostiene il processo di transizione dell’economia verso un modello low carbon e su tale
base ha elaborato una strategia di decarbonizzazione dei prodotti e dei processi industriali del Gruppo
che traguarda l’azzeramento netto delle emissioni Scope 1+2+3 al 2050. Eni prevede di compensare le
proprie emissioni residue facendo leva sulle iniziative di Natural Climate Solutions e sull’applicazione di
soluzione tecnologiche in vari ambiti, con l’obiettivo di massimizzare progressivamente la componente di
carbon removal. Tali iniziative permetteranno di disporre di un portafoglio annuale di crediti di carbonio in
grado di compensare emissioni residue per un volume inferiore ai 25 milioni di tonnellate di CO
2
nel 2050.
Natural Climate Solutions
Nell’ambito delle soluzioni basate sulla natura (Natural Climate Solutions - NCS), dal 2019 Eni ha av-
viato iniziative focalizzate sulla protezione, conservazione e gestione sostenibile delle foreste, princi-
palmente 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 migliorare
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 Nazio-
nali e con gli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDGs) delle Nazioni Unite.
A tale scopo, Eni ha costruito nel tempo una solida rete di accordi con sviluppatori internazionali di
progetti REDD+. La collaborazione con tali sviluppatori consente a Eni di monitorare lo sviluppo e
l’implementazione dei progetti d’interesse, nell’ottica di verificarne l’aderenza allo schema REDD+ e
l’applicazione degli standard più elevati, riconosciuti a livello internazionale, per la certificazione della
riduzione delle emissioni di carbonio (Verified Carbon Standard - VCS) con risultati socio-ambientali
(Climate Community & Biodiversity Standards - CCB).
Le principali iniziative di protezione e conservazione delle foreste sostenute da Eni sono: Luangwa
Community Forest Project (LCFP) e Lower Zambezi REDD+ Project (LZRP) in Zambia, Kulera in Ma-
lawi, Ntakata Mountains in Tanzania e Amigos de Calakmul, in Messico. Nel 2022 i crediti generati da
questi progetti sono stati pari a circa 3,5 milioni di tonnellate di CO
2
.
Nel corso del 2022 sono stati finalizzati accordi per lo sviluppo di progetti futuri in Costa d’Avorio,
Kenya e Mozambico per i quali sono in corso studi di fattibilità.
Nel novembre 2022 è stato firmato un accordo con il Rwanda Development Board e la start-up tech
no-profit Rainforest Connection in Ruanda, al fine di testare l’applicazione di tecnologie di intelligenza
artificiale nell’ambito della protezione e conservazione delle foreste.
Eni prosegue nella valutazione di ulteriori iniziative NCS nell’ambito del ripristino e della gestione so-
stenibile degli ecosistemi in Africa, America Latina ed Asia.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 69
Progetti tecnologici
L’applicazione di soluzioni tecnologiche in vari ambiti rappresenta un’ulteriore leva di compensazione
delle emissioni residue. In particolare, Eni ha avviato progetti per promuovere l’adozione di fornelli mi-
gliorati (Improved Cookstoves, ICS) per la cottura dei cibi in contesti di povertà energetica e continua a
valutare opportunità nei settori delle energie rinnovabili, della gestione dei rifiuti, del miglioramento di
pratiche agricole, che assicurino, oltre alla mitigazione del cambiamento climatico, significativi benefi-
ci sociali e ambientali sugli stakeholder locali.
Le iniziative identificate oltre che garantire la compensazione delle emissioni generando crediti di alta
qualità, certificati secondo i più elevati standard internazionali a livello ambientale (Verified Carbon
Standard - VCS), contribuiscono al raggiungimento degli obiettivi di sviluppo sostenibile SDGs (Sustai-
nable Development Verified Impact Standard - SD VISta).
Nel giugno 2022 Eni ha avviato in Costa d’Avorio un programma di distribuzione di fornelli migliorati a
famiglie vulnerabili. Il progetto prevede la distribuzione di 100.000 ICS su un periodo di 6 anni a partire
già da quest’anno, dalla Regione di Gbêkê, raggiungendo oltre 300.000 persone. I fornelli, prodotti
nel Paese, contribuiscono allo sviluppo locale e alla creazione di valore sostenibile. Questa iniziativa
integra e rafforza la strategia di decarbonizzazione di Eni nello sviluppo della scoperta di Baleine. Il
progetto genererà crediti di carbonio di alta qualità certificati dallo standard internazionale VERRA, pari
a circa 1 milione di VCU (Verified Carbon Units) nei prossimi 10 anni.
Sono previste iniziative analoghe in diversi Paesi, tra i quali Mozambico, Congo, Kenya e Ruanda.
Iniziative agri-feedstock
Nel corso dell’anno Eni ha finalizzato accordi con le Autorità del Mozambico, Benin e Ruanda, non-
ché nel 2021 con Kenya, Congo, Angola, Kazakhstan e Costa d’Avorio con l’obiettivo di promuovere
iniziative agricole di coltivazione di piante oleaginose da utilizzare come feedstock (cariche Low ILUC
- Indirect Land Use Change) per le bioraffinerie Eni, valorizzando aree marginali non destinabili alla
catena alimentare.
Il piano di sviluppo delle attività individuate 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 filiera 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 definizione di ulteriori programmi, in analogia al modello adottato, è in corso di
valutazione in altri Paesi.
In particolare, nell’ottobre 2022 è stato avviato l’export di olio vegetale dal Kenya per la bioraffineria
Eni di Gela. L’olio vegetale è prodotto nell’agri-hub di Makueni, avviato a luglio 2022. Il programma
di sviluppo nel Paese prevede di raggiungere 20.000 tonnellate nel 2023 dalla produzione attua-
le a fine 2022 di 2.500 tonnellate. La filiera produttiva in Kenya è certificata secondo lo schema
di sostenibilità ISCC-EU (International Sustainability and Carbon Certification), uno dei principali
standard volontari riconosciuti dalla Commissione europea per la certificazione di biocarburanti
(UE RED II).
Inoltre, l’accordo definito con il Kenya prevede anche attività di ingegneria finalizzate alla trasformazio-
ne dell’attuale raffineria di Mombasa in una bioraffineria per la produzione di HVO e Biojet; nonché la
raccolta dell’UCO (Used Cooking Oil) ai fini dell’utilizzo come feedstock.
Le altre attività in corso hanno riguardato: (i) in Congo, l’avvio della coltivazione con i primi 2 mila ettari
seminati. Sono state avviate le fasi di ingegneria e costruzione del primo Agri Hub con una capacità di
30 mila tonnellate/anno e start-up nel 2023. La capacità a regime prevede una produzione di 250 mila
tonnellate a partire dal 2027; (ii) in Mozambico, avviata la coltivazione di campi pilota nel novembre
2022 e l’attività di ingegneria per il primo Agri Hub con una capacità produttiva di 30 mila tonnellate/
anno e start-up nel 2023. La capacità a regime prevede una produzione di 200 mila tonnellate al 2027;
(iii) in Angola, sono iniziate le coltivazioni su campi pilota nel dicembre 2022, nella zona di Luanda.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202270
È stata identificata l’area per la costruzione dell’Agri Hub con una capacità produttiva prevista pari a 30
mila tonnellate/anno; (iv) in Costa d’Avorio, sono in corso le attività preliminari per la definizione della
filiera produttiva e la selezione dell’area per la realizzazione dell’impianto Agri Hub con start-up atteso
nel 2023; e (v) in Italia, avviato un progetto in partnership con la società Bonifiche Ferraresi, per valutare
lo sviluppo di coltivazioni per uso energetico, recuperando terreni degradati o inquinati, senza entrare in
competizione con la filiera alimentare.
In tutti i progetti avviati o in corso di sviluppo, le produzioni agricole risponderanno allo schema di
certificazione di sostenibilità ISCC-EU.
La produzione target complessiva è prevista successivamente raggiungere un volume di agri-feedstock
di oltre 700 mila tonnellate al 2026, grazie al contributo di tutte le iniziative previste.
Nel novembre 2022, in Ruanda, è stato firmato l’accordo con la National Industrial Research and Deve-
lopment Agency (Agenzia Nazionale Industriale per la Ricerca e lo Sviluppo) per massimizzare tecni-
che e know-how per la produzione di semi destinati alle iniziative agri-feedstock avviate da Eni in altri
Paesi africani.
Nell’ambito di tale modello di sviluppo, Eni ha finalizzato una partnership strategica con il Gruppo
Bonifiche Ferraresi con la costituzione nel 2021 della joint venture paritetica Agri-Energy. Nel 2022
la JV Agri-Energy ha avviato progetti di ricerca per sperimentare colture energetiche sostenibili, in
particolare con un progetto pilota in Sardegna. Inoltre, Agri-Energy fornirà supporto allo sviluppo dei
progetti Eni nei Paesi di interesse attraverso trasferimento di know-how, fornitura di sementi e prodotti
per l’agricoltura. Infine, oltre alla coltivazione di semi in terreni degradati o marginali, Eni ha ampliato le
sue tipologie di feedstock diversificando le cariche con scarti e residui agricoli.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 71
Global Gas & LNG Portfolio
~1.000
clienti business
€ 2.063 mln
utile operativo adjusted
più che triplicato vs. 2021
Sostituito il 50% del gas russo
grazie al gas equity e alle partnership
in Africa del Nord e Occidentale
Ingresso nei progetti
North Field East LNG
in Qatar e Congo LNG
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202272
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2022 2021 2020
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)
(a)
(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000
0,00 0,00 1,15
di cui: dipendenti 0,00 0,00 0,99
contrattisti 0,00 0,00 1,37
Vendite di gas naturale
(b)
(miliardi di metri cubi)
60,52 70,45 64,99
Italia 30,67 36,88 37,30
Resto d'Europa 27,41 28,01 23,00
di cui: Importatori in Italia 2,43 2,89 3,67
Mercati europei 24,98 25,12 19,33
Resto del mondo 2,44 5,56 4,69
Vendite di GNL
(c)
9,4 10,9 9,5
Dipendenti in servizio a fine periodo
(numero)
870 847 700
di cui: all'estero 588 571 410
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)
(a)
(milioni di tonnellate di CO
2
eq.)
2,09 1,01 0,36
(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 anche nel 2022 l’obiettivo di zero infortuni di dipendenti e contrattisti.
• Le emissioni dirette di GHG (Scope 1) pari a 2,09 milioni di tonnellate di CO
2
eq. evidenziano un trend in aumento per effetto
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 60,52 miliardi di metri cubi registrano una riduzione del 14,1% rispetto al 2021 (-9,93 miliardi di metri
cubi) a seguito delle minori vendite in Italia, in particolare nei segmenti PSV e industriale e nei mercati extraeuropei.
• Le vendite di GNL di 9,4 miliardi di metri cubi sono in diminuzione del 13,8% rispetto al 2021.
INIZIATIVE A SUPPORTO DELLA SICUREZZA ENERGETICA
Nell’ambito della strategia di aumento della produzione e dell’export di gas verso l’Italia, Eni ha sottoscritto accordi con alcuni
dei governi dei Paesi nei quali opera: nello specifico è stata firmata una lettera d’intenti con le autorità petrolifere della Repubbli-
ca del Congo con l’obiettivo di sviluppare un progetto di gas naturale liquefatto con avvio previsto nel 2023 e capacità a regime
di oltre 4,5 miliardi di metri cubi/anno nel 2025; in Algeria, Eni prevede di aumentare gradualmente i volumi di gas importati in
Italia attraverso il gasdotto Transmed nell’ambito dei contratti di fornitura di lungo termine in essere con Sonatrach, con conse-
gne incrementali di gas naturale a partire dal prossimo anno termico e un progressivo ramp-up fino a 9 miliardi di metri cubi/
anno nel 2024; in Egitto, con la società di Stato “EGAS” è stato concordato di valorizzare le riserve locali di gas incrementando
le attività nelle concessioni gestite congiuntamente e attraverso l’esplorazione near-field, con l’obiettivo di incrementare nei
prossimi anni la produzione e le esportazioni di gas verso l’Italia attraverso l’impianto di liquefazione di Damietta sino ad un
livello di circa 3 miliardi di metri cubi.
73ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Infine, a testimonianza dell’impegno Eni nel garantire la sicurezza degli approvvigionamenti, perse-
guendo al contempo gli obiettivi di decarbonizzazione, nel mese di gennaio 2023 è stata ulterior-
mente rafforzata la partnership tra Italia e Algeria. Eni e Sonatrach hanno firmato accordi strategici
per accelerare la riduzione delle emissioni e rafforzare la sicurezza energetica. Attraverso questi
accordi saranno identificate opportunità per la riduzione delle emissioni di gas serra e di gas meta-
no, definite iniziative di efficienza energetica, di sviluppo di fonti rinnovabili, nonché di produzione
di idrogeno verde e progetti di cattura e stoccaggio di anidride carbonica. Inoltre, verranno condotti
studi per individuare possibili misure di miglioramento della capacità di export di energia dall’Alge-
ria verso l’Europa.
SVILUPPO DEL BUSINESS GNL
Nel business del GNL, Eni è entrata a giugno nel progetto North Field East LNG del Qatar, il più grande
al mondo, espandendo la propria presenza in Medio Oriente e ottenendo l’accesso a un Paese leader
nella produzione di GNL. Nel mese di agosto, inoltre, è stato acquisito l’impianto di liquefazione gal-
leggiante Tango FLNG che sarà utilizzato in Congo, nell’ambito del progetto di sviluppo delle riserve
gas del Blocco Marine XII. L’impianto ha una capacità di produzione di GNL pari a circa 0,6 milioni di
tonnellate/anno (circa 1 miliardo di metri cubi standard/anno). Inoltre a dicembre nell’ambito dello
stesso progetto, è stato firmato un contratto chiavi in mano per la costruzione, l’installazione e le at-
tività di commissioning di una unità galleggiante FLNG con una capacità di 2,4 milioni di tonnellate/
anno, che insieme alla nave Tango FLNG acquistata in precedenza, accelererà il piano di sviluppo Eni
nell’area. La produzione di GNL è prevista raggiungere la capacità a plateau di 3 milioni di tonnellate/
anno nel 2025.
SVILUPPI DI PORTAFOGLIO
Nell’ambito dell’ottimizzazione del portafoglio, nel mese di gennaio 2023, è stata perfezionata l’o-
perazione di acquisto da parte di Snam del 49,9% delle partecipazioni detenute (direttamente e
indirettamente) da Eni nelle società che gestiscono i due gruppi di gasdotti internazionali che col-
legano l’Algeria all’Italia, in particolare i gasdotti onshore che si estendono dal confine tra Algeria e
Tunisia fino alla costa tunisina (TTPC) e i gasdotti offshore che collegano la costa tunisina all’Italia
(TMPC). Tali partecipazioni sono state conferite da Eni nella società SeaCorridor Srl della quale
Snam ha acquistato il 49,9% del capitale sociale, mentre il restante 50,1% continua ad essere de-
tenuto da Eni. Eni e Snam esercitano un controllo congiunto su SeaCorridor, sulla base dei principi
di governance paritetica.
Gas naturale
Approvvigionamenti
I volumi di gas naturale approvvigionati dalle società consolidate sono stati di 60,59 miliardi di metri
cubi, in riduzione di 10,39 miliardi di metri cubi, pari al 14,6% rispetto al 2021.
I volumi di gas approvvigionati all’estero (57,19 miliardi di metri cubi dalle società consolidate), impor-
tati in Italia o venduti sui mercati esteri, pari al 94% del totale, sono diminuiti rispetto al 2021 (-10,20
miliardi di metri cubi; -15,1%) a causa principalmente dei minori volumi approvvigionati in Russia (-13,01
miliardi di metri cubi), in Norvegia (-0,77 miliardi di metri cubi), nel Regno Unito (-0,74 miliardi di metri
cubi), in Libia (-0,56 miliardi di metri cubi) e Indonesia (-0,45 miliardi di metri cubi) parzialmente com-
pensati dai maggiori acquisti effettuati in Algeria (+1,74 miliardi di metri cubi) e negli altri mercati euro-
pei, in particolare Francia, Germania e Spagna (complessivamente l’incremento è stato di 5,72 miliardi
di metri cubi). Gli approvvigionamenti in Italia (3,40 miliardi di metri cubi) registrano una riduzione del
5,3% rispetto al periodo di confronto.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202274
Nel 2022, i principali flussi approvvigionati di gas equity derivano principalmente dalle produzioni: (i)
delle aree nel Mare del Nord britannico e norvegese (2,5 miliardi di metri cubi); (ii) dei giacimenti na-
zionali (2,1 miliardi di metri cubi); (iii) dell’Indonesia (0,8 miliardi di metri cubi); (iv) dei giacimenti libici
(0,6 miliardi di metri cubi).
I volumi di gas equity sono stati di circa 6 miliardi di metri cubi e hanno coperto circa il 10% del totale
delle disponibilità per la vendita.
APPROVVIGIONAMENTI DI GAS NATURALE
(miliardi di metri cubi) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %
ITALIA 3,40 3,59 7,47 (0,19) (5,3)
Russia 17,20 30,21 22,49 (13,01) (43,1)
Algeria (incluso il GNL) 11,86 10,12 5,22 1,74 17,2
Libia 2,62 3,18 4,44 (0,56) (17,6)
Paesi Bassi 1,39 1,41 1,11 (0,02) (1,4)
Norvegia 6,75 7,52 7,19 (0,77) (10,2)
Regno Unito 1,91 2,65 1,62 (0,74) (27,9)
Indonesia (GNL) 1,36 1,81 1,15 (0,45) (24,9)
Qatar (GNL) 2,56 2,30 2,47 0,26 11,3
Altri acquisti di gas naturale 8,11 2,39 5,24 5,72 239,3
Altri acquisti di GNL 3,43 5,80 3,76 (2,37) (40,9)
ESTERO 57,19 67,39 54,69 (10,20) (15,1)
TOTALE APPROVVIGIONAMENTI DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE 60,59 70,98 62,16 (10,39) (14,6)
Prelievi (immissioni) da (a) stoccaggio 0,00 (0,86) 0,52 0,86 100,0
Perdite di rete, differenze di misura ed altre variazioni (0,07) (0,04) (0,03) (0,03) (75,0)
DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE 60,52 70,08 62,65 (9,56) (13,6)
Disponibilità per la vendita delle società collegate 0,00 0,37 2,34 (0,37) (100,0)
TOTALE DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA 60,52 70,45 64,99 (9,93) (14,1)
VENDITE DI GAS PER ENTITÀ
(miliardi di metri cubi) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %
Vendite delle società consolidate 60,52 69,99 62,58 (9,47) (13,5)
Italia (inclusi autoconsumi) 30,67 36,88 37,30 (6,21) (16,8)
Resto d’Europa 27,41 27,69 21,54 (0,28) (1,0)
Extra Europa 2,44 5,42 3,74 (2,98) (55,0)
Vendite delle società collegate (quota Eni) 0,00 0,46 2,41 (0,46) (100,0)
Resto d’Europa 0,00 0,32 1,46 (0,32) (100,0)
Extra Europa 0,00 0,14 0,95 (0,14) (100,0)
TOTALE VENDITE GAS MONDO 60,52 70,45 64,99 (9,93) (14,1)
Vendite
Il mercato europeo del gas è stato caratterizzato dalla riduzione dei consumi causata dal clima mite
e come risposta ai prezzi elevati nei settori price sensitive come quello industriale. In tale scenario, la
domanda gas ha evidenziato un decremento rispetto al 2021 di circa il 10% nei consumi nazionali e
di circa il 13% nell’Unione Europea. Le vendite di gas naturale di 60,52 miliardi di metri cubi (inclusi gli
autoconsumi e la quota Eni delle vendite delle società collegate valutate a equity) hanno riportato una
riduzione di 9,93 miliardi di metri cubi rispetto al 2021, pari al 14,1% principalmente a seguito delle
minori vendite in Italia e nei mercati extraeuropei.
75ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
VENDITE DI GAS PER MERCATO
(miliardi di metri cubi) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %
ITALIA 30,67 36,88
37,30
(6,21) (16,8)
Grossisti 12,22 13,37
12,89
(1,15) (8,6)
PSV e borsa 9,31 12,13
12,73
(2,82) (23,2)
Industriali 2,89 4,07
4,21
(1,18) (29,0)
Termoelettrici 0,83 0,94
1,34
(0,11) (11,7)
Autoconsumi 5,42 6,37
6,13
(0,95) (14,9)
VENDITE INTERNAZIONALI 29,85 33,57
27,69
(3,72) (11,1)
Resto d'Europa 27,41 28,01
23,00
(0,60) (2,1)
Importatori in Italia 2,43 2,89
3,67
(0,46) (15,9)
Mercati europei: 24,98 25,12
19,33
(0,14) (0,6)
Penisola Iberica 3,93 3,75
3,94
0,18 4,8
Germania/Austria 3,58 0,69
0,35
2,89 418,8
Benelux 4,24 3,47
3,58
0,77 22,2
Regno Unito 1,92 2,65
1,62
(0,73) (27,5)
Turchia 7,62 8,50
4,59
(0,88) (10,4)
Francia 3,62 5,80
5,01
(2,18) (37,6)
Altro 0,07 0,26
0,24
(0,19) (73,1)
Mercati extra europei 2,44 5,56
4,69
(3,12) (56,1)
TOTALE VENDITE GAS MONDO 60,52 70,45
64,99
(9,93) (14,1)
GNL
VENDITE DI GNL
(miliardi di metri cubi) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %
Europa 7,0 5,4 4,8 1,6 29,6
Extra Europa 2,4 5,5 4,7 (3,1) (56,4)
TOTALE VENDITE GNL 9,4 10,9 9,5 (1,5) (13,8)
Le vendite in Italia pari a 30,67 miliardi di metri cubi sono in riduzione del 16,8%, principalmente per
effetto dei minori volumi commercializzati all’Hub e presso il settore industriale e dei grossisti. In di-
minuzione i ritiri degli importatori in Italia (2,43 miliardi di metri cubi; -15,9% rispetto al 2021) a seguito
della ridotta disponibilità di gas libico.
Le vendite sui mercati europei di 24,98 miliardi di metri cubi sono sostanzialmente in linea rispetto al 2021.
Le vendite nei mercati extra europei pari a 2,44 miliardi di metri cubi hanno registrato una riduzione
del 56,1% rispetto allo scorso esercizio (-3,12 miliardi di metri cubi) a seguito dei minori volumi GNL
commercializzati nei mercati asiatici.
Le vendite di GNL (9,4 miliardi di metri cubi, incluse nelle vendite gas mondo) diminuiscono del 13,8%
rispetto al 2021. Nel 2022 le principali fonti di approvvigionamento GNL sono state il Qatar, l’Egitto, la
Nigeria e l’Indonesia.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202276
Trasporto internazionale
Eni dispone dei diritti di trasporto su di un sistema di gasdotti europei e nordafricani funzionale all’im-
portazione 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.
I principali gasdotti 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 chi-
lometri); (iii) il gasdotto GreenStream, per l’importazione del gas libico composto da una linea di
516 chilometri; infine (iv) il gasdotto sottomarino Blue Stream che collega la Russia alla Turchia
attraverso il Mar Nero.
77ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
ENERGY
EVOLUTION
Andamento Operativo
Refining & Marketing e Chimica
Plenitude & Power
Attività Ambientali
Refining & Marketing e Chimica
1,1 mln ton/a
capacità di bioraffinazione
7,50 mln ton
vendite prodotti petroliferi rete Europa
€1.929 mln
utile operativo adjusted del settore
Accordo con PBF
per la costruzione
della bioraffineria
di St. Bernard
in Louisiana (USA)
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202280
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2022 2021 2020
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)
(a)
(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000
0,81 0,80 0,80
di cui: dipendenti 0,95 1,13 1,17
contrattisti 0,69 0,49 0,48
Lavorazioni bio
(migliaia di tonnellate)
543 665 710
Capacità di bioraffinazione
(milioni di tonnellate/anno)
1,1 1,1 1,1
Tasso di utilizzo medio delle bioraffinerie
(%)
53 65 63
Grado di conversione del sistema di raffinazione
tradizionale
42 49 54
Tasso di utilizzo medio degli impianti di raffinazione
tradizionale
79 76 69
Vendite di prodotti petroliferi rete Europa
(milioni di tonnellate)
7,50 7,23 6,61
Stazioni di servizio rete Europa a fine periodo
(numero)
5.243 5.314 5.369
Erogato medio per stazioni di servizio rete Europa
(migliaia di litri)
1.587 1.521 1.390
Grado di efficienza della rete
(%)
1,20 1,19 1,22
Produzione di prodotti petrolchimici
(migliaia di tonnellate)
6.775 8.476 8.073
Vendite di prodotti petrolchimici 3.676 4.451 4.339
Tasso di utilizzo medio degli impianti petrolchimici
(%)
59 66 65
Dipendenti in servizio a fine periodo
(numero)
13.132 13.072 11.471
di cui all'estero 4.146 4.044 2.556
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)
(a)
(milioni di tonnellate di CO
2
eq.)
6,00
6,72 6,65
Emissioni di GHG (Scope 1)/quantità lavorate in ingresso
(materie prime e semilavorate) dalle raffinerie
(tonnellate di CO
2
eq./migliaia di tonnellate)
233 228 248
(a) Calcolato sul 100% degli asset operati.
PERFORMANCE DELL’ANNO
• L’indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro (0,81) evidenzia un lieve incremento rispetto al 2021, principal-
mente a causa dell’incremento degli infortuni occorsi presso il personale contrattista.
• Le emissioni dirette di GHG (Scope 1) hanno registrato una riduzione (-11%) rispetto al 2021, grazie principalmente al settore della
chimica, a seguito del nuovo assetto di Porto Marghera.
• Le emissioni dirette di GHG (Scope 1)/quantità lavorate in ingresso (materie prime e semilavorate) delle raffinerie risultano in aumento
del 2% rispetto al 2021.
• Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio (esclusi i volumi lavorati presso ADNOC Refining) nel 2022 sono state di
18,84 milioni di tonnellate, sostanzialmente invariati rispetto al periodo di confronto.
• In riduzione i volumi di lavorazione di oli vegetali in un contesto di scenario particolarmente depresso (543 milioni di tonnellate, -18%
rispetto al 2021).
• Vendite sulla rete in Italia (5,38 milioni di tonnellate) in aumento rispetto al 2021 (+5,1%) per la progressiva riapertura dell’economia e
maggiore mobilità delle persone. Quota di mercato pari a 21,7% (22,2% nel 2021).
• Le vendite di prodotti petrolchimici di 3,68 milioni di tonnellate sono diminuite del 17,4%, le principali riduzioni hanno riguardato il seg-
mento delle olefine, degli elastomeri e del polietilene.
81ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
SVILUPPI DI BUSINESS
A gennaio 2023, nell’ambito della strategia satellitare di Eni di creare nuove entità dedicate per accele-
rare la decarbonizzazione del portafoglio clienti del Gruppo (emissioni Scope 3), è stata costituita Eni
Sustainable Mobility. Questa società integrata verticalmente supporterà la transizione energetica di
Eni abbinando all’offerta di carburanti sempre più sostenibili, servizi avanzati dedicati agli automobilisti
in Italia e in Europa, facendo leva su una rete di 5 mila stazioni di servizio, che saranno potenziate per
supportare anche la mobilità elettrica e quella basata sull’idrogeno. Eni Sustainable Mobility gestirà le
bioraffinerie di Eni, il business del biometano e proseguirà lo sviluppo di nuovi progetti, tra cui quelli di
Livorno e Pengerang in Malesia, attualmente in fase di valutazione.
In linea con il percorso di transizione energetica nel corso del 2022 è proseguito lo sviluppo della chimi-
ca da fonti rinnovabili attraverso il rafforzamento della partnership con Novamont. È stato riconfermato
l’impegno su Matrìca – la jv costituita tra Versalis e Novamont a Porto Torres e specializzata nella pro-
duzione di bioprodotti da fonti rinnovabili – con l’obiettivo di valorizzarne tecnologie e asset produttivi
per il pieno sviluppo dei prodotti, anche in filiere integrate con le due società, nei mercati di riferimento,
puntando sul loro sviluppo e crescita. In questo contesto sono anche stati ridefiniti gli accordi tra gli
azionisti: Versalis ha aumentato la sua partecipazione in Novamont dal 25% al 35%.
SVILUPPI NELLA BIORAFFINAZIONE E BIOFEEDSTOCK
Ad ottobre, partito il primo cargo di olio vegetale per la bioraffinazione, prodotto nell’agri-hub Eni di
Makueni in Kenya, diretto alla bioraffineria di Gela. L’olio vegetale è ottenuto tramite la spremitura di
sementi di ricino, di croton e di cotone. La produzione iniziale di 2.500 tonnellate nel 2022 è prevista
salire rapidamente a 20.000 tonnellate nel 2023. Questo progetto segna l’avvio dell’innovativo modello
di agribusiness di Eni, integrato verticalmente con le bioraffinerie ed in grado di fornire materie prime so-
stenibili non concorrenti con la filiera alimentare e di dare un contributo significativo allo sviluppo locale
e all’economia circolare. Questo modello sarà replicato in altri Paesi africani, partner Eni di lunga data.
Inoltre, sempre nel mese di ottobre si è concluso l’approvvigionamento dell’olio di palma per le bioraffi-
nerie Eni, sostituito integralmente da materie prime sostenibili.
Nell’ambito della strategia di decarbonizzazione di Eni e con l’obiettivo di aumentare la disponibilità di
prodotti decarbonizzati e sostenibili e di traguardare i target di riduzione delle emissioni Scope 1+2+3,
ad ottobre è stato avviato uno studio di fattibilità economica della costruzione e gestione di una bioraffi-
neria a Livorno. Il progetto prevede tre nuovi impianti per la produzione di biocarburanti idrogenati: un’u-
nità di pretrattamento delle cariche biogeniche, un impianto Ecofining™ da 500 mila tonnellate/anno e
un impianto per la produzione di idrogeno da gas metano. Il piano di trasformazione della raffineria di
Livorno sarà oggetto di un percorso di confronto con le istituzioni del territorio e con le organizzazioni
sindacali di categoria nell’ambito del modello relazioni industriali partecipativo e inclusivo.
Nel mese di dicembre Eni, Euglena e Petronas hanno avviato una collaborazione per valutare la fattibi-
lità economica di costruzione e gestione di una bioraffineria in Malesia nel Pengerang Integrated Com-
plex (PIC). I tre partner stanno effettuando gli studi di fattibilità tecnica ed economica per il progetto
proposto. Si prevede che la decisione sull’investimento venga presa entro il 2023 e che l’impianto possa
essere operativo entro il 2025. La capacità di lavorazione attesa della bioraffineria è di circa 650 mila
tonnellate l’anno con una capacità produttiva prevista fino a 12.500 barili al giorno di biocarburante
(SAF, HVO e bionafta), lavorati a partire da materie prime che non sono in competizione con la filiera
alimentare. La bioraffineria utilizzerà la tecnologia Honeywell UOP’s Ecofining™, sviluppata da Eni in
collaborazione con Honeywell UOP.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202282
A febbraio 2023, è stato annunciato un accordo di collaborazione con la società di raffinazione PBF
relativo al progetto di bioraffinazione St. Bernard Renewables LLC (SBR) in fase di costruzione in
Louisiana (Stati Uniti d’America) attraverso una JV paritetica. L’operazione, soggetta alle consuete
condizioni di closing, prevede da parte della consociata Eni Sustainable Mobility un apporto di capi-
tale pari a $835 milioni e delle tecnologie di bioraffinazione. L’avvio dell’impianto è atteso nella prima
metà del 2023 con l’obiettivo di una capacità di trattamento di circa 1,1 mln di tonnellate/anno per la
produzione principalmente di HVO Diesel.
INIZIATIVE DI MOBILITÀ SOSTENIBILE
Nell’ambito del percorso finalizzato alla decarbonizzazione dei trasporti e della mobilità, Eni ha sotto-
scritto una lettera d’intenti con Iveco, volta allo sviluppo di una piattaforma integrata di mobilità soste-
nibile per le flotte di veicoli commerciali, attraverso l’offerta di mezzi innovativi alimentati con biocar-
buranti e vettori energetici sostenibili, quali il biocarburante HVO (Hydrotreated Vegetable Oil, o Olio
Vegetale Idrogenato), il biometano, l’idrogeno e l’elettrico, e delle relative infrastrutture.
Tra gli ambiti di collaborazione è previsa l’offerta di HVO puro al 100% rivolta ai veicoli pesanti IVECO
dotati di motorizzazione compatibile. Il biocarburante di alta qualità HVO ha origine vegetale e da scarti,
prodotto attraverso la tecnologia proprietaria Ecofining™ nelle bioraffinerie Eni di Venezia e Gela. L’HVO
puro al 100% consente di abbattere le emissioni di CO
2
(calcolate lungo tutto il ciclo di vita) tra il 60% e
il 90% rispetto al mix fossile di riferimento.
Inoltre, Eni e IVECO intendono accelerare la disponibilità sul mercato del biometano, combustibile rin-
novabile ottenuto da scarti agroindustriali, sia compresso (CNG) sia liquefatto (LNG), anche attraverso
possibili partnership in Italia e all’estero.
Per lo sviluppo dei progetti di decarbonizzazione del trasporto aereo, Eni ha firmato a dicembre un ac-
cordo con DHL Express Italy e con il Gruppo SEA, che gestisce l’aeroporto di Milano Malpensa e Milano
Linate per la sperimentazione di Eni Biojet, il SAF (Sustainable Aviation Fuel) miscelato al 20% con JetA1
e prodotto esclusivamente da materie prime di scarto, grassi animali e oli vegetali esausti. Nel 2022,
alcuni voli partenti da Malpensa sono stati alimentati anche con SAF prodotti da Eni presso la Raffineria
di Livorno in partnership con la bioraffineria di Gela.
A febbraio 2023, è stato firmato un Memorandum of Understanding (MoU) con Saipem, con l’o-
biettivo di utilizzare carburanti di natura biogenica sui mezzi navali di perforazione e costruzione
di Saipem, con particolare riferimento alle operazioni nell’area del Mar Mediterraneo. Tale accordo
rappresenta un’importante milestone per Eni e Saipem, a conferma dell’impegno reciproco nella
diversificazione delle fonti energetiche e nella riduzione dell’impronta carbonica nelle operazioni
offshore.
Nell’ambito dello sviluppo della mobilità ad idrogeno, è stata inaugurata a giugno una nuova Eni
Station a Mestre (Venezia), prima in Italia, in ambito urbano e aperta al pubblico per il rifornimento
di idrogeno per la mobilità su strada. L’impianto è dotato di due punti di erogazione, con una poten-
zialità di oltre 100 kg/giorno, che possono caricare autoveicoli in circa 5 minuti e autobus.
Inoltre nel mese di ottobre, due progetti di sviluppo di idrogeno verde di Eni ed Enel Green Power sono
stati inseriti tra i beneficiari italiani del supporto pubblico autorizzato dalla Commissione europea
nell’ambito di IPCEI Hy2Use, il progetto comune di interesse europeo nato per sostenere la catena del
valore dell’idrogeno. I due elettrolizzatori dalla capacità di 20 MW e 10 MW saranno realizzati rispetti-
vamente all’interno della bioraffineria Eni di Gela, in Sicilia, e della raffineria Eni di Taranto. Entrambi gli
impianti adotteranno la tecnologia PEM (polymer electrolyte membrane).
83ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
SMART MOBILITY
In coerenza con la strategia di decarbonizzazione, nel 2022 è stata ampliata la collaborazione tra Eni
e XEV, attraverso la firma di un accordo di cooperazione per la ricerca e sviluppo di sistemi di mobilità
sostenibile in grado di diminuire gli impatti ambientali dei veicoli, per lo sviluppo della tecnologia del bat-
tery swapping e per l’assemblaggio delle autovetture della casa automobilistica. L’accordo sottoscritto
ha l’obiettivo di sviluppare congiuntamente il settore delle city car elettriche, in particolare l’implementa-
zione della tecnologia del battery swapping di XEV e l’eventuale assemblaggio dei veicoli XEV, o parti di
essi, nel territorio italiano nonché la gestione del ciclo di vita delle batterie delle auto, dalla produzione
al montaggio, manutenzione e fine vita tramite riciclo.
Nel corso del 2022, la flotta Enjoy è stata ampliata mediante l’introduzione delle city car XEV YOYO
nelle città di Torino, Bologna, Firenze e Milano. La XEV YOYO è un’automobile elettrica sempre
operativa grazie al battery swapping, la sostituzione della batteria in alternativa alla ricarica dalle
colonnine.
ECONOMIA CIRCOLARE E CHIMICA GREEN
Nell’ambito delle iniziative volte allo sviluppo dell’economia circolare, Versalis nel mese di giugno 2022
ha annunciato l’avvio dell’utilizzo di imballaggi realizzati con materia prima riciclata da packaging indu-
striali post-consumo. A tal fine sono stati implementati due progetti, “Bag to Bag” e “Liner to Liner”, fina-
lizzati alla creazione di un circuito virtuoso per il recupero e il riciclo di sacchi industriali di imballaggio
in polietilene e a reimmetterli nel sistema. Nel progetto “Bag to Bag” i sacchi sono realizzati con il 50%
di materiale riciclato e risultano interamente riciclabili. Il progetto ha superato la fase di test in tutti i siti
operativi Versalis. Attualmente è in corso il loro utilizzo negli stabilimenti a Ragusa e a Ferrara ed entro
l’anno sarà operativo anche a Brindisi e presso le controllate estere a Dunkerque e Oberhausen.
Nel “Liner to Liner”, sviluppato e applicabile principalmente nel sito di Brindisi, i rivestimenti interni
dei container utilizzati per il trasporto di polietilene sfuso, denominati Liner, sono inviati a riciclo e
trasformati in nuovi, contenenti il 50% di plastica riciclata. Le due iniziative contribuiscono a ridurre il
consumo di materia prima vergine del 50% (Bag to Bag) e 50% (Liner to Liner), con una conseguente
riduzione anche in termini di CO
2
.
Nell’ambito della trasformazione del sito di Porto Marghera è stato siglato un nuovo accordo con Fo-
rever Plast, società italiana leader a livello europeo nel settore del riciclo della plastica post-consumo.
L’intesa prevede l’acquisizione, in via esclusiva, della licenza per la realizzazione di un impianto di riciclo
meccanico avanzato per la trasformazione di rifiuti plastici selezionati ottenuti dalla raccolta differen-
ziata, in particolare polistirene e polietilene alta densità. L’impianto, il cui avvio è previsto nel 2024 avrà
una capacità di trasformazione di rifiuti plastici di circa 50 mila tonnellate/anno con cui verranno pro-
dotti compound di polimeri riciclati.
L’accordo comprende inoltre l’estensione del contratto con Forever Plast, che permetterà di garantire
i volumi per la crescita del portafoglio Versalis di prodotti riciclati e di consolidarne l’attuale vantag-
gio competitivo: la Società ha già avviato una collaborazione grazie alla quale sono stati sviluppati i
nuovi compound di polistirene con contenuto di riciclato fino al 75% a marchio Versalis Revive
®
, già
disponibili sul mercato, destinati a imballaggi alimentari, isolamento termico e al settore elettrico.
A dicembre, Versalis ha acquisito da DSM la tecnologia per la produzione di enzimi per etanolo di se-
conda generazione. La tecnologia sarà applicata nello stabilimento di Crescentino e si integra con la
tecnologia proprietaria Proesa
®
per la produzione di bioetanolo sostenibile e di prodotti chimici da bio-
masse lignocellulosiche.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202284
Refining & Marketing
Approvvigionamento e commercializzazione
Nel 2022 sono state acquistate 19,15 milioni di tonnellate di petrolio (18,85 milioni di tonnellate nel
2021) di cui 5,02 milioni di tonnellate dal settore Exploration & Production, 11,50 milioni di tonnellate
sul mercato spot e 2,63 milioni di tonnellate dai Paesi produttori con contratti a termine. La ripartizione
degli acquisti per area geografica è la seguente: 36% dall’Asia Centrale, 18% dall’Africa Settentrionale,
17% dal Medio Oriente, 11% dall’Italia, 6% dall’Africa Occidentale, 5% dalla Russia
1
, 3% dal Mare del Nord
e 4% da altre aree.
ACQUISTI
(milioni di tonnellate) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %
Greggi equity 5,02 3,85 3,55 1,17 30,4
Altri greggi 14,13 15,00 13,82 (0,87) (5,8)
Totale acquisti di greggi 19,15 18,85 17,37 0,30 1,6
Acquisti di semilavorati 0,07 0,26 0,11 (0,19) (73,1)
Acquisti di prodotti 10,66 10,66 10,31
TOTALE ACQUISTI 29,88 29,77 27,79 0,11 0,4
Consumi per produzione di energia elettrica (0,31) (0,31) (0,35)
Altre variazioni
(a)
(1,57) (0,89) (0,69) (0,68) (76,4)
TOTALE DISPONIBILITÀ 28,00 28,57 26,75 (0,57) (2,0)
(a) Include le variazioni delle scorte, i cali di trasporto, i consumi e le perdite.
Raffinazione
Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio nel 2022 ammontano a 18,84 milioni di ton-
nellate, sostanzialmente in linea rispetto al 2021, le minori lavorazioni in Italia sono state compensate
da maggiori volumi processati presso le raffinerie in Germania.
In Italia i volumi processati pari a 16,12 milioni di tonnellate sono in leggera diminuzione rispetto al
2021 (-2,4%): le minori lavorazioni presso la raffineria di Livorno sono state in parte bilanciate dalle
maggiori lavorazioni di Milazzo che hanno beneficiato dello scenario favorevole.
All’estero le lavorazioni in conto proprio di 2,72 milioni di tonnellate sono aumentate di circa 450 mila
tonnellate (+19,8%) facendo leva su uno scenario favorevole nonché sulle minori fermate rispetto al
periodo di confronto. Le lavorazioni complessive sulle raffinerie di proprietà sono state di 13,25 milioni
di tonnellate, in riduzione del 5,4% (pari a 0,76 milioni di tonnellate).
Il tasso di utilizzo degli impianti, rapporto tra le lavorazioni e la capacità bilanciata, è pari al 79%.
Il 26,8% del petrolio lavorato è di produzione Eni, in aumento rispetto al 2021 (21%).
Bioraffinazione
I volumi di biofeedstock processati sono pari a 543 mila tonnellate in diminuzione del 18,3% rispetto
al 2021, (-122 mila tonnellate), a seguito delle maggiori fermate presso la bioraffineria di Gela, tale
riduzione è stata solo in parte compensata dalle maggiori lavorazioni presso la bioraffineria di Venezia
(+33 mila tonnellate).
(1) Successivamente al primo trimestre 2022, con l’aggressione militare della Russia all’Ucraina, Eni ha interrotto l’acquisto di greggio
Russo cargo market; la raffineria PCK nel corso dell’anno ha continuato a rifornirsi di greggio Ural attraverso l’oleodotto di Druzbha.
La riduzione di greggi acquistati dalla Russia è stata compensata con volumi provenienti dall’Asia centrale e dal Nord Africa.
85ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Inoltre, l’incidenza dell’olio di palma nella produzione di biodiesel è stata ridotta di circa 28 punti percen-
tuali rispetto al 2021 grazie all’avvio della linea BTU, Biomass Treatment Unit, presso Gela che a regime
consentirà di utilizzare fino al 100% biomasse non in competizione con la filiera alimentare.
Ad ottobre Eni ha definitivamente concluso l’approvvigionamento di olio di palma in uso nelle bioraffi-
nerie di Venezia e Gela per la produzione di biocarburanti idrogenati.
Nel 2022 sono state esitate produzioni di biocarburanti (HVO) per circa 428 mila tonnellate secondo le
certificazioni in uso (Direttive Europee RED e correlate), in riduzione del 27%.
DISPONIBILITÀ DI PRODOTTI PETROLIFERI
(milioni di tonnellate) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %
ITALIA
Lavorazioni sulle raffinerie di proprietà 13,25 14,01 12,72 (0,76) (5,4)
Lavorazioni in conto terzi (1,70) (1,71) (1,75) 0,01 0,6
Lavorazioni sulle raffinerie di terzi 4,57 4,21 3,85 0,36 8,6
Lavorazioni in conto proprio 16,12 16,51 14,82 (0,39) (2,4)
Consumi e perdite (1,11) (1,11) (0,97) 0,00 0,4
Prodotti disponibili da lavorazioni 15,01 15,40 13,85 (0,39) (2,5)
Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte 7,02 7,38 7,18 (0,36) (4,9)
Prodotti finiti trasferiti al ciclo estero (0,40) (0,67) (0,66) 0,27 40,3
Consumi per produzione di energia elettrica (0,31) (0,31) (0,35) 0,00 0,0
Prodotti venduti 21,32 21,80 20,02 (0,48) (2,2)
Totale lavorazioni bio 0,54 0,67 0,71 (0,13) (19,4)
ESTERO
Lavorazioni in conto proprio 2,72 2,27 2,18 0,45 19,8
Consumi e perdite (0,19) (0,18) (0,17) (0,01) (5,6)
Prodotti disponibili da lavorazioni 2,53 2,09 2,01 0,44 21,1
Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte 3,54 3,41 3,39 0,13 3,8
Prodotti finiti trasferiti dal ciclo Italia 0,40 0,67 0,66 (0,27) (40,3)
Prodotti venduti 6,47 6,17 6,06 0,30 4,9
Lavorazioni in conto proprio in Italia e all'estero 18,84 18,78 17,00 0,06 0,3
di cui: lavorazioni in conto proprio di greggi equity 5,02 3,86 3,55 1,16 30,1
Vendite di prodotti petroliferi in Italia e all'estero 27,79 27,97 26,08 (0,18) (0,6)
Vendite di greggi 0,21 0,60 0,67 (0,39) (65,0)
TOTALE VENDITE 28,00 28,57 26,75 (0,57) (2,0)
Distribuzione di prodotti petroliferi
Le vendite di prodotti petroliferi (27,79 milioni di tonnellate) sono diminuite di 0,18 milioni di tonnellate
rispetto al 2021, pari allo 0,6%, la riduzione delle vendite in Italia è stata solo in parte bilanciata dai
maggiori volumi venduti all’estero.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202286
VENDITE PER PRODOTTO/CANALE
(milioni di tonnellate) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %
Italia 11,57 11,14 10,31 0,43 3,8
Vendite rete 5,38 5,12 4,56 0,26 5,1
Benzina 1,49 1,38 1,16 0,11 8,0
Gasolio 3,54 3,38 3,10 0,16 4,7
GPL 0,32 0,31 0,27 0,01 3,2
Altri prodotti 0,03 0,05 0,03 (0,02) (40,0)
Vendite extrarete 6,19 6,02 5,75 0,17 2,7
Gasolio 3,04 3,11 3,11 (0,07) (2,3)
Oli combustibili 0,04 0,03 0,02 0,01 33,3
GPL 0,16 0,17 0,18 (0,01) (5,9)
Benzina 0,43 0,34 0,30 0,09 26,5
Lubrificanti 0,05 0,08 0,08 (0,04) (43,8)
Bunker 0,48 0,59 0,63 (0,11) (18,6)
Jet fuel 1,50 0,92 0,70 0,58 63,0
Altri prodotti 0,49 0,78 0,73 (0,29) (37,2)
Estero (rete + extrarete) 5,08 4,82 4,93 0,26 5,4
Benzina 1,11 1,06 1,13 0,05 4,7
Gasolio 2,92 2,78 2,73 0,14 5,0
Jet fuel 0,11 0,07 0,09 0,04 57,1
Oli combustibili 0,13 0,08 0,13 0,05 62,5
Lubrificanti 0,08 0,11 0,09 (0,03) (27,3)
GPL 0,53 0,53 0,50 0,00 0,0
Altri prodotti 0,20 0,19 0,26 0,01 5,3
TOTALE VENDITE RETE ED EXTRARETE 16,65 15,96 15,24 0,69 4,3
VENDITE RETE ITALIA
Le vendite sulla rete in Italia (5,38 milioni di tonnellate) sono in aumento rispetto al 2021 (0,26
milioni di tonnellate, +5,1%) come risultante della progressiva riapertura dell’economia e maggiore
mobilità delle persone nella prima parte dell’anno. L’erogato medio (1.445 mila litri) è aumentato
di 83 mila litri rispetto al 2021 (1.362 mila litri). La quota di mercato media del 2022 è del 21,7% in
diminuzione rispetto al 2021 (22,2%).
Al 31 dicembre 2022 la rete di distribuzione in Italia è costituita da 4.003 stazioni di servizio con una
riduzione di 75 unità rispetto al 31 dicembre 2021 (4.078 stazioni di servizio) per effetto del saldo
negativo tra aperture e risoluzioni di contratti di convenzionamento (-90 unità), del saldo negativo tra
aperture e chiusure sulla rete di proprietà (-9 unità), compensati dall’incremento delle stazioni di ser-
vizio in affitto (+24 unità).
VENDITE DI PRODOTTI PETROLIFERI IN ITALIA E ALL’ESTERO
(milioni di tonnellate) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %
Rete 5,38 5,12 4,56 0,26 5,1
Extrarete 6,19 6,02 5,75 0,17 2,8
Petrolchimica 0,39 0,52 0,61 (0,13) (25,0)
Altre vendite 9,36 10,14 9,10 (0,78) (7,7)
Vendite in Italia 21,32 21,80 20,02 (0,48) (2,2)
Rete resto d'Europa 2,12 2,11 2,05 0,01 0,5
Extrarete resto d'Europa 2,44 2,19 2,40 0,25 11,4
Extrarete mercati extra europei 0,52 0,52 0,48
Altre vendite 1,39 1,35 1,13 0,04 3,0
Vendite all'estero 6,47 6,17 6,06 0,30 4,9
VENDITE DI PRODOTTI PETROLIFERI IN ITALIA E ALL'ESTERO 27,79 27,97 26,08 (0,18) (0,6)
87ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
VENDITE RETE RESTO D’EUROPA
Le vendite rete nel Resto d’Europa pari a 2,12 milioni di tonnellate sostanzialmente invariate rispetto al
2021, a seguito dei maggiori volumi venduti in Germania, Francia, Spagna e Austria hanno compensa-
to la riduzione registrata in Svizzera.
Al 31 dicembre 2022 la rete di distribuzione nel Resto d’Europa è costituita da 1.240 stazioni di servi-
zio, (+4 unità rispetto al 31 dicembre 2021) principalmente grazie alle aperture in Germania ed Austria,
bilanciate dalle riduzioni dei distributori in Svizzera e Francia. L’erogato medio (2.027 mila litri) è au-
mentato di 2 mila litri rispetto al 2021 (2.025 mila litri).
VENDITE SUL MERCATO EXTRARETE E ALTRE VENDITE
Le vendite extrarete in Italia pari a 6,19 milioni di tonnellate sono aumentate del 2,7% rispetto al 2021,
per effetto delle maggiori vendite di jet fuel per la ripresa del trasporto aereo che ha compensato le mi-
nori vendite presso tutti gli altri segmenti. Le vendite extrarete nel Resto d’Europa, pari a 2,44 milioni di
tonnellate, sono aumentate dell’11,4% rispetto al 2021, in particolare in Germania, Austria e Spagna. Le
vendite al settore Petrolchimica (0,39 milioni di tonnellate) sono in diminuzione del 25%. Le altre vendite
in Italia e all’estero (10,76 milioni di tonnellate) sono in riduzione di 0,74 milioni di tonnellate, -6,4% per
effetto delle minori vendite ad altre società petrolifere.
Chimica
DISPONIBILITÀ E VENDITE DI PRODOTTI
(migliaia di tonnellate) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %
Intermedi 4.897 6.284 5.861 (1.387) (22,1)
Polimeri 1.873 2.184 2.211 (311) (14,2)
Biochem 5 8 1 (3) ..
Produzioni di prodotti petrolchimici 6.775 8.476 8.073 (1.701) (20,1)
Moulding & Compounding 81 20 61
Totale produzioni 6.856 8.496 8.073 (1.640) (19,3)
Consumi e perdite (3.923) (4.590) (4.366) 667 14,5
Acquisti e variazioni rimanenze 819 565 632 254 45,0
Totale disponibilità 3.752 4.471 4.339 (719) (16,1)
Intermedi 2.158 2.648 2.539 (490) (18,5)
Polimeri 1.494 1.771 1.790 (277) (15,6)
Oilfield chemicals 21 24 9 (3) ..
Biochem 3 8 1 (5) ..
Vendite di prodotti petrolchimici 3.676 4.451 4.339 (775) (17,4)
Moulding & Compounding 76 20 56
Totale vendite 3.752 4.471 4.339 (719) (16,1)
Le vendite di prodotti petrolchimici di 3.676 mila tonnellate sono in diminuzione rispetto al 2021 (-775
mila tonnellate, pari al 17,4%). In particolare, le principali variazioni sono state registrate nelle olefine
(-22,8%) e negli elastomeri (-18,7%), nel polietilene (-16,4%) e negli di stirenici (-12,1%). Nel business
moulding & compounding le vendite sono state pari a 76 mila tonnellate.
I prezzi medi unitari nel business intermedi sono aumentati complessivamente del 34,2% rispetto al
2021, con gli aromatici e le olefine in crescita rispettivamente del 47,2% e del 32,4%. Si registra un
incremento del 22,0% rispetto al 2021 anche nel business polimeri.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202288
Le produzioni di prodotti petrolchimici di 6.775 mila tonnellate (-1.701 mila tonnellate rispetto al 2021)
risentono delle minori produzioni di intermedi (-1.387 mila tonnellate) in particolare olefine e aromatici.
I principali decrementi produttivi si sono registrati presso i siti di Porto Marghera (-821 mila tonnellate),
di Dunkerque (-563 mila tonnellate) e di Priolo (-164 mila tonnellate).
La capacità produttiva nominale è in calo rispetto al 2021. Il tasso di utilizzo medio degli impianti, cal-
colato sulla capacità nominale, è risultato pari al 59,0% inferiore rispetto al 2021 (66,0%).
Andamento per business
INTERMEDI
I ricavi degli intermedi (€2.368 milioni) sono aumentati del 9,3% (€202 milioni rispetto al 2021) per
effetto dell’incremento delle quotazioni.
Le vendite (2.158 migliaia di tonnellate) sono diminuite del 18,5% rispetto al 2021. Si registrano decre-
menti nelle olefine (-22,8%), negli aromatici (-15,3%) e nei derivati (-0,8%).
I prezzi medi unitari di vendita sono aumentati complessivamente del 34,2%, in particolare negli aro-
matici (+47,2%), nelle olefine (+32,4%) e nei derivati (+23,5%). Le produzioni di intermedi (4.897 mi-
gliaia di tonnellate) sono diminuite del 22,1% rispetto al 2021. Si registrano decrementi nelle olefine
(-24,3%) negli aromatici (-22,6%) e un lieve aumento nei derivati (+0,6%).
POLIMERI
I ricavi dei polimeri (€3.203 milioni) sono aumentati del 2,9% (€89 milioni rispetto al 2021) per ef-
fetto dell’incremento dei prezzi medi unitari. Il business degli stirenici ha beneficiato dei più elevati
prezzi di vendita (+25,8%), nonostante il calo dei volumi venduti (-12,1%) per minore disponibilità
di prodotto e riduzione della domanda generalizzata. La riduzione dei volumi è attribuibile princi-
palmente a AN (-33,1%), di EPS (-26,8%) e di GPPS (-11,5%), parzialmente compensati da maggiori
vendite di ABS (+11,9%).
Il decremento dei volumi venduti di elastomeri (-17,2%) è attribuibile al calo dei consumi europei ed
extraeuropei e alla scarsa competitività dei prezzi a causa degli elevati costi energetici. Si è registrato
un decremento sulle vendite di BR (-23,7%), SBR (-17,9%) e gomme NBR (-17,3%). Complessivamente
in riduzione i volumi venduti del business polietilene (-16,4%) con minori vendite di LDPE (-27,7%) di
EVA (-12,5%) e di HDPE (-10,6%); si rileva inoltre un aumento dei prezzi medi di vendita (13,4%). Le
produzioni di polimeri (1.873 migliaia di tonnellate) sono diminuite del 14,2% rispetto al 2021, per le
minori produzioni di polietilene (-17,3%), elastomeri (-17,2%) e stirenici (-10,0%).
OILFIELD CHEMICALS, BIOCHEM E MOULDING & COMPOUNDING
I ricavi del business oilfield chemicals (€83 milioni) sono aumentati del 26,6% (€17 milioni rispetto al
2021) per il mix combinato dell’aumento dei prezzi unitari dei formulati e dei servizi associati.
I ricavi del business biochem (€25 milioni) sono diminuiti di €35 milioni rispetto al 2021 essenzial-
mente per effetto della riduzione della produzione di disinfettante, dovuta al venir meno dell’emer-
genza sanitaria, controbilanciata in parte dalla vendita di energia elettrica con la centrale a pieno
regime.
I ricavi derivanti dal business del moulding & compounding (€327 milioni) si riferiscono alle attività di
compounding per €78 milioni, moulding per €108 milioni e per le attività Padanaplast per €141 milioni.
89ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Plenitude & Power
2,2 GW
capacità installata da fonti rinnovabili
100% solare ed eolica
10 mln
clienti retail e business
di gas ed elettricità
18,8 TWh
vendite retail energia elettrica
a clienti finali
13.000
punti di ricarica veicoli elettrici
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202290
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2022 2021 2020
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)
(a)
(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000
0,31 0,29 0,32
di cui: dipendenti 0,26 0,49 0,00
contrattisti 0,39 0,00 0,73
Plenitude
Vendite retail gas
(miliardi di metri cubi)
6,84 7,85 7,68
Vendite retail energia elettrica a clienti finali
(terawattora)
18,77 16,49 12,49
Clienti retail/business
(milioni di PDR)
10,07 10,04 9,7
Punti di ricarica veicoli elettrici
(a)
(migliaia)
13,1 6,2 3,4
Produzione di energia da fonti rinnovabili
(gigawattora)
2.553 986 340
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
(megawatt)
2.198 1.137 335
Power
Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi
(terawattora)
22,37 28,54 25,34
Produzione termoelettrica 21,37 22,31 20,95
Dipendenti in servizio a fine periodo 2.794 2.464 2.092
di cui: all'estero 698 600 413
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)
(b)
(milioni di tonnellate di CO
2
eq.)
9,76 10,03 9,63
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/energia elettrica
equivalente prodotta (Eni Power)
(b)
(gCO
2
eq./kWh eq.)
393
380 391
(a) Ai soli fini comparativi è stato inserito il dato 2020 proforma.
(b) Calcolato sul 100% degli asset operati.
PERFORMANCE DELL’ANNO
• L’indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro (0,31) è in lieve peggioramento rispetto al 2021, a seguito di
un unico evento occorso tra il personale contrattista.
• Le emissioni di GHG (Scope 1) registrano una riduzione del 3% rispetto al 2021 in linea con i minori livelli produttivi delle cen-
trali power.
• L’indice relativo alle emissioni di GHG (Scope 1) per unità di energia elettrica prodotta registra un aumento rispetto al 2021 a seguito
del maggiore impiego di syngas nel processo produttivo della centrale di Ferrera Erbognone.
• La produzione di energia da fonti rinnovabili è stata pari a 2.553 GWh, quasi triplicata rispetto al periodo di confronto (986 GWh nel
2021), principalmente per il contributo delle acquisizioni di asset in esercizio in Italia, negli Stati Uniti, in Francia e in Spagna nonché
dello sviluppo organico di progetti in Kazakhstan e USA.
• Al 31 dicembre 2022 la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 2.198 MW, di cui il 54% riferita a impianti fotovoltaici (inclusa
potenza installata di storage) ed il 46% a impianti eolici.
• Le vendite retail di gas sono pari a 6,84 miliardi di metri cubi, in riduzione del 13% rispetto al 2021, per effetto delle minori vendite in
Italia nel segmento residenziale e all’estero (in particolare in Francia).
• Le vendite retail di energia elettrica a clienti finali pari a 18,77 TWh sono in aumento del 14%, beneficiando della crescita in Italia e
dello sviluppo delle attività all’estero.
• I punti di ricarica dei veicoli elettrici installati a fine 2022 sono pari a oltre 13.000 unità, più che raddoppiati rispetto al 2021.
• Le vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi sono state di 22,37 TWh, in diminuzione del 21,6% a seguito dei minori volumi
commercializzati presso la borsa elettrica.
91ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
SVILUPPI DI PORTAFOGLIO
Nell’ambito dello sviluppo dei settori eolico e fotovoltaico, componente essenziale della strategia di cre-
scita, nel 2022 è proseguita l’espansione nel mercato nazionale ed internazionale delle energie rinnovabili,
con acquisizioni in grado di essere rapidamente integrate nel portafoglio Eni, in particolare:
• In Italia e Spagna, è stata avviata una nuova partnership con Infrastrutture SpA per lo sviluppo di pro-
getti solari ed eolici, attraverso l’acquisizione del 65% di Hergo Renewables SpA società che detiene
un portafoglio di progetti nei due Paesi con una capacità complessiva di circa 1,5 GW; inoltre è stato
acquisito il 100% di PLT (PLT Energia Srl e SEF Srl e rispettive controllate e partecipate), un gruppo
italiano integrato nella produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e nella fornitura di energia a
clienti retail. La Società acquisita include circa 90.000 clienti retail in Italia ed un portafoglio di capa-
cità di 1,6 GW. L’accordo consente a Plenitude di rafforzare la presenza nei due Paesi, consolidando
una piattaforma verticalmente integrata.
• Negli Stati Uniti, è stato acquisito (con closing gennaio 2023), attraverso la controllata statuniten-
se Eni New Energy US, Inc. l’impianto fotovoltaico di Kellam, da 81 MW, situato nel nord del Texas.
L’impianto, ceduto da Hanwha Qcells USA Corp., si aggiunge agli altri asset in Texas e nel resto degli
Stati Uniti in portafoglio di Plenitude, raggiungendo una capacità installata di 878 MW nel mercato
statunitense. L’operazione è stata realizzata con il supporto di Novis Renewables, LLC, la partnership
tra Eni New Energy US, Inc. e Renantis North America, Inc., esclusiva per gli Stati Uniti e dedicata allo
sviluppo di progetti solari, eolici e di stoccaggio. L’impianto è costruito su oltre 150 ettari di terreno e
l’energia prodotta sarà venduta a una compagnia elettrica locale.
Nell’ottica del rafforzamento della presenza nel settore eolico e per contribuire all’espansione della joint
venture norvegese Vårgrønn, Plenitude e HitecVision hanno sottoscritto un accordo con l’obiettivo di
consolidarne la presenza tra i più importanti player del settore eolico offshore. Plenitude, ad ottobre, ha
ceduto alla joint venture la sua quota del 20% in Dogger Bank (Regno Unito) che sta sviluppando impor-
tanti progetti eolici offshore. Grazie a questa operazione, HitecVision ha aumentato la propria quota di
partecipazione in Vårgrønn passando dal 30,4% al 35% attraverso un apporto di capitale.
Ai fini dell’ottimizzazione del portafoglio a dicembre 2022 Plenitude ha ceduto a Depa Infrastructure,
società greca controllata da Italgas, il 49% di Eda Thess (Thessaloniki Thessalia Gas Distribution S.A),
uno dei principali operatori del sistema infrastrutturale nel settore del gas in Grecia.
Infine, per sostenere il processo di transizione energetica, Plenitude nel corso del 2022 ha investito in so-
luzioni tecnologiche innovative, nello specifico è stato annunciato un investimento in EnerOcean S.L., una
società spagnola che sviluppa W2Power, una nuova tecnologia per impianti eolici galleggianti. L’accor-
do è strutturato come una partnership di lungo termine incentrata sull’implementazione della tecnologia
W2Power quale soluzione competitiva per lo sviluppo del settore eolico offshore galleggiante a livello
globale. Plenitude contribuirà al programma di sviluppo di EnerOcean S.L. con capitali e competenze e
deterrà inizialmente una quota del 25% della Società che continuerà a operare in modo indipendente.
SVILUPPI NEL BUSINESS RINNOVABILE
In linea con la strategia Eni di transizione energetica e decarbonizzazione di prodotti e processi, sono
stati inaugurati:
• il parco eolico Badamsha 2 situato nella regione di Aktobe, in Kazakhstan, il secondo impianto eolico
nella regione che consente di raddoppiare la capacità installata del progetto Badamsha 1 (48 MW,
per un totale complessivo di 96 MW installati nel Paese);
• il parco eolico spagnolo El Monte da 104,5 MW, nella regione Castiglia La Mancha, realizzato in
collaborazione con il partner strategico Azora Capital. La centrale produrrà circa 300 GWh all’anno,
equivalenti al consumo domestico di 100.000 famiglie;
• l’impianto fotovoltaico da 263 MW “Golden Buckle Solar Project” a Brazoria County, Texas (USA),
nel gennaio 2023. L’impianto è stato realizzato in poco più di un anno e produrrà in media tra i 400
e i 500 GWh di energia solare all’anno. La realizzazione dell’impianto è stata portata avanti con il
supporto di Novis Renewables, LLC.
GreenIT, joint venture con CDP Equity, ha acquisito l’intero portafoglio del Gruppo Fortore Energia,
costituito da quattro parchi eolici onshore operanti in Italia con una capacità complessiva di 110 MW
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202292
(56 MW in quota Eni), inoltre la jv ha firmato un ulteriore accordo con il fondo Copenhagen Infrastructu-
re Partners (CIP) per la costruzione e la gestione di due parchi eolici offshore galleggianti in Sicilia e
Sardegna, con una capacità totale prevista di circa 750 MW.
Nel gennaio 2023, Plenitude ha firmato con Simply Blue Group un accordo per lo sviluppo congiunto
di una pipeline di nuovi progetti eolici offshore galleggianti in Italia. I primi due progetti, “Messapia” in
Puglia e “Krimisa” in Calabria, sono già stati presentati alle autorità competenti. Il progetto Messapia,
situato a circa 30 km dalla costa di Otranto, avrà una capacità complessiva di 1,3 GW e potrà fornire
annualmente una produzione di energia di circa 3,8 TWh. Il progetto Krimisa, situato a circa 45 km dalla
costa di Crotone, avrà una capacità complessiva di 1,1 GW e potrà fornire annualmente una produzione
di energia fino a 3,5 TWh.
INIZIATIVE PER LA MOBILITÀ ELETTRICA
Come riconoscimento dell’impegno Eni per uno sviluppo sostenibile delle infrastrutture, l’Agenzia ese-
cutiva europea per il clima, l’infrastruttura e l’ambiente (CINEA) ha selezionato il progetto di Be Charge,
l’operatore della mobilità elettrica integrato in Plenitude, per la realizzazione entro il 2025 di una delle più
grandi reti di ricarica per veicoli elettrici ad alta velocità in Europa, lungo i principali corridoi di trasporto
Europei (TEN-T), nelle aree di parcheggio e nei principali nodi urbani in 8 Paesi: Italia, Spagna, Francia,
Austria, Germania, Portogallo, Slovenia e Grecia.
SVILUPPO DI TECNOLOGIE
Eni ha siglato un accordo con Ansaldo Energia per lo sviluppo di progetti basati su soluzioni tecno-
logiche innovative per l’accumulo di energia elettrica alternative alle batterie elettrochimiche. L’intesa
prevede che tali tecnologie, già in fase di studio, siano implementate in sinergia in alcuni siti indu-
striali di Eni e delle sue società controllate in Italia, sfruttando le potenzialità degli esistenti sistemi di
produzione e consumo di energia elettrica. Gli accumuli di energia elettrica sono indispensabili per
superare il limite strutturale di programmabilità e di intermittenza delle fonti rinnovabili e favorirne
quindi lo sviluppo.
PLENITUDE
Retail Gas & Power
Domanda gas
Eni opera in un mercato dell’energia liberalizzato, nel quale i consumatori possono scegliere liberamente il for-
nitore 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 8,1 milioni.
VENDITE DI GAS PER MERCATO
(miliardi di metri cubi) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %
ITALIA 4,65 5,14 5,17 (0,49) (9,5)
Retail 3,34 3,88 3,96 (0,54) (13,9)
Business 1,31 1,26 1,21 0,05 4,0
VENDITE INTERNAZIONALI 2,19 2,71 2,51 (0,52) (19,2)
Mercati europei:
Francia 1,69 2,17 2,08 (0,48) (22,1)
Grecia 0,33 0,39 0,34 (0,07) (16,7)
Altro 0,17 0,15 0,09 0,03 16,7
TOTALE VENDITE RETAIL GAS 6,84 7,85 7,68 (1,01) (12,9)
93ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(megawatt)
2022 2021 2020
Italia 844 466 112
Estero 1.354 671 223
Algeria
(a)
5
Australia 64 64 64
Francia 114 108
Pakistan 10 10
Tunisia
(a)
9
Stati Uniti 797 269 87
Spagna 283 129
Kazakhstan 96 91 48
TOTALE CAPACITÀ INSTALLATA A FINE PERIODO (INCLUSA POTENZA INSTALLATA DI STORAGE) 2.198 1.137 335
di cui: potenza installata di storage 7 7 8
(a) Asset trasferiti ad altri settori nel quarto trimestre 2021.
PRODUZIONE DI ENERGIA DA FONTI RINNOVABILI
2022 2021 2020
Var. ass.
Var. %
Produzione di energia da fonti rinnovabili (gigawattora) 2.553 986 340 1.567 158,9
di cui: fotovoltaico 1.135 398 223 737 185,2
eolico 1.418 588 116 830 141,2
di cui: Italia 818 400 112 418 104,5
estero 1.735 586 227 1.149 196,1
di cui: autoconsumo
(a)
1% 8% 23%
(a) Energia elettrica destinata al consumo di siti produttivi Eni.
CAPACITÀ INSTALLATA A FINE PERIODO (DATI IN QUOTA ENI)
2022 2021 2020
Var. ass.
Var. %
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo (megawatt) 2.198 1.137 335 1.061 93
di cui: fotovoltaico (inclusa potenza installata di storage) 54% 49% 80%
eolico 46% 51% 20%
Vendite retail gas
Nel 2022, le vendite di gas retail in Italia e nel resto d’Europa sono state di 6,84 miliardi di metri cubi ed
hanno evidenziato una riduzione di 1,01 miliardi di metri cubi rispetto al 2021, pari al -12,9%. Le vendite
in Italia pari a 4,65 miliardi di metri cubi registrano una riduzione del 9,5% rispetto al 2021 per effetto
delle minori vendite al segmento retail.
Le vendite sui mercati europei di 2,19 miliardi di metri cubi sono in calo del 19,2% (-0,52 miliardi di metri
cubi) rispetto al 2021. Minori vendite sono state registrate in Francia e Grecia.
Vendite retail di energia elettrica a clienti finali
Le vendite retail di energia elettrica a clienti finali di 18,77 TWh effettuate tramite Plenitude e le società
controllate in Francia, Grecia e Spagna registrano una performance positiva con un incremento pari al
13,8% rispetto al 2021, grazie 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,
realizzazione e gestione degli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili. Gli obiettivi di Eni in
tale ambito saranno conseguiti attraverso lo sviluppo organico di un portafoglio di asset diversificato e
bilanciato, integrato da operazioni selettive di acquisizione di asset e progetti e da partnership strategi-
che a livello nazionale e internazionale.
La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 2.553 GWh riferita per 1.135 GWh
all’ambito fotovoltaico e per 1.418 GWh all’eolico, con un aumento di 1.567 GWh rispetto al 2021. L’in-
cremento della produzione rispetto all’anno precedente ha beneficiato dell’entrata in esercizio di nuova
capacità, principalmente per il contributo delle acquisizioni di asset in esercizio in Italia, Francia, Spagna
e Stati Uniti nonché per lo sviluppo organico di progetti in USA e Kazakhstan. Di seguito è dettagliata la
capacità installata con breakdown per Paese e tecnologia:
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202294
Al 31 dicembre 2022, la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 2,2 GW, raddoppiata rispetto al
2021, principalmente grazie alla realizzazione dell’impianto fotovoltaico di Brazoria negli Stati Uniti e
dell’impianto eolico onshore Badamsha 2 in Kazakhstan nonché all’acquisizione degli asset di Fortore
Energia e PLT in Italia, dell’impianto fotovoltaico Corazon negli Stati Uniti e degli asset di Cuevas in Spa-
gna.
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 ed è il
primo operatore in Italia per siti ad accesso pubblico ad alta potenza >100 kW.
Al 31 dicembre 2022 sono oltre 13.000 i punti di ricarica distribuiti su tutto il territorio nazionale: le stazio-
ni sono smart e user-friendly, monitorate 24 ore su 24 da un help desk e accessibili tramite l’applicazione
per dispositivi mobile. Nell’ambito della filiera di settore, Be Charge riveste sia il ruolo di proprietario e
gestore della rete di ricarica (CSO - Charge Station Owner e 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 (fino a 22
kW) in corrente alternata, Fast (fino a 150 kW) o HyperCharge (superiori a 150 kW) in corrente continua.
POWER
Nel 2022, Eni ha finalizzato la cessione alla società di investimento Sixth Street della quota del 49% in
EniPower che detiene sei centrali a gas. Eni mantiene il 51% ed il controllo di EniPower in termini operativi,
nonché il consolidamento della società.
Disponibilità di energia elettrica
Eni produce energia elettrica presso i siti di Brindisi, Ferrera Erbognone, Ravenna, Mantova, Ferrara e
Bolgiano. Al 31 dicembre 2022, la potenza installata in esercizio è di 2,3 gigawatt. Nel 2022, la produzione
di energia elettrica è stata di 21,37 TWh, in calo di 0,94 TWh rispetto al 2021. A completamento della
produzione, Eni ha acquistato 9,49 TWh di energia elettrica (-18,3% rispetto al 2021) perseguendo l’otti-
mizzazione del portafoglio fonti/impieghi.
Vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi
Le vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi di 22,37 TWh registrano una riduzione pari al 21,6%,
a seguito dei minori volumi commercializzati presso la borsa elettrica.
2022 2021 2020
Var. ass.
Var. %
Acquisti di gas naturale (milioni di metri cubi) 4.218 4.670 4.346 (452) (9,7)
Acquisti di altri combustibili (migliaia di tep) 175 93 160 82 88,2
Produzione di energia elettrica (terawattora) 21,37 22,31 20,95 (0,94) (4,2)
Produzione di vapore (migliaia di tonnellate) 6.900 7.362 7.591 (462) (6,3)
DISPONIBILITÀ DI ENERGIA ELETTRICA
(terawattora) 2022 2021 2020
Var. ass.
Var. %
Produzione di energia elettrica 21,37 22,31 20,95 (0,94) (4,2)
Acquisti di energia elettrica
(a)
9,49 11,62 13,04 (2,13) (18,3)
Disponibilità 30,86 33,93 33,99 (3,07) (9,0)
Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi 22,37 28,54 25,34 (6,17) (21,6)
Vendita di energia elettrica a Plenitude 8,49 5,39 8,65 3,10 57,5
(a) Include gli sbilanciamenti di rete positivi e negativi (differenza fra energia elettrica effettivamente immessa rispetto a quella programmata).
95ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Attività ambientali
2020 2021 2022
ACQUE RIUTILIZZATE PER USO
INDUSTRIALE E AMBIENTALE
(mln mc)
6,1
6,9
9,9
circa 2 mln tonnellate
totale rifiuti gestiti
circa 39 mln mc
quantità di acque trattate
circa 73% rifiuti
recuperati sul totale
rifiuti 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
circa 2 mln tonnellate
totale rifiuti gestiti
9,9 mln mc
acque riutilizzate per uso industriale
e ambientale
presenti in oltre 100 siti
di interesse regionale e nazionale
quale global contractor Eni
circa 74 %
rifiuti recuperati
sul totale rifiuti recuperabili
oltre 35 mln di mc
quantità di acque trattate
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202296
L’attività di servizi ambientali è svolta da Eni Rewind, la società di Eni che opera in linea con i principi
dell’economia circolare per valorizzare i terreni, le acque e i rifiuti, industriali o derivanti da attività di
bonifica, attraverso progetti di risanamento e di recupero sostenibili, in Italia ed all’estero.
Attraverso il suo modello integrato end to end Eni Rewind garantisce il presidio di ogni fase del
processo di bonifica e della gestione dei rifiuti, pianificando sin dalle prime fasi, i progetti di valoriz-
zazione 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 identifi-
ca i progetti di valorizzazione e riutilizzo delle aree bonificate consentendo il recupero ambientale di
siti ex industriali e il rilancio dell’economia locale.
Eni Rewind opera in 13 siti di interesse nazionale e oltre 100 siti di interesse regionale, negli ultimi
anni ha consolidato il suo ruolo di global contractor per tutte le realtà Eni.
Tra i principali avanzamenti nelle attività di risanamento ambientale, gestione delle acque e rifiuti e
nella valorizzazione delle aree post bonifica si segnalano in particolare quelle presso Ravenna, Porto
Torres, Gela, Cengio e Porto Marghera.
Di particolare rilevanza è il Progetto di Ponticelle, a Ravenna dove Eni Rewind è impegnata nella
valorizzazione dell’ex area industriale attraverso la messa in sicurezza permanente del sito e la pro-
gettazione di interventi mirati per la riqualificazione produttiva. È prevista la realizzazione di una piat-
taforma polifunzionale di pretrattamento dei rifiuti in partnership con Herambiente e di una piatta-
forma di biorecupero (biopile) di terreni che potranno essere riutilizzati nelle stazioni di servizio dopo
interventi di bonifica, riducendo lo smaltimento in discarica e il consumo di risorse vergini. L’area di
Ponticelle diventerà un polo per la bonifica sostenibile, la valorizzazione dei rifiuti e la produzione di
energia green anche grazie alla collaborazione con Eni New Energy, società di Plenitude, che realiz-
zerà un impianto fotovoltaico e uno storage lab.
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. Il progetto di automazione e digitalizzazione degli impianti
di trattamento è proseguito nel 2022 nell’ambito di una più ampia iniziativa di ottimizzazione, con
l’obiettivo di incrementare la competitività e la sostenibilità del business, la qualità del lavoro e la
sicurezza di processo.
I principali drivers del progetto di ottimizzazione consistono nell’adozione di modelli operativi ottimiz-
zati per la gestione degli impianti, facendo leva sul potenziamento tecnologico della Control Room di
San Donato Milanese e la digitalizzazione dei siti ad essa collegati.
97ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Attualmente sono operativi e gestiti 43 impianti di trattamento acque in Italia, con oltre 35 milioni di
metri cubi di acqua trattata nel 2022.
Continua l’attività di recupero e riutilizzo dell’acqua trattata per la produzione di acqua demineraliz-
zata per uso industriale e nell’ambito dei piani operativi di bonifica dei siti contaminati. Nel corso del
2022 sono stati riutilizzati circa 9,9 milioni di metri cubi di acque dopo trattamento, con un incremento
del 10% rispetto al 2021.
A fine 2022 sono stati installati presso i siti Eni 57 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 estrazione ed
evitando lo smaltimento di oltre 1.200 tonnellate di rifiuto equivalente.
Eni Rewind opera inoltre come centro di competenza Eni per la gestione dei rifiuti provenienti dalle
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 mini-
mizzare i costi e gli impatti ambientali. Nel corso del 2022 Eni Rewind ha gestito complessivamente
circa 2 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 2022 è stato del
74% in lieve crescita rispetto al 2021 (73%). Tale aumento è dettato dalle caratteristiche analitiche
e granulometriche riscontrate nei rifiuti gestiti in sede di caratterizzazione, nonostante il perimetro
di impianti esterni utilizzabili, dotati di tecnologie usufruibili al fine del recupero, non sia aumentato.
Certificazioni
Eni Rewind detiene l’Attestazione SOA – certificazione obbligatoria per la partecipazione a gare per l’e-
secuzione di appalti pubblici di lavoro, con importo a base d’asta superiore a €150.000,00 sulle proprie
attività core, nella categoria generale OG 12 – Opere ed impianti di bonifica e protezione ambientale
e nelle categorie specialistiche OS 22 – Impianti di potabilizzazione e depurazione e OS 14 – Impianti
smaltimento e recupero rifiuti. Nel 2022 si segnala l’ottenimento dell’attestazione più elevata, senza
limiti di importo, per le categorie OS14 e OG12.
Iniziative non-captive
In coerenza con il percorso iniziato nel 2020, Eni Rewind ha ampliato il perimetro delle proprie attività
al di fuori del gruppo. In particolare, nel corso del 2022, la società ha proseguito nelle attività prope-
deutiche all’inserimento nell’elenco fornitori di primarie società italiane ed estere. È stata inoltre per-
fezionata l’iscrizione al portale MEPA (Mercato Elettronico della Pubblica Amministrazione).
Inoltre, Eni Rewind è risultata aggiudicataria, in Raggruppamento Temporaneo d’Impresa (RTI) della
bonifica dell’ex stabilimento Q8 di Napoli. La Società eseguirà le attività di progettazione, analisi am-
bientale, fornitura, installazione e gestione di un desorbitore termico.
In regime pubblicistico, è stato completato il processo di verifica post assegnazione da parte di ANAS,
dei requisiti del RTI in cui Eni Rewind è mandante, per poter avviare le attività per i servizi di indagine
e caratterizzazione nel lotto adriatico (Emilia-Romagna, Marche, Abbruzzo, Molise, Puglia), dove Eni
Rewind, attraverso i propri laboratori ambientali, fornirà servizi specifici di analisi chimiche. Nel mese
di settembre è stato sottoscritto l’atto costitutivo dell’RTI per la stipula del contratto con Anas.
(1) Nel volume riportato sono ricompresi i rifiuti derivanti dalla gestione delle attività ambientali della rete dei Punti Vendita (circa 112
mila tonnellate), il cui “produttore” è la stessa ditta ambientale incaricata all’esecuzione dei lavori.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 202298
In regime privatistico Eni Rewind è risultata aggiudicataria di un contratto quadro di durata triennale
(rinnovabile per ulteriori 2 anni) per il servizio di trasporto e smaltimento di circa 50 kton di rifiuti ge-
nerati dalla Raffineria di Milazzo (RAM).
Eni Rewind Estero
Eni Rewind, a partire dal 2018, ha messo a disposizione le proprie competenze a favore delle conso-
ciate estere di Eni per le tematiche ambientali e in particolare per le attività di gestione e valorizzazio-
ne della risorsa idrica, della matrice suolo, oltre che di training e knowledge sharing.
In attuazione del Memorandum of Understanding (MoU) siglato tra l’Autorità Nazionale per il petrolio
e il gas del Regno del Bahrain (NOGA) siglato nel 2021, la Raffineria Bahrain Petroleum Company
(BAPCO) nel 2022 ha provveduto a richiedere ad Eni Rewind un’offerta per l’implementazione su
larga scala del sistema di trattamento e-Hyrec con relative ingegneria, fornitura, installazione e as-
sistenza tecnica.
Prosegue inoltre la collaborazione con Eni su progetti di “water management & valorization” e nel
mese di giugno, sono stati completati gli studi di fattibilità relativi alla ottimizzazione della gestione
delle waste water e delle acque di processo presso gli impianti situati in Algeria e Libia.
Nel 2022 sono state eseguite attività di ingegneria ambientale anche per le bonifiche delle stazioni di
servizio aziendali in Francia e Germania.
Nel nuovo mandato per le bonifiche delle aree delle stazioni di servizio stipulato con Eni Sustainable
Mobility in vigore dal 1° gennaio 2023 è stato previsto il supporto di Eni Rewind in fase di progettazio-
ne degli interventi ambientali anche per le bonifiche delle stazioni di servizio della rete europea.
99ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Per dettagli sugli impatti della guerra Russia-Ucraina si rinvia al
paragrafo “Rischi connessi alla situazione macroeconomica glo-
I risultati Eni del 2022 sono stati influenzati in maniera significa-
tiva dalla ripresa dello scenario dei prezzi delle commodity ener-
getiche. Il 2022 ha segnato uno degli anni più volatili nella storia
del prezzo del petrolio, a causa dell’impatto dell’aggressione
militare dell’Ucraina da parte della Russia a fine febbraio 2022
che si inserisce in un quadro di fondamentali sostanzialmente
bilanciati nel mercato petrolifero dovuti alla ripresa post-pande-
mica e a tensioni nell’offerta in quello del gas naturale, soprat-
tutto in Europa. Le quotazioni del Brent hanno raggiunto 140 $/
bbl, prossimo ai massimi di tutti i tempi registrati nel corso del
2008. Al primo semestre del 2022, caratterizzato da quotazioni
medie pari a 108 $/bbl, è seguito un terzo trimestre volatile con
perdite di circa 40 $/bbl dal valore di chiusura del primo seme-
stre pari a 125 $/bbl; il trend ribassista è ripreso nel mese di
dicembre con una flessione al di sotto degli 80 $/bbl, erodendo
il guadagno registrato nel 2022. Nel 2022 il prezzo del Brent è
stato pari in media annua a circa 101 $/bbl con un incremento
del 40% rispetto alla media 2021 di circa 70 $/bbl.
Possibili conseguenze della guerra tra Russia e Ucraina
Commento ai risultati
economico-finanziari
bale e alle conseguenze geopolitiche dell’aggressione militare
russa dell’Ucraina” del capitolo “Fattori di rischio e di incertezza”.
I prezzi del gas naturale hanno registrato una volatilità ancora più
accentuata di quella del petrolio, soprattutto in Europa a causa
della dipendenza dalle forniture via pipeline dalla Russia. Rispetto
alla media 2021 di circa 15 $/mmBTU per il riferimento spot euro-
peo Title Transfer Facility (TTF) che già rappresentava un record
storico, nel corso del 2022 sono stati registrati valori che hanno
raggiunto gli 80-90 $/mmBTU a causa dei timori di carenza di gas
per la stagione invernale in relazione al progressivo ridimensiona-
mento dei flussi di export russi via pipeline, nel quadro di un con-
tinuo deterioramento delle relazioni politiche con l’EU. Nella parte
finale del 2022 e inizio 2023, i prezzi del gas grazie a una stagione
invernale particolarmente mite e rilevante export di GNL dagli USA
hanno corretto in maniera sostanziale, chiudendo l’anno su valori
pari o inferiori a quelli registrati prima dello scoppio del conflitto.
I margini di raffinazione sono stati sostenuti dalla ripresa della
domanda di carburanti in tutti i settori, compresa l’aviazione civile
e dalla sostanziale carenza di gasolio per effetto principalmente
di minori forniture dalla Russia.
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %
Ricavi della gestione caratteristica
132.512 76.575 43.987 55.937 73,0
Altri ricavi e proventi
1.175 1.196 960 (21) (1,8)
Costi operativi
(105.497) (58.716) (36.640) (46.781) (79,7)
Altri proventi e oneri operativi
(1.736) 903 (766) (2.639) ..
Ammortamenti
(7.205) (7.063) (7.304) (142) (2,0)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali
e di diritti di utilizzo beni in leasing
(1.140) (167) (3.183) (973) ..
Radiazioni
(599) (387) (329) (212) (54,8)
Utile (perdita) operativo
17.510 12.341 (3.275) 5.169 41,9
Proventi (oneri) finanziari
(925) (788) (1.045) (137) (17,4)
Proventi (oneri) netti su partecipazioni
5.464 (868) (1.658) 6.332 ..
Utile (perdita) prima delle imposte
22.049 10.685 (5.978) 11.364 ..
Imposte sul reddito
(8.088) (4.845) (2.650) (3.243) (66,9)
Tax rate (%)
36,7 45,3 ..
Utile (perdita) netto
13.961 5.840 (8.628) 8.121 ..
di competenza:
- azionisti Eni
13.887 5.821 (8.635) 8.066 ..
- interessenze di terzi
74 19 7 55 ..
CONTO ECONOMICO
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022100
(€ milioni)
2022
2021
2020
Var. %
Prezzo medio del greggio Brent dated
(a)
101,19 70,73 41,67 43,1
Cambio medio EUR/USD
(b)
1,053 1,183 1,142 (11,0)
Prezzo medio in euro del greggio Brent dated
96,09 59,80 36,49 60,7
Standard Eni Refining Margim (SERM)
(c)
8,5 (0,9) 1,7 ..
PSV
(d)
1.294 487 112 165,6
TTF
(d)
1.279 486 100 163,1
(a) In USD per barile. Fonte: Platt’s Oilgram.
(b) Fonte: BCE.
(c) In USD per barile. Fonte: elaborazioni Eni. Consente di approssimare il margine del sistema di raffinazione Eni tenendo conto dei bilanci materia e delle rese in prodotti delle raffinerie.
(d) In Euro per migliaia di metri cubi.
L’ utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni per
l’esercizio 2022 è stato di €13.301 milioni, in aumento di €9
miliardi rispetto all’esercizio 2021, grazie alla forte performan-
ce operativa di E&P trainata da maggiori prezzi di realizzo, alle
azioni di ottimizzazione del settore GGP e al contributo del-
la R&M che ha beneficiato della disponibilità degli impianti e
dell’ottimizzazione dei costi in uno scenario di margini in rial-
zo. Il risultato ha inoltre beneficiato dei maggiori risultati delle
società contabilizzate con il metodo del patrimonio netto e di
un tax rate adjusted in riduzione escludendo i contributi fiscali
una tantum.
Di seguito si riporta l’analisi dell’utile operativo per settore di
attività:
Risultati adjusted e composizione degli special item
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %.
Exploration & Production
15.908 10.066 (610) 5.842 58,0
Global Gas & LNG Portfolio
3.730 899 (332) 2.831 ..
Refining & Marketing e Chimica
460 45 (2.463) 415 ..
Plenitude & Power
(825) 2.355 660 ..
Corporate e altre attività
(1.901) (816) (563) (1.085) ..
Effetto eliminazione utili interni
138 (208) 33 346
Utile (perdita) operativo
17.510 12.341 (3.275) 5.169 41,9
Per una migliore comprensione dei trend di business fonda-
mentali, il management elabora i risultati adjusted che esclu-
dono gli oneri e proventi straordinari o non correlati alla ge-
stione industriale.
RISULTATI ADJUSTED E COMPOSIZIONE DEGLI SPECIAL ITEM
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %.
Utile (perdita) operativo
17.510 12.341 (3.275) 5.169 41,9
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
(564) (1.491) 1.318
Esclusione special item
3.440 (1.186) 3.855
Utile (perdita) operativo adjusted
20.386 9.664 1.898 10.722 110,9
Dettaglio per settore di attività
Exploration & Production
16.411 9.293 1.547 7.118 76,6
Global Gas & LNG Portfolio
2.063 580 326 1.483 255,7
Refining & Marketing e Chimica
1.929 152 6 1.777 ..
Plenitude & Power
615 476 465 139 29,2
Corporate e altre attività
(622) (593) (507) (29) (4,9)
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato
(10) (244) 61 234
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
13.887 5.821 (8.635) 8.066 ..
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
(401) (1.060) 937
Esclusione special item
(185) (431) 6.940
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
13.301 4.330 (758) 8.971 ..
101ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Nell’esercizio 2022, il Gruppo ha conseguito l’utile operativo
adjusted di €20.386 milioni, in crescita di €10.722 milioni rispet-
to al 2021, grazie alla forte performance operativa di E&P, traina-
ta dai maggiori prezzi di realizzo, dalle continue ottimizzazioni
nel business GGP facendo leva sulla flessibilità del portafoglio
gas e GNL nonché del business R&M a seguito della disponibili-
tà degli impianti e dall’ottimizzazione dei costi in un contesto di
margini molto favorevoli.
La performance operativa ha conseguito il risultato record con il
seguente contributo per settore:
• E&P ha conseguito un incremento di utile operativo adjusted
di oltre il 70% a €16,4 miliardi grazie all’elevato grado di leva
operativa rispetto allo scenario delle materie prime;
• GGP ha realizzato una performance operativa di €2,1 miliardi,
provvedendo alla sostituzione di gas russo con gas equity o da
paesi ove operiamo ed assicurando la continua ottimizzazione
del portafoglio gas e GNL in un contesto di offerta insufficien-
te, garantendo stabilità e sicurezza degli approvvigionamenti
per i clienti e la gestione dei rischi finanziari;
• R&M ha ottenuto il migliore risultato di sempre con l’utile ope-
rativo adjusted di €2,2 miliardi, rispetto a un risultato in pareg-
L’utile netto adjusted comprende special item costituiti da pro-
venti netti di €185 milioni, relativi principalmente alle seguenti
poste valutative:
i) oneri netti di €2.056 milioni nell’esercizio 2022 riferiti prin-
cipalmente all’accantonamento di oneri ambientali relativi
ad alcuni siti industriali dismessi in Italia sulla base dell’e-
sperienza del management e del know-how accumulato
sulla portata, ampiezza e tempi di realizzazione delle at-
tività e di un quadro regolatorio più certo che hanno con-
sentito di determinare una stima attendibile dei costi futuri
previsti per la bonifica delle acque di falda. Tale importo
include l’accantonamento di un fondo di circa €300 milioni
per il decommissioning di alcuni impianti e strutture ausi-
liarie di raffinazione;
ii) svalutazioni di asset industriali dell’upstream a seguito della re-
visione dei profili produttivi e dei costi (€432 milioni nell’anno);
iii) svalutazioni di impianti chimici dovute alle minori prospet-
tive reddituali e al write-off degli investimenti di manteni-
mento e asset integrity relativi a CGU con flussi di cassa
attesi negativi nel business R&M (complessivamente pari
a €717 milioni);
iv) oneri per incentivazione all’esodo (€202 milioni);
v) la differenza tra la valorizzazione delle rimanenze gas a
costo medio ponderato prevista dagli IFRS e quella ge-
stionale che tiene conto delle dinamiche di invaso e sva-
so del gas naturale e riporta i margini (differenziale del
costo del gas tra estate e inverno) ed i relativi effetti di
hedging in corrispondenza dei prelievi (provento di €70
milioni);
gio nel 2021, grazie alla disponibilità degli impianti e all’ottimiz-
zazione dei prodotti cogliendo le opportunità della ripresa dello
scenario di raffinazione, mentre le misure di efficienza hanno
attenuato l’impatto dell’incremento dei costi energetici;
• Plenitude ha raggiunto gli obiettivi operativi e finanziari del
2022 con un risultato di €0,34 miliardi e una capacità rinnova-
bile di 2,2 GW, nonostante lo sfidante scenario di mercato;
• Versalis ha operato in un contesto fortemente competitivo e
con una domanda di mercato debole, con l’ulteriore aggravio
dei costi energetici indicizzati al prezzo del gas, chiudendo l’e-
sercizio con una perdita di €0,25 miliardi.
Maggiori dettagli sull’andamento dell’utile operativo adjusted
per settore sono riportati nel paragrafo “Risultati per settore di
attività”.
Nell’esercizio 2022 il Gruppo ha conseguito l’utile netto adjusted
di €13.301 milioni, con un aumento di €8.971 milioni rispetto
all’anno 2021, grazie agli eccellenti risultati della gestione indu-
striale e al notevole contributo delle partecipate valutate con il
metodo del patrimonio.
vi) la componente valutativa dei derivati su commodity stipu-
lati a scopo di copertura ma privi dei requisiti per l’hedge
accounting o vendite a termine di gas di portafoglio per
le quali non è applicabile la own use exemption (provento
netto di €389 milioni) influenzata dall’elevata volatilità delle
quotazioni del gas naturale;
vii) la riclassifica nell’utile operativo adjusted del saldo positivo di
€149 milioni relativo ai derivati attivati per la gestione del ri-
schio connesso all’esposizione dei margini commerciali e dei
debiti e crediti commerciali in valuta ai movimenti dei tassi di
cambio e le relative differenze di cambio di traduzione;
viii) accantonamenti a fondo rischi (€87 milioni);
ix) la plusvalenza di €2,5 miliardi (incluse le differenze cam-
bio) derivante dal conferimento delle controllate Eni ope-
ranti in Angola in cambio di una partecipazione del 50%
nella neocostituita joint venture Azule Energy con bp, ri-
levata nella misura attribuibile alla controparte della joint
venture sulla base delle disposizioni dello IAS 28;
x) la plusvalenza di €0,4 miliardi derivante dalla quotazione di
una quota della partecipata Vår Energi attraverso una IPO
presso la borsa norvegese;
xi) la quota di oneri straordinari della valutata all’equity Vår
Energi relativi alle svalutazioni di proprietà Oil & Gas e alle
differenze cambio negative da traduzione di debiti finan-
ziari in valuta il cui rimborso avverrà con i cash flow in
valuta derivanti dalla vendita delle produzioni nell’ambito
di una relazione di natural hedge (€0,3 miliardi);
xii) le imposte straordinarie di €2,2 miliardi relative alle win-
dfall taxes sui profitti energetici adottate in Italia/Germania.
Dettaglio degli special item
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022102
Tali imposte comprendono lo stanziamento del contributo
solidaristico italiano istituito dalla Legge di Bilancio per il
2023 sulla base del reddito imponibile del 2022 al lordo del-
la distribuzione di riserve di rivalutazione;
xiii) rilevazione di imposte differite attive di €2,2 miliardi;
xiv) la quota di competenza Eni degli oneri straordinari/sva-
lutazioni rilevati dalla partecipata Saipem (oneri di €22
milioni).
(€ milioni) 2022 2021 2020
Special item dell'utile (perdita) operativo
3.440 (1.186) 3.855
- oneri ambientali
2.056 271 (25)
- svalutazioni (riprese di valore) nette
1.140 167 3.183
- radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
2 247
- plusvalenze nette su cessione di asset
(41) (100) (9)
- accantonamenti a fondo rischi
87 142 149
- oneri per incentivazione all'esodo
202 193 123
- derivati su commodity
(389) (2.139) 440
- differenze e derivati su cambi
149 183 (160)
- altro
234 (150) 154
Oneri (proventi) finanziari
(127) (115) 152
di cui:
- riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell'utile (perdita) operativo
(149) (183) 160
Oneri (proventi) su partecipazioni
(2.834) 851 1.655
di cui:
- svalutazioni/rivalutazioni di partecipazioni
851 1.207
- plusvalenza cessione Vår Energi
(448)
- plusvalenza netta cessione asset Angolani
(2.542)
Imposte sul reddito
(683) 19 1.278
Totale special item dell'utile (perdita) netto
(204) (431) 6.940
di competenza:
- interessenze di terzi
(19)
- azionisti Eni
(185) (431) 6.940
L’analisi dell’utile netto adjusted per settore di attività è riportata nella seguente tabella:
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %.
Exploration & Production
10.776 5.543 124 5.233 94,4
Global Gas & LNG Portfolio
982 169 211 813 ..
Refining & Marketing e Chimica
1.914 62 (246) 1.852 ..
Plenitude & Power
397 327 329 70 21,4
Corporate e altre attività
(709) (1.576) (1.205) 867 55,0
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato
(a)
(4) (176) 36 172
Utile (perdita) netto adjusted
13.356 4.349 (751) 9.007 207,1
di competenza:
- azionisti Eni
13.301 4.330 (758) 8.971 ..
- interessenze di terzi
55 19 7 36 ..
(a) Gli utili interni riguardano gli utili sulle cessioni intragruppo di prodotti, servizi e beni materiali e immateriali esistenti a fine periodo nel patrimonio dell’impresa acquirente.
103ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
I ricavi complessivi ammontano a €133.687 milioni, evidenzian-
do un aumento del 71,9% rispetto al 2021, beneficiando dell’an-
damento favorevole dello scenario di riferimento e dell’apprezza-
mento del dollaro rispetto all’euro (+10%).
I ricavi della gestione caratteristica conseguiti nel 2022
(€132.512 milioni) sono aumentati di €55.937 milioni rispetto al
2021 (+73,0%). Tale trend riflette gli effetti indotti dal rafforza-
mento di tutte le commodities (il Brent cresciuto da 71 $/barile
nel 2021 a 101 $/barile nel 2022; i prezzi spot del gas in Italia
e in Europa più che triplicati) nonché dalla ripresa dei volumi
I costi operativi sostenuti nel 2022 (€105.497 milioni) sono
aumentati di €46.781 milioni rispetto al 2021, pari al 79,7%.
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (€102.529
milioni) sono aumentati dell’84,6% principalmente per effetto
dell’aumento del costo degli idrocarburi approvvigionati (gas
commercializzati favoriti dalla ripresa della domanda globale di
commodity in settori finali chiave. Il retail gas e power ha bene-
ficiato della positiva performance del business extracommodity
e delle azioni commerciali Italia.
Gli altri ricavi e proventi di €1.175 milioni sostanzialmente in
linea rispetto al 2021 e includono il recupero della quota dei
costi del diritto di utilizzo dei beni in leasing di competenza dei
partner delle joint operation non incorporate operate da Eni
(€204 milioni), nonché proventi per canoni, brevetti, licenze e
royalties.
da contratti long-term e cariche petrolifere e petrolchimiche).
Il costo lavoro (€3.015 milioni) è in lieve incremento rispetto al
2021 (+€127 milioni, pari al 4,4%) principalmente a seguito del
deprezzamento dell’euro rispetto al dollaro USA e delle dinami-
che retributive.
Analisi delle voci del conto economico
RICAVI
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %.
Exploration & Production
31.200 21.742 13.590 9.458 43,5
Global Gas & LNG Portfolio
48.586 20.843 7.051 27.743 ..
Refining & Marketing e Chimica
59.178 40.374 25.340 18.804 46,6
- Refining & Marketing
54.675 36.501 22.965 18.174 49,8
- Chimica
6.215 5.590 3.387 625 11,2
- Elisioni
(1.712) (1.717) (1.012)
Plenitude & Power
20.883 11.187 7.536 9.696 86,7
- Plenitude
13.497 7.452 6.020 6.045 81,1
- Power
9.533 3.996 1.894 5.537 138,6
- Elisioni
(2.147) (261) (378)
Corporate e altre attività
1.879 1.698 1.559 181 10,7
Elisioni di consolidamento
(29.214) (19.269) (11.089)
Ricavi della gestione caratteristica
132.512 76.575 43.987 55.937 73,0
Altri ricavi e proventi
1.175 1.196 960 (21) (1,8)
Totale ricavi
133.687 77.771 44.947 55.916 71,9
COSTI OPERATIVI
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %.
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
102.529 55.549 33.551 46.980 84,6
Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti
(47) 279 226 (326) (116,8)
Costo lavoro
3.015 2.888 2.863 127 4,4
di cui: incentivi per esodi agevolati e altro 202 193 123
105.497 58.716 36.640 46.781 79,7
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022104
Gli ammortamenti (€7.205 milioni) sono aumentati di €142 milioni
rispetto al 2021 (+2%) principalmente nel settore Exploration & Pro-
duction per effetto degli avvii e ramp-up di nuovi progetti parzial-
mente compensati dall’apprezzamento del dollaro, nel settore GGP
a seguito del ramp-up dell’impianto di liquefazione di Damietta,
nonché in Plenitude & Power a seguito dell’avvio di alcuni impianti.
Le svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali e im-
materiali e di diritto di utilizzo beni in leasing (€1.140 milioni), com-
mentate nel paragrafo “special item” sono così articolate:
AMMORTAMENTI, SVALUTAZIONI, RIPRESE DI VALORE E RADIAZIONI
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %.
Exploration & Production
6.018 5.976 6.273 42 0,7
Global Gas & LNG Portfolio
217 174 125 43 24,7
Refining & Marketing e Chimica
506 512 575 (6) (1,2)
- Refining & Marketing
389 417 488 (28) (6,7)
- Chimica
117 95 87 22 23,2
Plenitude & Power
358 286 217 72 25,2
- Plenitude
307 241 172 66 27,4
- Power
51 45 45 6 13,3
Corporate e altre attività
139 148 146 (9) (6,1)
Effetto eliminazione utili interni
(33) (33) (32)
Totale Ammortamenti
7.205 7.063 7.304 142 2,0
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali e immateriali
e di diritti di utilizzo beni in leasing
1.140 167 3.183 973 ..
Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore nette
8.345 7.230 10.487 1.115 15,4
Radiazioni
599 387 329 212 54,8
8.944 7.617 10.816 1.327 17,4
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass.
Exploration & Production
432 (1.244) 1.888 1.676
Global Gas & LNG Portfolio
(12) 26 2 (38)
Refining & Marketing e Chimica
717 1.342 1.271 (625)
Plenitude & Power
(37) 20 1 (57)
Corporate e altre attività
40 23 21 17
Svalutazioni (Riprese di valore) nette di attività materiali e immateriali e di diritti di utilizzo
beni in leasing
1.140 167 3.183 973
Le radiazioni (€599 milioni) si riferiscono principalmente al set-
tore E&P. In particolare, nell’ambito delle attività esplorative e di
appraisal nel corso dell’esercizio sono state rilevate radiazioni
riguardanti i costi dei pozzi esplorativi in corso e completati in
attesa di esito che nell’esercizio sono risultati d’insuccesso re-
lativi in particolare a iniziative in Libia, Egitto, Costa d’Avorio,
Vietnam e Kenya, nonché titoli minerari esplorativi in fase di
abbandono.
105ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass.
Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto
(939) (849) (913) (90)
- Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari
(507) (475) (517) (32)
- Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading
(53) 11 31 (64)
- Proventi (oneri) netti su altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
(2) (2)
- Interessi ed altri oneri verso banche ed altri finanziatori
(128) (94) (102) (34)
- Interessi passivi su passività per beni in leasing
(315) (304) (347) (11)
- Interessi attivi verso banche
57 4 10 53
- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa
9 9 12
Proventi (oneri) su strumenti finanziari derivati
13 (306) 351 319
- Strumenti finanziari derivati su valute
(70) (322) 391 252
- Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse
81 16 (40) 65
- Opzioni
2 2
Differenze di cambio
238 476 (460) (238)
Altri proventi (oneri) finanziari
(275) (177) (96) (98)
- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa
128 67 97 61
- Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (accretion discount)
(199) (144) (190) (55)
- Altri proventi (oneri) finanziari
(204) (100) (3) (104)
(963) (856) (1.118) (107)
Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale
38 68 73 (30)
(925) (788) (1.045) (137)
Gli oneri finanziari netti di €925 milioni registrano un incremento di
€137 milioni rispetto al 2021. I principali driver sono stati: (i) la ridu-
zione delle differenze di cambio positive (-€238 milioni) compensate
dalla variazione positiva del fair value dei derivati su cambi (+€252
milioni), le cui variazioni sono imputate a conto economico essen-
do privi dei requisiti formali per essere qualificati come “hedges” in
base all’IFRS 9; (ii) l’incremento degli oneri finanziari sul debito (+€90
milioni) dovuto all’aumento del costo del debito per l’andamento dei
I proventi netti su partecipazioni ammontano a €5.464 milioni e
riguardano:
• le quote di competenza dei risultati dell’esercizio delle imprese
partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto per com-
plessivi €1.841 milioni attribuibili essenzialmente alla rilevazione
della quota di competenza della JV Vår Energi, di ADNOC Refinery
e di Azule Energy, nonché la quota Eni del risultato della joint ven-
ture Saipem;
• i dividendi di €351 milioni ricevuti da partecipazioni minoritarie
misurate al fair value con imputazione nell’utile complessivo,
tassi benchmark e l’effetto positivo della variazione del fair value su
strumenti derivati su tassi d’interesse (+€65 milioni) privi dei requisiti
formali per il trattamento in hedge accounting. Gli oneri finanziari di-
versi evidenziano un peggioramento di €98 milioni relativo all’incre-
mento dei tassi di attualizzazione, nonché ai maggiori oneri finan-
ziari derivanti dall’accretion discount di passività rilevate al valore
attuale, relative in particolare alla stima di costi di decommissioning
di alcuni impianti.
principalmente la Nigeria LNG (€247 milioni) e la Saudi European
Petrochemical Co. (€77 milioni);
• plusvalenze nette da cessione di partecipazioni (€483 milioni)
riferite quasi esclusivamente al collocamento di una quota del
capitale Eni in Vår Energi sulla borsa di Oslo;
• altri proventi (oneri) netti di €2.789 milioni riferibili essenzialmen-
te alla valutazione a fair value della business combination Azule
Energy.
L’analisi per tipologia di provento/onere è illustrata nella tabella
seguente:
PROVENTI (ONERI) NETTI SU PARTECIPAZIONE
2022
(€ milioni)
Exploration
& Production
Global Gas
& LNG Portfolio
Refining & Marketing
e Chimica
Plenitude
& Power
Corporate
e altre attività Gruppo
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
1.526 4 446 (20) (115) 1.841
Dividendi
269 82 351
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni
448 3 30 2 483
Altri proventi (oneri) netti
2.615 102 77 (5) 2.789
4.858 4 633 87 (118) 5.464
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022106
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass.
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
1.841 (1.091) (1.733) 2.932
Dividendi
351 230 150 121
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni
483 1 482
Altri proventi (oneri) netti
2.789 (8) (75) 2.797
Proventi (oneri) su partecipazioni
5.464 (868) (1.658) 6.332
Le imposte sul reddito sono in aumento di €3.243 milioni a
€8.088 milioni e includono l’effetto dell’applicazione del contri-
buto solidaristico straordinario a carico delle imprese del set-
tore energetico per l’esercizio 2022 previsto dalla Legge n. 51
del 20 maggio 2022 (“Decreto Ucraina”) per €1.036 milioni, il
prelievo addizionale sugli utili delle società del settore energia
del Regno Unito e in Germania nonché lo stanziamento del
Imposte sul reddito
contributo solidaristico italiano istituito dalla Legge n.197 del
29 dicembre 2022 (Legge Finanziaria 2023) sulla base del red-
dito imponibile del 2022 al lordo della distribuzione di riserve
di rivalutazione. Il tax rate reported si attesta al 36,7%. Su base
adjusted, calcolato non considerando le componenti straordi-
narie (vedi sezione “Dettaglio degli special item”), il tax rate si
ridetermina in circa il 39%.
RISULTATI PER SETTORE DI ATTIVITÀ
1
EXPLORATION & PRODUCTION
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %.
Utile (perdita) operativo
15.908 10.066 (610) 5.842 ..
Esclusione special item:
503 (773) 2.157
- oneri ambientali
30 60 19
- svalutazioni (riprese di valore) nette
432 (1.244) 1.888
- radiazioni pozzi esplorativi per abbandono progetti
2 247
- plusvalenze nette su cessione di asset
(27) (77) 1
- oneri per incentivazione all'esodo
34 60 34
- accantonamenti a fondo rischi
34 113 114
- differenze e derivati su cambi
(57) (3) 13
- altro
55 71 88
Utile (perdita) operativo adjusted
16.411 9.293 1.547 7.118 76,6
Proventi (oneri) finanziari netti
(a)
(319) (313) (316) (6)
Proventi (oneri) su partecipazioni
(a)
2.086 681 262 1.405
di cui: Vår Energi 951 425 193
Azule 455
Imposte sul reddito
(a)
(7.402) (4.118) (1.369) (3.284)
Tax rate
(%) 40,7 42,6 ..
Utile (perdita) netto adjusted
10.776 5.543 124 5.233 ..
I risultati includono:
costi di ricerca esplorativa:
605 558 510 47 8,4
- costi di prospezioni, studi geologici e geofisici
220 194 196 26 13,4
- radiazione di pozzi di insuccesso
(b)
385 364 314 21 5,8
Prezzi medi di realizzo
Petrolio
(c)
($/barile) 92,49 66,62 37,06 25,87 38,8
Gas naturale
($/migliaia di metri cubi) 366,58 234,77 132,95 131,81 56,1
Idrocarburi
($/boe) 73,98 51,49 28,92 22,49 43,7
(a) Escludono gli special item.
(b) Include anche la radiazione di diritti esplorativi unproved, laddove presenti, associati ai progetti con esito negativo.
(c) Include condensati.
(1) Note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con gli Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance
(Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. sezione “Indicatori alternativi di perfor-
mance” alle pagine seguenti della presente relazione.
107ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Nel 2022 il settore Exploration & Production ha registrato un utile
operativo adjusted di €16.411 milioni, +77% rispetto al 2021, traina-
to dal continuo rafforzamento dello scenario petrolifero e dalla ridot-
ta disponibilità globale di gas naturale, nonché dalla gestione disci-
plinata dei costi. In tale contesto i prezzi di realizzo delle produzioni
Eni sono aumentati del 39% e del 56% rispettivamente per i liquidi e
il gas naturale rispetto al 2021. Tali effetti sono stati parzialmente
compensati dai minori volumi prodotti.
L’utile operativo adjusted è stato determinato con una rettifica posi-
tiva per special item di €503 milioni.
Il settore ha riportato un utile netto adjusted di €10.776 milioni
nell’esercizio quasi raddoppiando l’utile di €5.543 milioni del 2021,
grazie alla migliore performance operativa e delle partecipazioni
valutate all’equity. La riduzione del tax rate nell’anno 2022, -2 punti
percentuali rispetto all’anno 2021, beneficia dello scenario positivo
e della migliore performance del risultato delle partecipazioni valu-
tate col metodo del patrimonio netto.
Il prezzo medio di realizzo del gas naturale Eni è aumentato in media
del 56% nell’anno per effetto dell’andamento favorevole dello scena-
rio. Il prezzo medio di realizzo del gas naturale Eni è stato ridotto in
media di 44,72 $/migliaia di metri cubi per effetto del regolamento
di strumenti derivati relativi alla vendita di 2.403 milioni di metri cubi
nel periodo gennaio-dicembre 2022, posti in essere per la copertura
del rischio di variazione dei flussi di cassa attesi dalla vendita nel
periodo dicembre 2021-dicembre 2022.
Nella tavola che segue sono rappresentati gli effetti delle operazioni
di cash flow hedge descritte in precedenza:
2022
Gas naturale
Volumi venduti
(milioni di metri cubi) 39.046
Produzione coperta da strumenti derivati “cash flow hedge”
($/migliaia di metri cubi) 2.403
Prezzo medio di realizzo escluso l’effetto degli strumenti derivati
411,30
Utile (perdita) realizzata dagli strumenti derivati
(44,72)
Prezzo medio di realizzo
366,58
GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %.
Utile (perdita) operativo
3.730 899 (332) 2.831 ..
Esclusione special item:
(1.667) (319) 658
- svalutazioni (riprese di valore) nette
(12) 26 2
- oneri per incentivazione all'esodo
4 5 2
- derivati su commodity
(1.805) (207) 858
- differenze e derivati su cambi
244 206 (183)
- altro
(98) (349) (21)
Utile (perdita) operativo adjusted
2.063 580 326 1.483 ..
Proventi (oneri) finanziari netti
(a)
(17) (17)
Proventi (oneri) su partecipazioni
(a)
4 (15) 4
Imposte sul reddito
(a)
(1.068) (394) (100) (674)
Utile (perdita) netto adjusted
982 169 211 813 ..
(a) Escludono gli special item.
Nel 2022 il settore Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito l’uti-
le operativo adjusted di €2.063 milioni, in robusta crescita rispetto
al 2021 (+€1.483 milioni, quasi quadruplicato rispetto al 2021). La
positiva performance è stata conseguita nonostante la prevista in-
versione dei trend di mercato ed i minori approvvigionamenti russi,
nonché le maggiori spese di revisione dei contratti. Il settore ha prov-
veduto alla sostituzione di gas russo con gas equity o da Paesi ove
operiamo ed assicurando la continua ottimizzazione del portafoglio
gas e GNL in un contesto di offerta insufficiente, garantendo stabili-
tà e sicurezza degli approvvigionamenti per i clienti e la gestione dei
rischi finanziari.
L’esercizio chiude con un utile netto adjusted di €982 milioni rispet-
to all’utile di €169 milioni del 2021.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022108
REFINING & MARKETING E CHIMICA
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %.
Utile (perdita) operativo
460 45 (2.463) 415 ..
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(416) (1.455) 1.290
Esclusione special item:
1.885 1.562 1.179
- oneri ambientali
962 150 85
- svalutazioni (riprese di valore) nette
717 1.342 1.271
- plusvalenze nette su cessione di asset
(10) (22) (8)
- accantonamenti a fondo rischi
52 (4) 5
- oneri per incentivazione all'esodo
46 42 27
- derivati su commodity
4 50 (185)
- differenze e derivati su cambi
(33) (14) 10
- altro
147 18 (26)
Utile (perdita) operativo adjusted
1.929 152 6 1.777 ..
- Refining & Marketing
2.183 (46) 235 2.229 ..
- Chimica
(254) 198 (229) (452) ..
Proventi (oneri) finanziari netti
(a)
(36) (32) (7) (4)
Proventi (oneri) su partecipazioni
(a)
637 (4) (161) 641
di cui: ADNOC Refining 568 (76) (167)
Imposte sul reddito
(a)
(616) (54) (84) (562)
Utile (perdita) netto adjusted
1.914 62 (246) 1.852 ..
(a) Escludono gli special item.
Il business Refining & Marketing ha registrato l’utile ope-
rativo adjusted di €2.183 milioni nell’esercizio 2022 che si
confronta con una perdita di €46 milioni nell’anno 2021, be-
neficiando dei margini di raffinazione significativamente più
elevati. La performance è stata anche sostenuta dalle misure
di ottimizzazione e dalle iniziative per ridurre i costi energetici
dei processi industriali, sostituendo il gas naturale con alter-
native più economiche.
Nel 2022 il business della Chimica ha registrato una perdita
operativa adjusted di €254 milioni, in riduzione rispetto all’utile
di €198 milioni conseguito nell’esercizio 2021, che aveva benefi-
ciato delle eccezionali condizioni di mercato registrate nel 2021
a seguito della pandemia. La performance è stata impattata dal
complessivo indebolimento della domanda, dal forte aumento dei
costi, in particolare, delle utilities industriali indicizzate al prezzo
del gas naturale. Questi fenomeni sono stati in parte compensati
dalle iniziative di ottimizzazione volte a sostituire il consumo di
gas naturale con combustibili più economici e dalla riduzione della
produzione per compensare il calo della domanda.
L’ utile operativo adjusted del settore R&M e Chimica pari a
€1.929 milioni è ottenuto con una rettifica positiva per gli special
item di €1.885 milioni e con l’esclusione dell’utile da valutazione
delle scorte di €416 milioni.
L’utile netto adjusted del settore R&M e Chimica si attesta a
€1.914 milioni rispetto all’utile di €62 milioni del 2021, benefician-
do del significativo incremento conseguito dal business Refining
& Marketing.
109ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
PLENITUDE & POWER
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %.
Utile (perdita) operativo
(825) 2.355 660 (3.180) ..
Esclusione special item:
1.440 (1.879) (195)
- oneri ambientali
2 1
- svalutazioni (riprese di valore) nette
(37) 20 1
- plusvalenze nette su cessione di asset
1 (2)
- accantonamenti a fondo rischi
10
- oneri per incentivazione all'esodo
65 (5) 20
- derivati su commodity
1.412 (1.982) (233)
- differenze e derivati su cambi
(5) (6)
- altro
2 96 6
Utile (perdita) operativo adjusted
615 476 465 139 29,2
- Plenitude
345 363 304 (18) (5,0)
- Power
270 113 161 157 ..
Proventi (oneri) finanziari netti
(a)
(11) (2) (1) (9)
Proventi (oneri) su partecipazioni
(a)
(6) (3) 6 (3)
Imposte sul reddito
(a)
(201) (144) (141) (57)
Utile (perdita) netto adjusted
397 327 329 70 21,4
(a) Escludono gli special item.
Nel 2022, Plenitude ha registrato un utile operativo adjusted
pari a €345 milioni, in riduzione del 5% rispetto al 2021, per
effetto dello sfidante scenario di mercato. Il business Power
di produzione di energia da impianti a gas ha conseguito l’u-
tile operativo adjusted di €270 milioni, più che raddoppiando
rispetto all’anno 2021 per effetto dello scenario prezzi favo-
revole.
Il risultato dell’aggregato Corporate e Altre Attività include princi-
palmente i costi delle sedi direzionali Eni al netto dei riaddebiti alle
società operativi per la fornitura di servizi generali, amministrativi,
finanziari, ICT, risorse umane, legali, affari societari, nonché i costi
L’ utile operativo adjusted del settore Plenitude & Power pari a
€615 milioni è ottenuto con una rettifica positiva per gli special
item di €1.440 milioni.
L’ utile netto adjusted del settore Plenitude & Power di €397 mi-
lioni in aumento del 21,4% rispetto al 2021 (utile netto adjusted
di €327 milioni).
operativi delle attività di bonifica di aree di proprietà del Gruppo inat-
tive a seguito della cessazione di precedenti operazioni industriali, al
netto dei margini di società controllate captive che forniscono ser-
vizi specialistici al business (assicurazioni, finanziario, recruitment).
CORPORATE E ALTRE ATTIVITÀ
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %.
Utile (perdita) operativo
(1.901) (816) (563) (1.085) ..
Esclusione special item:
1.279 223 56
- oneri ambientali
1.062 61 (130)
- svalutazioni (riprese di valore) nette
40 23 21
- plusvalenze nette su cessione di asset
(5) 1 (2)
- accantonamenti a fondo rischi
1 33 20
- oneri per incentivazione all'esodo
53 91 40
- altro
128 14 107
Utile (perdita) operativo adjusted
(622) (593) (507) (29) (4,9)
Proventi (oneri) finanziari netti
(a)
(669) (539) (569) (130)
Proventi (oneri) su partecipazioni
(a)
(91) (691) (95) 600
Imposte sul reddito
(a)
673 247 (34) 426
Utile (perdita) netto adjusted
(709) (1.576) (1.205) 867 55,0
(a) Escludono gli special item.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022110
Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato aggrega i valori
attivi e passivi dello schema statutory secondo il criterio della fun-
zionalità alla gestione dell’impresa considerata suddivisa conven-
zionalmente nelle tre funzioni fondamentali: l’investimento, l’eserci-
zio, il finanziamento. Il management ritiene che lo schema proposto
rappresenti un’utile informativa per l’investitore perché consente di
STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO
(a)
individuare le fonti delle risorse finanziarie (mezzi propri e mezzi di
terzi) e gli impieghi delle stesse nel capitale immobilizzato e in quel-
lo di esercizio. Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato è
utilizzato dal management per il calcolo dei principali indici finanzia-
ri di redditività del capitale investito (ROACE adjusted) e di solidità/
equilibrio della struttura finanziaria (gearing/leverage).
(€ milioni) 31 dicembre 2022 31 dicembre 2021 Var. ass.
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari 56.332 56.299 33
Diritto di utilizzo beni in leasing 4.446 4.821 (375)
Attività immateriali 5.525 4.799 726
Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo 1.786 1.053 733
Partecipazioni 13.294 7.181 6.113
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa 1.978 1.902 76
Debiti netti relativi all’attività di investimento (2.320) (1.804) (516)
81.041 74.251 6.790
Capitale di esercizio netto
Rimanenze 7.709 6.072 1.637
Crediti commerciali 16.556 15.524 1.032
Debiti commerciali (19.527) (16.795) (2.732)
Attività (passività) tributarie nette (2.991) (3.678) 687
Fondi per rischi e oneri (15.267) (13.593) (1.674)
Altre attività (passività) d’esercizio 316 (2.258) 2.574
(13.204) (14.728) 1.524
Fondi per benefici ai dipendenti
(786) (819) 33
Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili
156 139 17
CAPITALE INVESTITO NETTO
67.207 58.843 8.364
Patrimonio netto degli azionisti Eni
54.759 44.437 10.322
Interessenze di terzi
471 82 389
Patrimonio netto
55.230 44.519 10.711
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
7.026 8.987 (1.961)
Passività per leasing
4.951 5.337 (386)
- di cui working interest Eni
4.457 3.653 804
- di cui working interest follower
494 1.684 (1.190)
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
11.977 14.324 (2.347)
COPERTURE
67.207 58.843 8.364
(a) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo “Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori”.
Al 31 dicembre 2022, il capitale immobilizzato (€81.041 milioni) è
aumentato di €6.790 milioni rispetto al 31 dicembre 2021 per l’ef-
fetto positivo delle differenze cambio (al 31 dicembre 2022, cambio
puntuale EUR/USD pari a 1,067 rispetto al cambio di 1,133 al 31
dicembre 2021, -6%), l’effetto delle acquisizioni e l’avvio di un’uni-
tà FPSO che opera il permesso di Area 1 in Messico, parzialmente
compensati dall’impatto netto della cessione delle controllate ango-
lane in cambio della quota di partecipazione del 50% in Azule Ener-
gy e dall’effetto netto degli ammortamenti/svalutazioni e radiazioni
di periodo e degli incrementi per investimenti.
Il capitale di esercizio netto (-€13.204 milioni) è aumenta-
to di €1.524 milioni a seguito dell’aumento del valore di libro
delle scorte di petrolio e di prodotti per effetto della conta-
bilità del costo medio ponderato in funzione dell’aumento
dei prezzi delle commodity (+€1.637 milioni), l’incremento
delle altre attività (passività) d’esercizio (+€2.574 milioni) a
seguito della variazione del fair value dei derivati parzialmen-
te compensato dall’incremento del fondo rischi (+€1.674 mi-
lioni) e dal minor saldo debiti e crediti commerciali (-€1.700
milioni).
111ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(€ milioni) 2022 2021
Utile (perdita) netto dell'esercizio
13.961
5.840
Componenti non riclassificabili a conto economico
114 149
Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti
60 119
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI
56 105
Quota di pertinenza delle “altre componenti dell’utile (perdita) complessivo”
delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
3 2
Effetto fiscale
(5) (77)
Componente riclassificabili a conto economico
1.643 1.902
Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro
1.095
2.828
Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge
794 (1.264)
Quota di pertinenza delle “altre componenti dell’utile (perdita) complessivo”
delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
(12) (34)
Effetto fiscale
(234) 372
Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo
1.757 2.051
Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio
15.718 7.891
di competenza:
- azionisti Eni
15.643 7.872
- interessenze di terzi
75
19
(€ milioni)
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)
Emissioni 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
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2022
44.519
Totale utile (perdita) complessivo 15.718
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni (3.022)
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate (60)
Cessione Enipower 542
Acquisto azioni proprie (2.400)
Cedole obbligazioni subordinate perpetue (138)
Imposte su cedole Bond ibrido 44
Altre variazioni 27
Totale variazioni
10.711
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2022
55.230
di competenza:
- azionisti Eni 54.759
- interessenze di terzi 471
Riconduzione dell’utile complessivo
Prospetto delle variazioni del patrimonio netto
Il patrimonio netto (€55.230 milioni) è aumentato di €10.711
milioni rispetto al 31 dicembre 2021 per effetto dell’utile netto
del periodo (€13.961 milioni), delle differenze positive di cambio
(€1.095 milioni) che riflettono l’apprezzamento del dollaro rispet-
to all’euro al 31 dicembre 2022 rispetto al 31 dicembre 2021, del-
la variazione positiva di €794 milioni della riserva cash flow hed-
ge, in parte compensati dal pagamento dividendi e dall’acquisto
di azioni proprie (€5.422 milioni).
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022112
(€ milioni) 31 dicembre 2022 31 dicembre 2021 Var. ass.
Debiti finanziari e obbligazionari
26.917 27.794 (877)
- Debiti finanziari a breve termine 7.543 4.080 3.463
- Debiti finanziari a lungo termine 19.374 23.714 (4.340)
Disponibilità liquide ed equivalenti
(10.155) (8.254) (1.901)
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
(8.251) (6.301) (1.950)
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
(1.485) (4.252) 2.767
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
7.026 8.987 (1.961)
Passività per beni in leasing
4.951 5.337 (386)
- di cui working interest Eni 4.457 3.653 804
- di cui working interest follower 494 1.684 (1.190)
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
11.977 14.324 (2.347)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
55.230 44.519 10.711
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
0,13 0,20 0,07
Leverage post lease liability ex IFRS 16
0,22 0,32 0,10
Il “leverage” misura il grado di indebitamento della società ed è
calcolato come rapporto tra l’indebitamento finanziario netto e il
patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi azionisti.
Il management Eni utilizza tale indicatore per valutare il grado di
Indebitamento finanziario netto
solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di inci-
denza relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi
propri, nonché per effettuare analisi di benchmark con gli standard
dell’industria.
L’indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2022 è pari a
€11.977 milioni in riduzione di €2.347 milioni rispetto al 2021. I de-
biti finanziari e obbligazionari ammontano a €26.917 milioni, di cui
€7.543 milioni a breve termine (comprensivi delle quote in scadenza
entro 12 mesi dei debiti finanziari a lungo termine di €3.097 milioni)
e €19.374 milioni a lungo termine. La riduzione dei crediti finanzia-
ri non strumentali all’attività operativa è connessa all’operatività in
derivati su commodity. L’ammontare di €1.266 milioni è relativo ai
depositi vincolati a garanzia di operazioni su contratti derivati riferiti
essenzialmente al settore Global Gas & LNG Portfolio.
Escludendo l’effetto della lease liability – IFRS 16, l’indebitamento fi-
nanziario netto si ridetermina in €7.026 milioni in riduzione di €1.961
milioni rispetto al 2021.
Il leverage
2
– rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimo-
nio netto comprese le interessenze di terzi – si attesta a 0,13 al 31
dicembre 2022, di cui circa 1 punto riferibile alla quota di passività di
competenza dei partner delle unincorporated joint venture operate
da Eni. Includendo l’impatto dell’applicazione dell’IFRS 16, il leverage
si ridetermina in 0,22.
(2) Note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con gli Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance
(Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. sezione “Misure alternative di performan-
ce” alle pagine seguenti della presente relazione.
113ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO
Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato è la sintesi
dello schema statutory al fine di consentire il collegamento tra
il rendiconto finanziario, che esprime la variazione delle disponi-
bilità liquide tra inizio e fine periodo dello schema obbligatorio, e
la variazione dell’indebitamento finanziario netto tra inizio e fine
periodo dello schema riclassificato. La misura che consente tale
collegamento è il “free cash flow” cioè l’avanzo o il deficit di cas-
sa che residua dopo il finanziamento degli investimenti. Il free
cash flow chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di
periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa re-
lativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/de-
biti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/acqui-
sto 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 conversione; (ii)
sulla variazione dell’indebitamento finanziario netto di periodo,
dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capita-
le proprio, nonché gli effetti sull’indebitamento finanziario netto
delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze di
cambio da conversione.
RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO
(a)
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass.
Utile (perdita) netto
13.961 5.840 (8.628) 8.121
Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
- ammortamenti e altre componenti non monetarie
4.369 8.568 12.641 (4.199)
- plusvalenze nette su cessioni di attività
(524) (102) (9) (422)
- dividendi, interessi e imposte
8.611 5.334 3.251 3.277
Variazione del capitale di esercizio
(1.279) (3.146) (18) 1.867
Dividendi incassati da partecipate
1.545 857 509 688
Imposte pagate
(8.488) (3.726) (2.049) (4.762)
Interessi (pagati) incassati
(735) (764) (875) 29
Flusso di cassa netto da attività operativa
17.460 12.861 4.822 4.599
Investimenti tecnici
(8.056) (5.234) (4.644) (2.822)
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda
(3.311) (2.738) (392) (573)
Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d'azienda, attività materiali e immateriali e
partecipazioni
1.202 404 28 798
Altre variazioni relative all’attività di investimento
2.361 289 (735) 2.072
Free cash flow
9.656 5.582 (921) 4.074
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa
786 (4.743) 1.156 5.529
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
(2.569) (244) 3.115 (2.325)
Rimborso di passività per beni in leasing
(994) (939) (869) (55)
Flusso di cassa del capitale proprio
(4.841) (2.780) (1.968) (2.061)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
(138) 1.924 2.975 (2.062)
Variazioni area di consolidamento, differenze cambio sulle disponibilità
16 52 (69) (36)
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
1.916 (1.148) 3.419 3.064
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
20.380 12.711 6.726 7.669
Variazione dell'indebitamento finanziario netto
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass.
Free cash flow
9.656 5.582 (921) 4.074
Rimborso di passività per beni in leasing
(994) (939) (869) (55)
Debiti e crediti finanziari società acquisite
(512) (777) (67) 265
Debiti e crediti finanziari società disinvestite
142 142
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni
(1.352) (429) 759 (923)
Flusso di cassa del capitale proprio
(4.841) (2.780) (1.968) (2.061)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
(138) 1.924 2.975 (2.062)
VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITÀ PER LEASING
1.961 2.581 (91) (620)
Rimborsi lease liability
994 939 869 55
Accensioni del periodo e altre variazioni
(608) (1.258) (239) 650
Variazione passività per beni in leasing
386 (319) 630 705
VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITÀ PER LEASING
2.347 2.262 539 85
(a) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo “Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori”.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022114
Il flusso di cassa netto da attività operativa dell’esercizio 2022
è stato di €17.460 milioni con un incremento di €4.599 milioni
rispetto al 2021 (+36%), sostenuto dal miglioramento dello sce-
nario upstream e dal significativo contributo del business R&M.
L’assorbimento di cassa del capitale circolante di €1.279 milioni
è dovuto alla variazione del valore del magazzino petrolio e pro-
dotti in uno scenario di prezzi in crescita, alla ricostituzione degli
stoccaggi gas e al pagamento delle forniture di gas.
I dividendi incassati dalle partecipate hanno riguardato principal-
mente Vår Energi, Nigeria LNG, Azule Energy e ADNOC R&T.
Prima della variazione del capitale circolante al costo di rim-
piazzo e di alcune rettifiche, il flusso di cassa netto da attività
operativa si ridetermina in €20.380 milioni nell’anno. Tali rettifi-
che comprendono: l’utile/perdita di magazzino olio e prodotti, la
differenza temporanea tra il valore del magazzino gas calcolato
in base al metodo del costo medio ponderato e la misura interna
di performance del management che utilizza il magazzino quale
leva di ottimizzazione dei margini, accantonamenti straordinari
per attività di bonifica ambientale e di decommissioning di as-
set nella raffinazione, accantonamenti/proventi straordinari su
crediti e per oneri o sopravvenienze attive, il fair value dei derivati
su commodity privi dei requisiti formali per il trattamento in he-
dge accounting, il pagamento del contributo straordinario di so-
lidarietà delle imprese energetiche in Italia per il 2022, nonché il
rimborso di capitale da parte di una collegata riclassificato come
flusso di cassa operativo.
La riduzione dell’indebitamento ante IFRS 16 pari a circa €1.961 milio-
ni è dovuta al flusso di cassa netto da attività operativa di circa €17,5
miliardi, al rimborso dei crediti strumentali da parte di Azule Energy
(€1,3 miliardi), parzialmente compensati dall’assorbimento di cassa
degli investimenti netti (€8,2 miliardi), dal pagamento dei dividendi agli
azionisti Eni di €3 miliardi, dall’esecuzione del programma di buy-back
con un esborso di €2,4 miliardi, dall’effetto netto di acquisizioni/disin-
vestimenti (esborso netto di €2,5 miliardi), dal pagamento delle rate di
leasing di €1 miliardo e delle cedole relative ai bond ibridi (€0,1 miliar-
di) e da altre variazioni positive di circa €0,5 miliardi.
La riconduzione del flusso di cassa netto ante variazione cir-
colante al costo di rimpiazzo adjusted al flusso di cassa netto
da attività operativa per i reporting period 2022, 2021 e 2020 è
riportata di seguito:
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass.
Flusso di cassa netto da attività operativa
17.460 12.861 4.822 4.599
Variazione del capitale di esercizio
1.279 3.146 18 (1.867)
Esclusione derivati su commodity
(389) (2.139) 440 1.750
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(564) (1.491) 1.318 927
Accantonamenti straordinari su crediti e per oneri
2.594 334 128 2.260
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
20.380 12.711 6.726 7.669
INVESTIMENTI TECNICI E IN PARTECIPAZIONI
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass. Var. %.
Exploration & Production
6.362 3.861 3.472 2.501 64,8
- acquisto di riserve proved e unproved
260 17 57 243 ..
- ricerca esplorativa
708 391 283 317 81,1
- sviluppo di idrocarburi
5.238 3.364 3.077 1.874 55,7
- progetti CCUS e agri-biofeedstock
110 37 73 ..
- altro
46 52 55 (6) (11,5)
Global Gas & LNG Portfolio
23 19 11 4 21,1
Refining & Marketing e Chimica
878 728 771 150 20,6
- Refining & Marketing
623 538 588 85 15,8
- Chimica
255 190 183 65 34,2
Plenitude & Power
631 443 293 188 42,4
- Plenitude
481 366 241 115 31,4
- Power
150 77 52 73 94,8
Corporate e altre attività
166 187 107 (21) (11,2)
Effetto eliminazione utili interni
(4) (4) (10)
Investimenti tecnici
(a)
8.056 5.234 4.644 2.822 53,9
Investimenti in partecipazioni/business combination
3.311 2.738 392 573 ..
Totale investimenti tecnici e in partecipazioni/business combination
11.367 7.972 5.036 3.395 42,6
(a) Gli investimenti per l’acquisto di immobili, impianti e macchinari da fornitori con i quali sono state negoziate dilazioni dei termini di pagamento che hanno comportato la classificazione del debito come
finanziario sono stati rilevati nelle “Altre variazioni” del Rendiconto Finanziario (€61 milioni).
115ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
I fabbisogni per gli investimenti tecnici e in partecipazioni/busi-
ness combination ammontano a €11.367 milioni, in aumento del
43% rispetto il 2021, comprendono il corrispettivo dell’acquisizione
del 20% nel progetto offshore eolico Dogger Bank C nel Mare del
Nord, del 100% della società SKGR, proprietaria di un portafoglio
di impianti fotovoltaici in Grecia, di capacità rinnovabile negli Stati
Uniti, del 3% nel progetto North Field East LNG in Qatar, del 100%
di PLT Energia attiva nel business delle rinnovabili, dell’impianto di
liquefazione Tango FLNG in Congo nonché il contributo per la rica-
pitalizzazione della JV Saipem al fine di sostenere il nuovo piano
industriale e la ristrutturazione finanziaria della Società. Questi im-
pieghi di cassa sono stati parzialmente compensati dall’incasso
derivante dal collocamento di una quota del capitale di Vår Energi
(€0,5 miliardi) e dalla cessione di una quota minoritaria del busi-
ness di produzione di energia elettrica da gas con la rilevazione di
un “non-controlling interest” (€0,5 miliardi).
Gli investimenti tecnici di €8.056 milioni (€5.234 milioni nell’e-
sercizio 2021) evidenziano un aumento del 54% e hanno ri-
guardato principalmente:
• lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi (€5.238 milioni) in
particolare in Egitto, Costa d’Avorio, Congo, Emirati Arabi
Uniti, Messico, Iraq, Italia ed Algeria;
• l’attività di raffinazione in Italia e all’estero (€491 milioni)
finalizzati essenzialmente ad attività di asset integrity e
stay-in-business, nonché agli interventi in materia di salute,
sicurezza e ambiente; nel marketing (€132 milioni) interven-
ti per obblighi di legge e stay-in-business della rete di distri-
buzione di prodotti petroliferi in Italia e nel resto d’Europa;
• Plenitude (€481 milioni) relativa principalmente allo svilup-
po del business delle rinnovabili, acquisizione di nuovi clien-
ti e attività di sviluppo di infrastrutture di rete per veicoli
elettrici.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022116
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 straordinari (special items) rispettivamente before
e after tax che comprendono in particolare: le svalutazioni di
asset, le plusvalenze da cessione, gli accantonamenti al fondo
rischi ambientali e altri fondi, gli oneri delle ristrutturazioni, il
fair value dei derivati di copertura privi dei requisiti formali per
l’hedge accounting e le svalutazioni delle attività per imposte
anticipate. Inoltre, è oggetto di esclusione il cosiddetto profit/
loss on stock dato dalla differenza tra il costo corrente delle
quantità vendute e quello determinato sulla base del criterio
contabile IFRS del costo medio ponderato per la valutazione
delle giacenze di fine periodo. Il profit (loss) on stock non è
rilevato nei settori che utilizzano il magazzino come leva ge-
stionale per ottimizzare i margini.
Tali misure di risultato sono definite utile operativo adjusted e
utile netto adjusted.
Il management ritiene che tali misure di performance consen-
tano di facilitare l’analisi dell’andamento dei business, assicu-
rando una migliore comparabilità dei risultati nel tempo, avuto
riguardo alla presenza di fenomeni non ricorrenti, e, agli analisti
finanziari, di valutare i risultati di Eni sulla base dei loro model-
li previsionali. L’informativa finanziaria Non-GAAP deve essere
considerata come complementare e non sostituisce le infor-
mazioni 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 afferenti
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 finanziari
correlati all’indebitamento finanziario netto. Ai fini della deter-
minazione dei risultati adjusted dei settori, sono classificati
nell’utile operativo gli effetti economici relativi agli strumenti
finanziari 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 fiscale 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/pro-
venti finanziari per i quali è applicata convenzionalmente l’ali-
quota statutory delle società italiane.
Gli oneri/proventi finanziari correlati all’indebitamento finanzia-
rio netto esclusi dall’utile netto adjusted di settore sono rappre-
sentati dagli oneri finanziari sul debito finanziario lordo e dai
proventi sulle disponibilità e sugli impieghi di cassa non stru-
mentali all’attività operativa.
Pertanto restano inclusi nell’utile netto adjusted di settore gli
oneri/proventi finanziari correlati con gli asset finanziari operati
dal settore, in particolare i proventi su crediti finanziari e titoli
strumentali all’attività operativa e gli oneri finanziari derivanti
dall’accretion discount di passività rilevate al valore attuale (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 classificate tra gli special item,
se significative, quando: (i) derivano da eventi o da operazio-
ni il cui accadimento risulta non ricorrente, ovvero da quel-
le operazioni 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 busi-
ness, come nel caso degli oneri di ristrutturazione e ambien-
tali, nonché di oneri/proventi connessi alla valutazione o alla
dismissione di asset, anche se si sono verificati negli esercizi
precedenti o è probabile si verifichino in quelli successivi; op-
pure (iii) differenze e derivati in cambi sono relativi alla gestio-
ne commerciale e non finanziaria, come avviene in particolare
per i derivati in cambi posti in essere per la gestione del rischio
di cambio implicito nelle formule prezzo delle commodity. In
tal caso gli stessi, ancorché gestiti unitariamente sul mercato,
sono riclassificati nell’utile operativo adjusted variando corri-
spondentemente gli oneri/proventi finanziari. In applicazione
della Delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006, le compo-
nenti reddituali derivanti da eventi o da operazioni non ricor-
renti sono evidenziate, quando significative, distintamente
nei commenti del management e nell’informativa finanziaria.
Inoltre, sono classificati tra gli special item gli effetti contabili
dei derivati su commodity/tassi di cambio valutati a fair value
privi dei requisiti contabili per essere classificati come hedges
in base agli IFRS o per poter beneficiare della “own use exemp-
tion”, la quota inefficace dei derivati di copertura nonché gli ef-
fetti contabili dei derivati le cui sottostanti transazioni fisiche
sono attese in reporting period futuri.
Leverage
Il leverage è una misura Non-GAAP della struttura finanziaria
del Gruppo, evidenziando il grado di indebitamento, ed è cal-
colato come rapporto tra l’indebitamento finanziario netto e il
patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi azio-
nisti. Il leverage è utilizzato per valutare il grado di solidità e
di efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza
relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi
Indicatori alternativi di performance (Non-GAAP measure)
117ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
propri, nonché per effettuare analisi di benchmark con gli stan-
dard dell’industria.
Gearing
Il gearing è calcolato come rapporto tra l’indebitamento finan-
ziario netto e il capitale investito netto e misura quanta parte del
capitale investito netto è finanziata con il ricorso ai mezzi di terzi.
Flusso di cassa netto adjusted ante variazione circolante
Flusso di cassa netto da attività operativa prima della varia-
zione del capitale di esercizio ed escludendo l’utile/perdita di
magazzino e certe componenti straordinarie.
Free cash flow
Il Free cash flow è la misura che consente il collegamento tra
il rendiconto finanziario, che esprime la variazione delle disponi-
bilità liquide tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto
finanziario obbligatorio, e la variazione dell’indebitamento finan-
ziario netto tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto
finanziario riclassificato. Il “free cash flow” rappresenta l’avanzo
o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli inve-
stimenti e chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di
periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa re-
lativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debi-
ti finanziari), 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 con-
solidamento e delle differenze cambio da conversione; (ii) sulla
variazione dell’indebitamento finanziario netto di periodo, dopo
che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio,
nonché gli effetti sull’indebitamento finanziario netto delle varia-
zioni dell’area di consolidamento e delle differenze di cambio da
conversione.
Indebitamento finanziario netto
L’indebitamento finanziario netto è calcolato come debito finan-
ziario al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti, delle attività
finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico e
degli altri titoli non strumentali all’attività operativa, nonché dei cre-
diti finanziari a breve termine non strumentali all’attività operativa.
Assumono la qualificazione di strumentali all’attività operativa le
attività finanziarie funzionali allo svolgimento delle operations.
ROACE Adjusted
Indice di rendimento del capitale investito, calcolato come
rapporto tra l’utile netto adjusted prima degli interessi di terzi
azionisti aumentato degli oneri finanziari netti correlati all’inde-
bitamento finanziario netto, dedotto il relativo effetto fiscale, e
il capitale investito netto medio.
Coverage
Misura di equilibrio finanziario, calcolato come rapporto tra uti-
le operativo e gli oneri finanziari 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 flusso di
cassa netto da attività operativa e l’indebitamento finanziario
netto, detraendo dai debiti finanziari le disponibilità liquide e gli
impieghi finanziari non funzionali all’attività operativa.
Debt/EBITDA
Debt/EBITDA è un rapporto tra l’ammontare di reddito 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.
Profit per boe
Esprime la redditività per ogni barile di petrolio e gas naturale
prodotto ed è calcolato come rapporto tra il risultato delle attivi-
tà Oil & Gas (definiti secondo le disposizioni del FASB Extractive
Activities - Oil and Gas Topic 932) e i volumi venduti.
Opex per boe
Indica l’efficienza della gestione operativa nell’attività upstream
di sviluppo ed è calcolato come rapporto tra i costi operativi (de-
finiti secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil
and Gas Topic 932) e i volumi prodotti.
Finding & Development cost per boe
Rappresenta il costo di esplorazione e di sviluppo sostenuto per
ogni boe di nuove riserve scoperte o accertate ed è ottenuto
dal rapporto tra la somma degli investimenti di esplorazione e
sviluppo e dei costi di acquisto di riserve probabili e possibili e
gli incrementi delle riserve certe connesse a miglioramenti di
recupero, a estensioni e nuove scoperte e a revisioni di prece-
denti stime (definiti secondo le disposizioni del FASB Extractive
Activities - Oil and 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.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022118
RICONDUZIONE DELL’UTILE OPERATIVO E DELL’UTILE NETTO AI VALORI ADJUSTED
2022
(€ milioni)
Exploration
& Production
Global Gas
& LNG Portfolio
Refining
& Marketing
e Chimica
Plenitude
& Power
Corporate
e altre attività
Effetto eliminazione
utili interni
Gruppo
Utile (perdita) operativo
15.908 3.730 460 (825) (1.901) 138 17.510
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(416) (148) (564)
Esclusione special item:
- oneri ambientali 30 962 2 1.062 2.056
- svalutazioni (riprese di valore) nette 432 (12) 717 (37) 40 1.140
- radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti 2 2
- plusvalenze nette su cessione di asset (27) (10) 1 (5) (41)
- accantonamenti a fondo rischi 34 52 1 87
- oneri per incentivazione all'esodo 34 4 46 65 53 202
- derivati su commodity (1.805) 4 1.412 (389)
- differenze e derivati su cambi (57) 244 (33) (5) 149
- altro 55 (98) 147 2 128 234
Special item dell'utile (perdita) operativo
503 (1.667) 1.885 1.440 1.279 3.440
Utile (perdita) operativo adjusted
16.411 2.063 1.929 615 (622) (10) 20.386
Proventi (oneri) finanziari netti
(a)
(319) (17) (36) (11) (669) (1.052)
Proventi (oneri) su partecipazioni
(a)
2.086 4 637 (6) (91) 2.630
Imposte sul reddito
(a)
(7.402) (1.068) (616) (201) 673 6 (8.608)
Tax rate (%)
39,2
Utile (perdita) netto adjusted
10.776 982 1.914 397 (709) (4) 13.356
di competenza:
- interessenze di terzi 55
- azionisti Eni 13.301
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
13.887
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(401)
Esclusione special item
(185)
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
13.301
(a) Escludono gli special item.
119ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
RICONDUZIONE DELL’UTILE OPERATIVO E DELL’UTILE NETTO AI VALORI ADJUSTED
2021
(€ milioni)
Exploration
& Production
Global Gas
& LNG Portfolio
Refining
& 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) finanziari 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.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022120
RICONDUZIONE DELL’UTILE OPERATIVO E DELL’UTILE NETTO AI VALORI ADJUSTED
2020
(€ milioni)
Exploration
& Production
Global Gas
& LNG Portfolio
Refining
& 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) finanziari 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.
121ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
RICONDUZIONE DEGLI SCHEMI DI BILANCIO RICLASSIFICATI UTILIZZATI
NELLA RELAZIONE SULLA GESTIONE A QUELLI OBBLIGATORI
STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO
31 dicembre 2022 31 dicembre 2021
Voci dello stato patrimoniale riclassificato
(dove non espressamente indicato, la componente
è ottenuta direttamente dallo schema legale)
(€ milioni)
Riferimento alle
note al Bilancio
consolidato
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassificato
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassificato
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
56.332 56.299
Diritto di utilizzo beni in leasing
4.446 4.821
Attività immateriali
5.525 4.799
Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo
1.786 1.053
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto e altre partecipazioni
13.294 7.181
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
(vedi nota 17)
1.978
1.902
Debiti netti relativi all’attività di investimento, composti da:
(2.320)
(1.804)
- passività per attività di investimento correnti
(vedi nota 11)
(4)
(16)
- passività per attività di investimento non correnti
(vedi nota 11)
(79)
(87)
- crediti per attività di disinvestimento
(vedi nota 8)
301
8
- crediti per attività di disinvestimento non correnti
(vedi nota 11)
23
23
- debiti verso fornitori per attività di investimento (vedi nota 18) (2.561) (1.732)
Totale Capitale immobilizzato
81.041 74.251
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
7.709 6.072
Crediti commerciali
(vedi nota 8) 16.556 15.524
Debiti commerciali
(vedi nota 18) (19.527) (16.795)
Attività (passività) tributarie nette, composti da:
(2.991) (3.678)
- passività per imposte sul reddito correnti (2.108) (648)
- passività per imposte sul reddito non correnti (253) (374)
- passività per altre imposte correnti (vedi nota 11) (1.463) (1.435)
- passività per imposte differite
(5.094)
(4.835)
- passività per altre imposte non correnti
(vedi nota 11)
(34)
(27)
- attività per imposte sul reddito correnti
317
195
- attività per imposte sul reddito non correnti
114
108
- attività per altre imposte correnti
(vedi nota 11)
807
442
- attività per imposte anticipate 4.569 2.713
- attività per altre imposte non correnti (vedi nota 11) 157 182
- crediti per consolidato fiscale (vedi nota 8) 3 3
- debiti per consolidato fiscale (vedi nota 18) (6) (2)
Fondi per rischi e oneri
(15.267) (13.593)
Altre attività (passività), composti da:
316 (2.258)
- crediti finanziari strumentali all'attività operativa a breve termine (vedi nota 17) 8 39
- crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione e altri (vedi nota 8) 3.980 3.315
- altre attività correnti (vedi nota 11) 12.014 13.192
- altri crediti e altre attività non correnti (vedi nota 11) 2.056 824
- acconti e anticipi, debiti verso partner per attività di esplorazione e produzione e altri
(vedi nota 18)
(3.615)
(3.191)
- altre passività correnti
(vedi nota 11)
(11.006)
(14.305)
- altri debiti e altre passività non correnti
(vedi nota 11)
(3.121)
(2.132)
Totale Capitale di esercizio netto
(13.204)
(14.728)
Fondi per benefici ai dipendenti
(786)
(819)
Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili
156 139
composte da:
- attività destinate alla vendita 264 263
- passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita (108) (124)
CAPITALE INVESTITO NETTO
67.207 58.843
Patrimonio netto degli azionisti Eni comprese interessenze di terzi
55.230 44.519
Indebitamento finanziario netto
Debiti finanziari e obbligazioni, composti da:
26.917 27.794
‐ passività finanziarie a lungo termine 19.374 23.714
‐ quote a breve di passività finanziarie a lungo termine 3.097 1.781
‐ passività finanziarie a breve termine
4.446
2.299
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti
(10.155)
(8.254)
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
(8.251)
(6.301)
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa
(vedi nota 17)
(1.485)
(4.252)
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
7.026
8.987
Passività per beni in leasing, composti da:
4.951 5.337
- passività per beni in leasing a lungo termine 4.067 4.389
- quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine 884 948
Totale Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
(a)
11.977 14.324
COPERTURE
67.207 58.843
(a) Per maggiori dettagli sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto si veda anche la nota 20 al Bilancio consolidato.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022122
2022 2021
Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e
confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale
(€ milioni)
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassificato
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassificato
Utile (perdita) netto
13.961 5.840
Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività
operativa:
Ammortamenti e altri componenti non monetari
4.369 8.568
- ammortamenti 7.205 7.063
- svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di
utilizzo beni in leasing
1.140 167
- radiazioni 599 387
- effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (1.841) 1.091
- altre variazioni (2.773) (194)
- variazione fondo per benefici ai dipendenti 39 54
Plusvalenze nette su cessioni di attività
(524) (102)
Dividendi, interessi e imposte
8.611 5.334
- dividendi (351) (230)
- interessi attivi (159) (75)
- interessi passivi 1.033 794
- imposte sul reddito 8.088 4.845
Flusso di cassa del capitale di esercizio
(1.279) (3.146)
- rimanenze (2.528) (2.033)
- crediti commerciali (1.036) (7.888)
- debiti commerciali 2.284 7.744
- fondi per rischi e oneri 2.028 (406)
- altre attività e passività (2.027) (563)
Dividendi incassati
1.545 857
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati
(8.488) (3.726)
Interessi (pagati) incassati
(735) (764)
- interessi incassati 116 28
- interessi pagati (851) (792)
Flusso di cassa netto da attività operativa
17.460 12.861
Investimenti
(8.056) (5.234)
- attività materiali (7.700) (4.950)
- attività immateriali (356) (284)
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda
(3.311) (2.738)
‐ partecipazioni (1.675) (837)
‐ imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide
ed equivalenti acquisite
(1.636) (1.901)
Disinvestimenti
1.202 404
- attività materiali 149 207
- attività immateriali 17 1
‐ imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide
ed equivalenti cedute
(60) 76
- imposte pagate sulle dismissioni (35)
- partecipazioni 1.096 155
Altre variazioni relative all'attività di investimento e disinvestimento
2.361 289
- diritto di utilizzo prepagato beni in leasing (3) (2)
‐ investimenti finanziari: titoli e crediti strumentali all'attività operativa (350) (227)
‐ variazione debiti relativi all'attività di investimento 927 386
‐ disinvestimenti finanziari: titoli e crediti strumentali all'attività operativa 483 141
‐ variazione crediti relativi all'attività di disinvestimento 1.304 (9)
Free cash flow
9.656 5.582
RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO
123ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
segue RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO
2022 2021
Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e
confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale
(€ milioni)
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassificato
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassificato
Free cash flow
9.656 5.582
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa
786 (4.743)
- variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all’attività operativa 786 (4.743)
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
(2.569) (244)
- assunzione di debiti finanziari non correnti 130 3.556
- rimborsi di debiti finanziari non correnti (4.074) (2.890)
- incremento (decremento) di debiti finanziari correnti 1.375 (910)
Rimborso di passività per beni in leasing
(994) (939)
Flusso di cassa del capitale proprio
(4.841) (2.780)
‐ apporti di capitale da azionisti terzi 92
- acquisto di azioni proprie (2.400) (400)
- cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate 536 (17)
‐ dividendi pagati ad azionisti Eni (3.009) (2.358)
‐ dividendi pagati ad altri azionisti (60) (5)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
(138) 1.924
- emissioni nette di obbligazioni subordinate perpetue 1.985
- pagamenti di cedole relative ad obbligazioni perpetue (138) (61)
- effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità
Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità
16 52
16 52
liquide ed equivalenti
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti
1.916 (1.148)
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022124
I risultati economico-finanziari di Eni SpA di seguito illustrati
3
.
L’ utile netto di Eni SpA di €5.403 milioni si riduce di €2.272 mi-
lioni rispetto all’esercizio precedente per effetto essenzialmen-
te: (i) della riduzione dei proventi netti su partecipazioni (€3.147
milioni) a seguito principalmente dei minori dividendi distribu-
iti dalle partecipate; (ii) della flessione del risultato operativo
(€344 milioni) riferibile essenzialmente alla linea di business
Commento ai risultati
economico-finanziari di Eni SpA
E&P (€1.721 milioni), parzialmente compensato dal migliora-
mento della linea di business R&M (€863 milioni) e della linea di
business Global Gas & LNG Portfolio (€592 milioni). La ripresa
di valore delle attività per imposte anticipate in previsione della
loro recuperabilità compensa i suddetti effetti e l’incremento
delle imposte correnti.
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass.
Ricavi della gestione caratteristica
74.679 38.249 18.017 36.430
Altri ricavi e proventi
542 474 405 68
Costi operativi
(67.447) (34.490) (19.645) (32.957)
Altri proventi (oneri) operativi
(6.325) (2.278) (176) (4.047)
Ammortamenti
(825) (930) (1.013) 105
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo
beni in leasing
(334) (455) (1.573) 121
Radiazioni
(65) (1) (64)
Risultato operativo
225 569 (3.985) (344)
Proventi (oneri) finanziari
(216) (207) (299) (9)
Proventi (oneri) su partecipazioni
3.771 6.918 6.519 (3.147)
Utile prima delle imposte
3.780 7.280 2.235 (3.500)
Imposte sul reddito
1.623 395 (628) 1.228
Utile netto
5.403 7.675 1.607 (2.272)
(3) Nel 2022 si è perfezionata l’acquisizione, con efficacia dal 30 giugno 2022, dei business relativi ai prestiti ai dipendenti e all’attività di factoring della Serfactoring SpA.
CONTO ECONOMICO
125ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
I motivi delle variazioni più significative delle voci di conto eco-
nomico di Eni SpA se non espressamente indicate di segui-
I ricavi Exploration & Production (€2.743 milioni) si incrementano
di €545 milioni, pari al 24,8%, a seguito principalmente dell’aumen-
to dei prezzi di vendita del gas e del greggio parzialmente assorbi-
to dagli effetti economici delle operazioni di copertura effettuate.
I ricavi Global Gas & LNG Portfolio (€39.812 milioni) si incremen-
tano di €21.438 milioni per effetto principalmente dello scenario
energetico legato ai prezzi del gas; tale effetto è stato parzial-
mente compensato dal decremento dei volumi di gas commer-
cializzati principalmente in Italia.
Il risultato operativo della Exploration & Production, negativo di
€1.010 milioni, peggiora di €1.721 milioni a seguito essenzial-
mente: (i) degli effetti economici negativi relativi ai derivati su
commodity attivati per la gestione del rischio prezzo; (ii) della
circostanza che nel 2021 erano state operate riprese di valore
su asset operativi; (iii) dei maggiori costi operativi; (iv) delle radia-
zioni di costi capitalizzati relativi a immobilizzazioni in corso. Tali
effetti sono parzialmente compensati dall’aumento dei prezzi di
vendita del greggio e del gas.
Analisi delle voci del conto economico
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass.
Exploration & Production
2.743 2.198 1.509 545
Global Gas & LNG Portfolio
39.812 18.374 5.702 21.438
Refining & Marketing
25.335 15.505 9.694 9.830
Power
9.803 4.089 1.938 5.714
Corporate
1.057 976 876 81
Elisioni
(4.071) (2.893) (1.702) (1.178)
74.679 38.249 18.017 36.430
RISULTATO OPERATIVO
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass.
Exploration & Production
(1.010) 711 (981) (1.721)
Global Gas & LNG Portfolio
1.275 683 (316) 592
Refining & Marketing
658 (205) (2.138) 863
Power
206 23 (29) 183
Corporate
(901) (557) (545) (344)
Eliminazione utili interni
(a)
(3) (86) 24 83
Risultato operativo
225 569 (3.985) (344)
(a) Gli utili interni riguardano gli utili conseguiti sulle cessioni tra linee di business di gas e greggio in rimanenza a fine esercizio.
to, sono commentate nelle Note al bilancio di esercizio di Eni
SpA, cui si rinvia.
I ricavi Refining & Marketing (€25.335 milioni) si incrementano
di €9.830 milioni, pari al 63,4%, a seguito essenzialmente dell’au-
mento dei prezzi dei prodotti petroliferi trainati dai maggiori con-
sumi per effetto della complessiva ripresa economica.
I ricavi Power (€9.803 milioni) si incrementano di €5.714 milioni
a seguito dello scenario prezzi in forte crescita.
I ricavi della Corporate (€1.057 milioni) sono sostanzialmente in
linea con l’esercizio 2021.
Il risultato operativo della Global Gas & LNG Portfolio, €1.275
milioni, migliora di €592 milioni a seguito essenzialmente delle
attività di continua ottimizzazione del portafoglio che hanno per-
messo di beneficiare della fase di estrema volatilità del mercato
sia gas che GNL.
Il risultato operativo della Refining & Marketing, di €658 milioni,
migliora di €863 milioni a seguito essenzialmente: (i) del risultato
del business refining che ha beneficiato dei più elevati margini
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022126
La riduzione dei proventi netti su partecipazioni (€3.147 milioni) deriva essenzialmente dai minori dividendi distribuiti da società
controllate.
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass.
Dividendi
2.336 6.006 8.914 (3.670)
Plusvalenze nette da vendite
214 21 193
Plusvalenze da conferimento
2.006 2.006
Altri proventi
1.238 2.281 5 (1.043)
Totale proventi
5.794 8.308 8.919 (2.514)
Svalutazioni e perdite
(2.023) (1.390) (2.400) (633)
3.771 6.918 6.519 (3.147)
IMPOSTE SUL REDDITO
(€ milioni) 2022 2021 2020 Var. ass.
IRES
303 (1) 66 304
IRAP
(26) (19) (2) (7)
Addizionale Legge n. 7/09
97 (97) 194
Contributo solidaristico delle imprese del settore energetico
(1.250) (1.250)
Imposte correnti
(876) (117) 64 (759)
Imposte differite e anticipate
2.514 477 (736) 2.037
Totale imposte estere
(11) (6) (13) (5)
Totale imposte sul reddito Eni SpA
1.627 354 (685) 1.273
Imposte relative al consolidamento proporzionale delle joint operation
(4) 41 57 (45)
1.623 395 (628) 1.228
di raffinazione sostenuto anche dalle misure di ottimizzazione e
dalle iniziative per ridurre i costi energetici dei processi industriali,
con la sostituzione del gas naturale con alternative più economi-
che; (ii) delle minori svalutazioni da impairment degli impianti di
raffinazione. Tali effetti sono stati parzialmente assorbiti da: (i) la
riduzione dell’utile da valutazione scorte che riflette l’andamento
dei prezzi di mercato delle principali commodity; (ii) l’accantona-
mento di un fondo per il decommissioning di alcuni impianti e
strutture ausiliarie di raffinazione; (iii) i maggiori accantonamenti
ambientali.
Il risultato operativo della Power, di €206 milioni, migliora di €183
milioni a seguito: (i) dei migliori risultati conseguiti nel Mercato dei
Le imposte sul reddito, positive per €1.623 milioni, migliorano di
€1.228 milioni a seguito essenzialmente della ripresa di valore delle
attività per imposte anticipate effettuata a seguito dell’analisi della
loro recuperabilità in funzione degli imponibili futuri attesi. La diffe-
renza del 67,23% tra il tax rate effettivo (-42,94%) e teorico (24,29%) è
dovuta essenzialmente: (i) alla valutazione delle imposte anticipate
Servizi di Dispacciamento; (ii) dei margini realizzati da Capacity
Market; (iii) dei maggiori margini per effetto scenario prezzi; (iv)
della circostanza che il risultato 2021 tiene conto dei valori negativi
dell’attività Renewables sino al 30 giugno 2021, data di efficacia
della cessione del ramo d’azienda “Attività rinnovabili Italia”. Tali ef-
fetti sono parzialmente compensati dalle maggiori svalutazioni da
impairment test dei right-of-use relativi ai contratti di tolling.
Il risultato operativo della Corporate, negativo di €901 milioni,
peggiora di €344 milioni per effetto essenzialmente degli accan-
tonamenti degli oneri ambientali a fronte delle garanzie rilasciate
a Eni Rewind SpA all’atto della cessione delle partecipazioni in
Agricoltura SpA e in Singea SpA.
IRES e IRAP (con effetto sul tax rate del 57,75%); (ii) alla quota non
imponibile dei dividendi incassati nell’esercizio (con effetto sul tax
rate del 13,57%); (iii) alle valutazioni nette su partecipazioni (con un
effetto sul tax rate del 12,60%). Tali effetti sono parzialmente com-
pensati dalla rilevazione dei contributi di solidarietà a carico delle im-
prese del settore energetico (con un effetto sul tax rate del 33,07%).
127ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
I motivi delle variazioni più significative delle voci dello stato pa-
trimoniale di Eni SpA, se non espressamente indicati di seguito,
STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO
4
sono commentati nelle Note al bilancio di esercizio di Eni SpA,
cui si rinvia.
(€ milioni) 31 dicembre 2022 31 dicembre 2021 Var. ass.
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
5.112 5.213 (101)
Diritto di utilizzo beni in leasing
1.654 1.691 (37)
Attività immateriali
241 247 (6)
Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo
1.773 1.104 669
Partecipazioni
59.815 56.010 3.805
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
2.364 3.279 (915)
Crediti (debiti) netti relativi all’attività di investimento/disinvestimento
(287) (208) (79)
70.672 67.336 3.336
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
3.815 2.582 1.233
Crediti commerciali
11.082 9.509 1.573
Debiti commerciali
(11.682) (8.770) (2.912)
Attività (passività) tributarie nette
1.798 256 1.542
Fondi per rischi e oneri
(5.661) (4.992) (669)
Altre attività (passività) d'esercizio
(911) (807) (104)
(1.559) (2.222) 663
Fondi per benefici ai dipendenti
(341) (393) 52
Attività destinate alla vendita
82 3 79
CAPITALE INVESTITO NETTO
68.854 64.724 4.130
Patrimonio netto
52.520 51.039 1.481
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS16
14.074 11.363 2.711
Passività per leasing
2.260 2.322 (62)
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
16.334 13.685 2.649
COPERTURE
68.854 64.724 4.130
Il capitale investito netto al 31 dicembre 2022 ammonta a
€68.854 milioni con un incremento di €4.130 milioni rispetto al
31 dicembre 2021.
Il capitale immobilizzato (€70.672 milioni) aumenta di €3.336
milioni rispetto al 31 dicembre 2021 a seguito essenzialmente
dell’incremento delle partecipazioni (€3.805 milioni) per effetto
degli interventi sul capitale di società controllate e degli inve-
stimenti effettuati. Tale effetto è parzialmente compensato dal
decremento dei crediti finanziari e titoli strumentali all’attività
operativa (€915 milioni) per effetto dei rimborsi di finanziamenti
concessi a società del Gruppo.
Il capitale di esercizio netto, negativo di €1.559 milioni, migliora
di €663 milioni per effetto essenzialmente: (i) dell’incremento delle
attività tributarie nette (€1.542 milioni) in particolare per la valuta-
zione delle attività per imposte anticipate; (ii) dell’effetto positivo
della valutazione delle scorte che riflette l’andamento dei prezzi
di mercato (€1.233 milioni). Tali effetti sono parzialmente com-
pensati: (i) dal decremento netto dei crediti/debiti commerciali
(€1.339 milioni) in particolare della linea di business Global Gas
& LNG Portfolio; (ii) dall’incremento dei fondi rischi e oneri (€669
milioni) in particolare per i fondi della linea di business Refining
& Marketing per il decommissioning di alcuni impianti e strutture
ausiliarie di raffinazione e maggiori accantonamenti ambientali.
Le attività destinate alla vendita di €82 milioni si riferiscono
principalmente alla partecipazione in SeaCorridor S.r.l (ex Eni
Corridor S.r.l) (€66 milioni) e Servizi Fondo Bombole Metano
SpA (€14 milioni).
(4) Nel 2022 si è perfezionata l’acquisizione, con efficacia dal 30 giugno 2022, dei business relativi ai prestiti ai dipendenti e all’attività di factoring della Serfactoring SpA.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022128
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
(€ milioni) 31 dicembre 2022 31 dicembre 2021 Var. ass.
Debiti finanziari e obbligazionari
33.059 28.040 5.019
Debiti finanziari a breve termine 17.005 7.421 9.584
Debiti finanziari a lungo termine 16.054 20.619 (4.565)
Disponibilità liquide ed equivalenti
(7.628) (6.630) (998)
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
(3.542) (4.192) 650
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
(7.815) (5.855) (1.960)
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS16
14.074 11.363 2.711
Passività per leasing
2.260 2.322 (62)
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
16.334 13.685 2.649
PATRIMONIO NETTO
(€ milioni)
Patrimonio netto al 31 dicembre 2021
51.039
Incremento per:
Utile netto 5.403
Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale 1.551
Valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale 24
Piano incentivazione di lungo termine 18
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti ad OCI 3
Altri incrementi 42
7.041
Decremento per:
Acquisto azioni proprie (2.400)
Acconto sul dividendo 2022 (1.500)
Distribuzione saldo dividendo 2021 (1.522)
Cedole obbligazioni subordinate perpetue (138)
(5.560)
Patrimonio netto al 31 dicembre 2022
52.520
L’incremento dell’indebitamento finanziario netto di €2.649 milio-
ni è dovuto essenzialmente: (i) agli investimenti in partecipazioni
per effetto essenzialmente di nuovi investimenti e degli interventi
sul capitale di alcune imprese controllate (€3.404 milioni); (ii) al
pagamento dei dividendi agli azionisti (€3.009 milioni) in partico-
lare il dividendo residuo dell’esercizio 2021 di €0,22 per azione e
il pagamento della prima e della seconda tranche del dividendo
dell’esercizio 2022, a valere sulle riserve disponibili, di €0,44 per
azione; (iii) all’acquisto di azioni proprie (€2.400 milioni); (iv) agli
investimenti tecnici (€783 milioni). Tali effetti sono stati parzial-
mente compensati: (i) dal flusso di cassa netto positivo da attività
operativa (€5.818 milioni), in particolare per i dividendi incassati da
società controllate (€5.515 milioni); (ii) dai disinvestimenti dei cre-
diti finanziari strumentali all’attività operativa netti (€923 milioni).
129ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO
5
(€ milioni) 2022 2021 Var. ass.
Utile netto
5.403 7.675 (2.272)
Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
- ammortamenti e altri componenti non monetari
2.257 492 1.765
- plusvalenze nette su cessioni di attività
(2.226) (23) (2.203)
- dividendi, interessi e imposte
(3.585) (6.057) 2.472
Variazione del capitale di esercizio
(697) (401) (296)
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati
4.666 2.588 2.078
Flusso di cassa netto da attività operativa
5.818 4.274 1.544
Investimenti tecnici
(783) (1.036) 253
Investimenti in partecipazioni
(3.457) (8.145) 4.688
Disinvestimenti (investimenti) finanziari strumentali all'attività operativa
923 1.286 (363)
Dismissioni
966 484 482
Altre variazioni relative all’attività di investimento e rami d'azienda
76 113 (37)
Free cash flow
3.543 (3.024) 6.567
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa
(1.440) (110) (1.330)
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
4.850 2.888 1.962
Rimborso di passività per beni in leasing
(390) (374) (16)
Flusso di cassa del capitale proprio
(5.409) (2.758) (2.651)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
(138) 1.924 (2.062)
Effetti delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti
(18) (27) 9
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
998 (1.481) 2.479
(€ milioni) 2022 2021 Var. ass.
Free cash flow
3.543 (3.024) 6.567
Rimborso di passività per beni in leasing
(390) (374) (16)
Flusso di cassa del capitale proprio
(5.409) (2.758) (2.651)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
(138) 1.924 (2.062)
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni
(317) 782 (1.099)
VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITÀ PER LEASING
(2.711) (3.450) 739
Rimborso di passività per beni in leasing
390 374 16
Accensioni del periodo e altre variazioni
(328) (116) (212)
Variazione passività per beni in leasing
62 258 (196)
VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITÀ PER LEASING
(2.649) (3.192) 543
INVESTIMENTI TECNICI
(€ milioni) 2022 2021 Var. ass.
Exploration & Production
244 406 (162)
Global Gas & LNG Portfolio
159 (159)
Refining & Marketing
480 423 57
Corporate
59 48 11
Investimenti tecnici
783 1.036 (253)
(5) Si rinvia al commento ai risultati economici e finanziari di consolidato per l’illustrazione metodologica degli schemi riclassificati.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022130
RICONDUZIONE DEGLI SCHEMI DI BILANCIO RICLASSIFICATI UTILIZZATI
NELLA RELAZIONE SULLA GESTIONE A QUELLI OBBLIGATORI
31 dicembre 2022 31 dicembre 2021
Voci dello stato patrimoniale riclassificato
(dove non espressamente indicato, la componente
è ottenuta direttamente dallo schema legale)
(€ milioni)
Riferimento alle
note al Bilancio
di esercizio
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassificato
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassificato
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
5.112
5.213
Diritto di utilizzo beni in leasing
1.654 1.691
Attività immateriali
241 247
Rimanze immobilizzate - scorte d'obbligo
1.773 1.104
Partecipazioni
59.815
56.010
Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa:
2.364 3.279
- crediti finanziari strumentali all'attività operativa (correnti) (vedi nota 15) 218 22
- crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa (non correnti) (vedi nota 15) 2.146 3.257
Crediti (debiti) netti relativi all'attività di investimento/disinvestimento, composti da:
(287)
(208)
- crediti relativi all'attività di disinvestimento (vedi nota 7 ) 20 2
- debiti per attività di investimento
(vedi nota 10
e nota 17)
(307) (210)
Totale Capitale immobilizzato
70.672
67.336
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
3.815 2.582
Crediti commerciali
(vedi nota 7)
11.082
9.509
Debiti commerciali
(vedi nota 17)
(11.682)
(8.770)
Attività (passività) tributarie nette:
1.798 256
- passività per imposte sul reddito (correnti) (771) (117)
- altre passività (correnti)
(vedi nota 10)
(679)
(622)
- attività per imposte sul reddito (correnti)
173
23
- altre attività (correnti) (vedi nota 10) 152 69
- attività per imposte anticipate 2.684 814
- attività per imposte sul reddito (non correnti)
78
78
- altre attività (non correnti)
(vedi nota 10)
2
2
- crediti per consolidato fiscale e IVA (vedi nota 7) 193 73
- debiti per consolidato fiscale e IVA (vedi nota 17) (9) (39)
- altre passività (non correnti)
(vedi nota 10)
(25)
(25)
Fondi per rischi ed oneri
(5.661)
(4.992)
Altre attività (passività) di esercizio:
(911) (807)
- altri crediti (vedi nota 7) 366 3.410
- altre attività (correnti)
(vedi nota 10)
12.924
12.782
- altre attività (non correnti)
(vedi nota 10)
2.811
2.053
- altri debiti (vedi nota 17) (452) (502)
- altre passività (correnti) (vedi nota 10) (13.626) (15.683)
- altre passività (non correnti)
(vedi nota 10)
(2.934)
(2.867)
Totale Capitale di esercizio netto
(1.559) (2.222)
Fondi per benefici ai dipendenti
(341) (393)
Attività destinate alla vendita
82 3
CAPITALE INVESTITO NETTO
68.854
64.724
Patrimonio netto
52.520 51.039
Indebitamento finanziario netto
Debiti finanziari e obbligazioni, composti da:
- passività finanziarie a lungo termine
16.054
20.619
- quote a breve di passività finanziarie a lungo termine 2.883 1.555
- passività finanziarie a breve termine 14.122 5.866
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti
7.628
6.630
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
(vedi nota 15) 3.542 4.192
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
7.815 5.855
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS16
14.074 11.363
Passività per beni in leasing, composti da:
2.260
2.322
- passività per beni in leasing a lungo termine 1.887 1.939
- quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine 373 383
Totale Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS16
16.334 13.685
COPERTURE
68.854
64.724
131ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
2022 2021
Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e
confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale
(€ milioni)
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassificato
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassificato
Utile netto
5.403 7.675
Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
Ammortamenti e altri componenti non monetari
2.257 492
- ammortamenti 825 930
- svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto
di utilizzo beni in leasing
334 455
- radiazioni 65 1
- effetto valutazione partecipazioni 785 (894)
- differenze cambio da allineamento 92 (123)
- variazione da valutazione al fair value titoli destinati al trading 146 65
- remeasurement delle passività per leasing (6) (21)
- piani incentivazione a lungo termine 15 16
- variazioni fondi per benefici ai dipendenti 1 63
Plusvalenze nette su cessione di attività
(2.226) (23)
Dividendi, interessi e imposte
(3.585) (6.057)
- dividendi (2.336) (6.006)
- interessi attivi (203) (176)
- interessi passivi 577 520
- imposte sul reddito (1.623) (395)
Flusso di cassa del capitale di esercizio
(697) (401)
- rimanenze (1.902) (1.602)
- crediti commerciali (1.597) (6.097)
- debiti commerciali 2.950 5.283
- fondi per rischi ed oneri 769 (170)
- altre attività e passività (917) 2.185
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati
4.666 2.588
- dividendi incassati 5.515 2.893
- interessi incassati 209 179
- interessi pagati (558) (517)
- imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati (500) 33
Flusso di cassa netto da attività operativa
5.818 4.274
Investimenti tecnici
(783) (1.036)
- immobilizzazioni materiali (751) (848)
- immobilizzazioni immateriali (32) (188)
Investimenti in partecipazioni e rami d'azienda
(3.457) (8.145)
Disinvestimenti (investimenti) finanziari strumentali all'attività operativa
923 1.286
- crediti finanziari strumentali 923 1.286
Titoli strumentali all'attività operativa
Dismissioni
966 484
- immobilizzazioni materiali 166 5
- immobilizzazioni immateriali 9
- partecipazioni 791 479
Altre variazioni relative all'attività di investimento/disinvestimento e rami d'azienda:
76 113
- variazione debiti e crediti relativi all'attività di disinvestimento 80 113
- rami d'azienda (4)
Free cash flow
3.543 (3.024)
RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022132
segue RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO
2022 2021
Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e
confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale
(€ milioni)
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassificato
Valori
da schema
legale
Valori da
schema
riclassificato
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività
(1.440) (110)
‐ variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa (1.440) (110)
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti:
4.850 2.888
- assunzione (rimborsi) debiti finanziari a lungo termine e quota a breve del lungo (3.437) 955
- incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine 8.287 1.933
Rimborso di passività per beni in leasing
(390) (374)
Flusso di cassa del capitale proprio
(5.409) (2.758)
- dividendi pagati (3.009) (2.358)
- acquisto azioni proprie (2.400) (400)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
(138) 1.924
Emissioni di obbligazioni subordinate perpetue
1.985
Pagamento cedole obbligazioni subordinate perpetue
(138) (61)
Effetti delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità
liquide ed equivalenti
(18) (27)
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
998 (1.481)
133ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Rischi connessi alla ciclicità
del settore Oil & Gas
Il prezzo del petrolio è la principale variabile che influenza i risultati
finanziari e le prospettive industriali di Eni e, al pari delle altre ma-
terie 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’offerta glo-
bale e dal livello delle scorte. La domanda petrolifera nel breve ter-
mine è strettamente correlata alla congiuntura economica globale,
a sua volta influenzata da molteplici fattori ed eventi imprevedibili
quali la fiducia dei consumatori e delle imprese, i livelli di occupa-
zione, la crescita del reddito disponibile, le crisi finanziarie, le poli-
tiche monetarie delle banche centrali, pandemie, guerre, conflitti
locali, instabilità politica e sociale, misure protezionistiche e i livelli
del commercio internazionale. Nel breve termine, un rallentamento
dell’attività economica normalmente provoca una riduzione della
domanda globale di petrolio. Considerato che nel breve termine
l’offerta di petrolio è poco elastica, nel caso di “shock” lato doman-
da dovuti alla contrazione o rallentamento dell’economia globale, il
prezzo del petrolio potrebbe registrare rapide e profonde correzioni
al ribasso come accaduto a fine 2018, durante il picco pandemico
o nella seconda metà del 2022.
Nel lungo termine, la domanda è influenzata: (i) in positivo, dal-
la crescita demografica, dal miglioramento del tenore di vita e
dall’espansione del PIL mondiale; (ii) in negativo, dalla disponibili-
tà di fonti energetiche alternative, dall’evoluzione delle tecnologie,
dai cambiamenti nelle preferenze dei consumatori e, infine, dalle
misure e le altre iniziative adottate o pianificate dai governi per
contrastare i cambiamenti climatici e contenere le emissioni di
anidride carbonica. Il Management ritiene che la spinta a ridurre
le emissioni di anidride carbonica e la transizione energetica in
corso potrebbero portare nel lungo periodo a una riduzione strut-
turale della domanda e dei prezzi del petrolio.
L’offerta globale di petrolio è influenzata in larga misura dall’Orga-
nizzazione dei Paesi Esportatori di Petrolio che si sono coalizzati
con alcuni altri Paesi produttori (Russia, Kazakhstan) per dar vita
all’alleanza nota come OPEC+. Il cartello è in grado di esercita-
re un certo “pricing power” nel mercato petrolifero considerato
come il blocco abbia dimostrato dagli eventi della pandemia del
COVID-19 in poi una certa coesione nel difendere il prezzo attra-
verso le decisioni sui livelli produttivi e che alcuni Paesi del car-
tello quali Arabia Saudita, UAE e Kuwait dispongono della mag-
gior parte della “spare capacity” mondiale, facendo dell’Alleanza
di fatto il solo “swing producer”, mentre i produttori di shale oil
USA hanno abbandonato il modello di crescita a beneficio della
disciplina finanziaria con il mantenimento delle produzioni sul li-
vello di circa 12 milioni di barili/giorno ben inferiore al picco ante
COVID (oltre 13 milioni). Gli sviluppi geopolitici in Medio Oriente e,
Fattori di rischio e incertezza
in particolare, nell’area del Golfo Persico, come anche le sanzioni
imposte dagli Stati Uniti e dall’UE contro alcuni Paesi produttori,
possono avere una significativa influenza sui prezzi del petrolio.
In misura minore, eventi meteorologici estremi, come gli uragani
in aree ad alta concentrazione di produzione come il Golfo del
Messico, e problemi operativi alle principali infrastrutture petroli-
fere possono avere un impatto sui prezzi del petrolio.
Il 2022 ha segnato uno degli anni più volatili nella storia del prez-
zo del petrolio, sulla base del numero di giorni mercato caratteriz-
zati da movimenti del prezzo superiori ai 5 $/bbl.
L’aggressione militare dell’Ucraina da parte della Russia a fine feb-
braio 2022 si inserisce in un quadro di fondamentali bilanciati nel
mercato petrolifero dovuti alla ripresa post-pandemica e a tensio-
ni nell’offerta in quello del gas naturale, soprattutto in Europa. Nei
giorni successivi all’invasione, il prezzo del petrolio Brent, greggio
di riferimento per il mercato, registra un’impennata fino quasi a
quota 140 $/bbl, prossima ai massimi di tutti i tempi registrati nel
corso del 2008, per poi assestarsi nei mesi successivi su valori più
contenuti grazie al dissiparsi dei timori degli operatori su possibili
interruzioni nel flusso degli idrocarburi liquidi dalla Russia verso i
mercati internazionali. La Russia con una produzione di oltre 10
milioni di barili/giorno è il terzo produttore mondiale dopo USA ed
Arabia Saudita e copre circa il 14% dell’offerta globale di greggio;
tali dati spiegano la forte volatilità del prezzo del petrolio nel perio-
do immediatamente successivo all’avvio della guerra.
Oltre all’incertezza associata al rischio geopolitico, nel corso del
primo semestre 2022 i prezzi del petrolio sono stati sostenuti dal
positivo andamento dell’economia globale dovuta alla riapertura
post-pandemica dell’economia nei Paesi Occidentali e alla ripre-
sa sincrona della domanda di carburanti in tutti i settori finali di
utilizzo, compreso il settore delle linee aeree che era rimasto pe-
nalizzato durante tutto il corso del 2021. Le compagnie petrolifere
internazionali quotate hanno mantenuto la disciplina finanziaria
adottata in risposta alla crisi di mercato causata dal COVID-19,
caratterizzata da un approccio prudente alle decisioni d’investi-
mento, piani di spesa finalizzati al solo sostegno delle produzioni,
rinunciando alla crescita e privilegiando nell’allocazione dei flus-
si di cassa generati in un ambiente di prezzi elevati la ristruttu-
razione dei bilanci e la remunerazione degli azionisti. Inoltre, la
sottovalutazione dei titoli azionari delle compagnie petrolifere (in
termini di comuni multipli di borsa rispetto alla media degli indici
azionari) rende più attrattivo l’investimento nel riacquisto delle
azioni proprie rispetto a investimenti di crescita delle produzioni.
L’alleanza dei Paesi produttori dell’OPEC+ ha proseguito nell’azio-
ne di graduale allentamento delle quote produttive stabilite nel
maggio 2020 in risposta al collasso della domanda petrolifera,
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022134
evitando il rischio di inondare il mercato con un ripristino trop-
po rapido delle quote ante-COVID. Nel ristabilire i livelli produttivi,
molti Paesi membri del cartello hanno comunque incontrato se-
rie difficoltà nel conseguire gli obiettivi produttivi di volta in volta
concordati, arrivando nel mese di agosto 2022 a produrre circa
3 milioni di barili/giorno in meno rispetto alle quote teoriche ed
evidenziando la possibile criticità legata a una capacità di riserva
(“spare capacity”) inadeguata a far fronte a improvvisi aumen-
ti della domanda. Tali sviluppi positivi sono stati attenuati dalla
politica delle Autorità cinesi di tolleranza zero nei confronti del
COVID-19 con l’adozione di provvedimenti molto restrittivi sulla
circolazione delle persone con la chiusura di interi distretti e me-
tropoli chiave (ad esempio Shanghai) per l’economia del Paese
e i consumi mondiali di petrolio. I Paesi OCSE hanno cercato di
limitare l’aumento dei prezzi del greggio attraverso un’azione co-
ordinata di rilascio delle riserve strategiche; in particolare l’ammi-
nistrazione USA ha dato esecuzione a un programma di vendita
di greggio pari a un milione di barili/giorno per un periodo di 180
giorni (aprile-ottobre); ulteriori vendite sono state eseguite nei
mesi di novembre e dicembre. Nel primo semestre 2022 il prezzo
del greggio ha oscillato in una banda di 90-125 $/bbl (escludendo
i picchi nei giorni immediatamente successivi all’escalation mili-
tare in Ucraina) con una media di 108 $/bbl.
Tuttavia, come dimostrato dagli sviluppi del secondo semestre,
l’industria petrolifera è un settore ciclico e i risultati economici e
i flussi di cassa di Eni sono esposti ai rischi di rapide correzioni
del mercato a causa della complessità e dell’imprevedibilità dei
fattori macroeconomici che influenzano la domanda petrolifera
e della considerazione che l’offerta è rigida nel breve termine per
cui uno shock della domanda è in grado di causare un’ampia
contrazione del prezzo della materia prima in un lasso temporale
relativamente breve. Nei fatti, nel corso del terzo trimestre 2022
il prezzo del Brent ha perso circa 40 $/bbl dal valore di chiusura
del primo semestre a 125 $/bbl a un minimo di $85 a fine set-
tembre (oltre il 30%); il downtrend è ripreso nel mese di dicembre
con una flessione al di sotto degli $80, erodendo tutto il guada-
gno registrato nel 2022. Molteplici fattori hanno determinato tale
rovesciamento. La ripresa dell’inflazione dovuta principalmente
alla spinta dei prezzi delle materie prime (energia, ma non solo)
ha indotto un brusco cambiamento di politica monetaria da parte
delle banche centrali, con la Federal Reserve particolarmente at-
tiva nel dare esecuzione al proprio mandato di stabilità dei prezzi
attraverso rialzi consistenti e ravvicinati dei tassi d’interesse e
l’abbandono del “quantitative easing”. L’aumento dei tassi d’inte-
resse ha alimentato le aspettative degli operatori di rallentamen-
to dell’attività economica, da cui dipende la domanda petrolife-
ra. Le altre banche centrali hanno seguito l’esempio della Fed;
tuttavia, il ritmo di stretta monetaria della banca centrale USA è
stato nettamente più rapido, con la conseguenza di rafforzare in
misura rilevante il rapporto di parità del dollaro rispetto alle altre
valute. Questo ha un effetto negativo sulla domanda petrolifera,
poiché i contratti sono denominati in dollari e quindi l’acquisto di
greggio diventa relativamente più oneroso per i Paesi con valute
diverse dal dollaro.
Infine, il protrarsi della guerra, l’incertezza sistemica e il rallenta-
mento di alcuni indicatori di attività soprattutto in Europa, hanno
innescato aspettative di un rallentamento macroeconomico e
anche di scenari di piena recessione, che avrebbero un impat-
to fortemente negativo sulla domanda petrolifera. Inoltre, hanno
influito sulla correzione del prezzo la resilienza delle produzioni
russe che non sono diminuite contrariamente alle aspettative
degli operatori e le incertezze circa il ritorno alla normalità della
Cina, dopo aver mantenuto la politica di zero tolleranza al COVID
per tutto il 2022. La situazione nel mercato fisico ha mostrato
minori segnali d’indebolimento, come evidenziato dalla struttura
dei prezzi a futuri che è rimasta sostanzialmente in “backwarda-
tion” (situazione per cui i prezzi per le consegne future più distanti
nel tempo quotano a sconto rispetto ai valori spot e del primo
mese di consegna “front month”), con fasi di contango solo per le
scadenze più ravvicinate segnalando un’aspettativa del mercato
di un surplus di offerta nel primo trimestre 2023. In tale conte-
sto i trader e gli operatori finanziari hanno liquidato le posizioni
sui contratti futuri con effetti amplificati dalla ridotta liquidità dei
mercati finanziari delle materie prime. In risposta alle incertezze
sullo scenario petrolifero, i Paesi aderenti all’OPEC+ hanno de-
ciso all’inizio di ottobre 2022 di ridurre le quote produttive di 2
milioni di barili/giorno, corrispondenti a un taglio effettivo di pro-
duzione pari a circa la metà considerato che alcuni membri del
cartello producevano già al disotto delle rispettive quote, a partire
dal mese di novembre 2022 e fino a tutto dicembre 2023.
Nel 2022 il prezzo del Brent è stato pari in media annua a circa
101 $/bbl con un incremento del 40% rispetto alla media 2021 di
circa 70 $/bbl.
L’outlook presenta rischi e incertezze in relazione ai segnali di
rallentamento dell’economia, anche per l’effetto delle politiche
monetarie restrittive adottate dalle banche centrali per contra-
stare la ripresa dell’inflazione, tali da rendere possibili scenari di
“hard landing”, alla ripresa dell’economia cinese post-pandemia
e all’evoluzione della guerra tra Russia e Ucraina che potrebbe in-
fluenzare negativamente lo scenario macroeconomico, minando
la fiducia di imprese e consumatori. Il management ha scontato
tali fattori in una previsione di prezzo di 85 $/bbl per il greggio
135ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Brent nel 2023, in calo rispetto al 2022, e un valore di lungo termi-
ne nominale di 80 $/bbl sulla base di uno scenario mid-cycle fino
al 2030-2035. Oltre tale orizzonte, il prezzo del petrolio è previsto
in declino per riflettere la decarbonizzazione dell’economia.
I prezzi del gas naturale hanno registrato una volatilità ancora
più accentuata di quella del petrolio, soprattutto in Europa a cau-
sa della dipendenza del continente dalle forniture via pipeline dal-
la Russia, che all’epoca dell’invasione dell’Ucraina era il maggiore
fornitore dell’EU. Rispetto alla media 2021 di circa $15 mmBTU
per il riferimento spot europeo Title Transfer Facility (TTF) che
già rappresentava un record storico, nel corso del 2022 sono
stati registrati valori che hanno raggiunto gli $80-90 a causa dei
timori di carenza di gas per la stagione invernale successiva in
relazione al progressivo ridimensionamento dei flussi di export
russi via pipeline, nel quadro di un continuo deterioramento delle
relazioni politiche con l’EU. Nella parte finale del 2022 e inizio
2023, i prezzi del gas grazie a una stagione invernale partico-
larmente mite e abbondante afflusso di GNL dagli USA hanno
corretto in maniera sostanziale, chiudendo l’anno su valori pari o
inferiori a quelli correnti prima dello scoppio della guerra. I prezzi
del gas sono previsti volatili per il futuro prevedibile.
Nel 2023 le quotazioni gas sono previste in diminuzione (TTF a
27,5 $/Mbtu), a fronte di consumi deboli anche per le misure di
risparmio energetico dell’EU, abbondante offerta di LNG soste-
nuto dall’aumento delle produzioni di gas naturale “dry” negli USA
e adeguati livelli delle scorte. Negli anni successivi è previsto un
ulteriore declino (prezzo europeo in media 18,5 $/Mbtu) per il
graduale ribilanciamento di domanda e offerta su scala globale.
I risultati del Gruppo, principalmente del settore Exploration &
Production, sono esposti alla volatilità dei prezzi del petrolio e del
gas naturale. La riduzione dei prezzi degli idrocarburi ha effetti
negativi sui ricavi, sull’utile operativo e sui flussi di cassa a livello
consolidato, determinando la flessione dei risultati nel confronto
anno su anno.
Nel 2022 l’esposizione al rischio prezzo ha riguardato circa il 40%
della produzione di petrolio e gas del Gruppo. Tale esposizione,
per scelta strategica, non è oggetto di attività di gestione e/o di
copertura economica, salvo particolari situazioni aziendali o di
mercato. La parte restante della produzione del Gruppo non è
esposta al rischio prezzo, poiché è regolata dallo schema con-
trattuale di Production Sharing Agreement (“PSA”) che garantisce
il recupero di un ammontare fisso dei costi sostenuti attraverso
l’attribuzione di un corrispondente numero di barili, esponendola
pertanto a un rischio legato al numero di barili.
L’attività Oil & Gas è un settore che necessita di ingenti risorse
finanziarie per l’esplorazione e lo sviluppo delle riserve di idrocar-
buri. Storicamente gli investimenti upstream sono stati finanziati
attraverso l’autofinanziamento, gli incassi da dismissioni e ricor-
rendo a nuovo indebitamento. I flussi di cassa operativi e l’ac-
cesso al mercato dei capitali del Gruppo sono soggetti a diverse
variabili, quali: (i) l’ammontare delle riserve certe del Gruppo; (ii)
il volume di petrolio e di gas naturale che il Gruppo è in grado di
produrre e vendere dai pozzi esistenti; (iii) i prezzi di vendita del
petrolio e del gas naturale; (iv) la capacità di acquisire, trovare
e produrre nuove riserve; e (v) la capacità e la disponibilità dei
finanziatori del Gruppo a concedere credito per sostenere i pro-
grammi di sviluppo del Gruppo.
Un calo dei prezzi del petrolio e del gas per periodi prolungati
potrebbe avere effetti negativi rilevanti sulla performance e sulle
prospettive reddituali del Gruppo, poiché uno scenario di contra-
zione potrebbe limitare la capacità del Gruppo di finanziare i pro-
getti di espansione, riducendo la capacità di crescere in futuro in
termini di produzione e ricavi e di rispettare gli obblighi contrat-
tuali. Ove ciò si verificasse, il Gruppo potrebbe essere costretto a
rivedere le decisioni di investimento e la fattibilità dei progetti di
sviluppo e dei piani di investimento e, a seguito di tale revisione,
potrebbe riprogrammare, rinviare, ridurre o cancellare i progetti di
sviluppo. Un calo strutturale dei prezzi degli idrocarburi potrebbe
determinare una revisione dei valori contabili delle proprietà di
petrolio e gas, con la conseguente registrazione di significative
svalutazioni delle attività nonché revisioni negative (debooking)
delle riserve di idrocarburi, qualora diventassero antieconomiche
in questo tipo di contesto.
Nonostante Eni adotti presidi di controllo della redditività dei pro-
getti che devono essere sostenibili anche in presenza di scena-
ri prezzo depressi, la selettività nelle decisioni d’investimento, il
mantenimento di una adeguata flessibilità finanziaria e di un ade-
guato livello di liquidità, il verificarsi di tali rischi potrebbe influen-
zare negativamente le prospettive di business, i risultati operativi,
la generazione di cassa, la liquidità del Gruppo.
Refining & Marketing e Chimica sono business ciclici, i cui risul-
tati dipendono dai trend nell’offerta e nella domanda dei prodotti
petroliferi e commodity plastiche, funzione a loro volta della con-
giuntura 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.
Nel 2022, il settore raffinazione di Eni ha beneficiato di un signifi-
cato aumento dei margini, con punte record in alcune fasi, grazie
alla ripresa della domanda di carburanti in tutti i settori, compresa
l’aviazione civile la cui scarsa domanda aveva influenzato in modo
pesante i risultati del 2021. Inoltre, il mercato ha registrato una so-
stanziale carenza di gasolio per vari fattori contingenti, tra i quali,
minori forniture dalla Russia. Gli eccellenti risultati del 2022 hanno
interrotto un lungo trend di underperformance del business a cau-
sa di fattori di debolezza strutturale dell’industria europea, in par-
ticolare del bacino del Mediterraneo, in relazione all’overcapacity,
a mercati regionali maturi in termini di dinamiche nei consumi di
carburanti e alla pressione competitiva da parte della raffinazione
del Medio Oriente e della Cina favorita rispetto a Eni dalla maggio-
re scala degli impianti in grado di generare economie di costo, di-
sponibilità di materie prime competitive e minori obbligazioni am-
bientali. Considerato anche la crescente pressione sulla domanda
di benzina in Europa da parte dei veicoli elettrici, nonché l’entrata
in esercizio di nuova capacità in Medio Oriente e in altre geogra-
fie, il management ha confermato le stime elaborate in precedenti
reporting period che non indicano alcun valore recuperabile delle
raffinerie tradizionali in Italia ed Europa, che pertanto rimangono
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022136
integralmente svalutate. Inoltre, per alcune linee produttive che
sono state fermate perché prive di redditività nell’attuale scenario
e per le quali il management non prevede ragionevolmente alcuna
evoluzione dell’ambiente operativo tale da consentirne la riapertu-
ra, sono stati stanziati i costi attesi di smantellamento e rimozione
dei relativi impianti comprese le strutture logistiche, rilevando un
fondo di €300 milioni.
Il business della Chimica Eni è caratterizzato da dinamiche di
mercato simili alla raffinazione: eccesso di capacità, pressione
competitiva da parte di produttori con maggiori economie di sca-
la o altri vantaggi di costo (Medio Oriente e USA), elevati costi
variabili per escalation delle quotazioni delle commodity energe-
tiche (gas naturale ed energia elettrica), flessione della domanda
per riduzione dei consumi. Dopo un anno positivo nel 2021 dovu-
to in particolare alle interruzioni nelle catene di fornitura dovute
ai lockdown cinesi e altri fattori contingenti, nel 2022 il settore è
tornato a sottoperformare a causa della ripresa dell’export dal
far East, anche a causa della ridotta capacità di assorbimento
del mercato cinese, dell’entrata in esercizio di nuova capacità in
Medio Oriente, dell’aumento dei costi del feedstock petrolifero
e di quelli energetici di stabilimento indicizzati al gas naturale,
nonché di un atteggiamento più cauto dei distributori in relazio-
ne alle incertezze macroeconomiche che hanno indotto gli ope-
ratori a minimizzare le giacenze di magazzino, aumentando la
disponibilità dei prodotti sul mercato. Sulla base di questi trend
fondamentali, il management ha rivisto le prospettive di recupe-
rabilità dei valori di bilancio alla luce delle aspettative di minori
proiezioni di flussi di cassa futuri con la conseguente rilevazione
di svalutazioni per l’ammontare di circa €0,4 miliardi.
Il management sta attuando un percorso strategico di riposizio-
namento di questi due business con l’obiettivo di ridurre il peso in
portafoglio dei segmenti commodity caratterizzati da deboli fon-
damentali ed esposti alla volatilità dei margini degli idrocarburi, a
beneficio dei business dei biocarburanti e della chimica da fonte
rinnovabile e da riciclo, nonché aumentando la specializzazione
verso polimeri a elevato valore aggiunto, caratterizzati da mag-
giore stabilità ed interessanti prospettive di crescita.
Rischi connessi al cambiamento climatico
La transizione energetica è il processo di evoluzione dell’economia
globale verso un modello di sviluppo “low carbon”, cioè a contenu-
te/zero emissioni nette di gas serra (GHG), attraverso la progressi-
va sostituzione dei combustibili fossili nel mix energetico con fonti
rinnovabili e altri vettori energetici a basso impatto climatico, gra-
zie anche all’impiego su larga scala di tecnologie di abbattimento
delle emissioni (es. carbon capture, use and storage). Il cambia-
mento climatico rappresenta un rischio strategico per Eni.
L’urgenza di agire per mitigare il cambiamento climatico è basata
sulle evidenze scientifiche prodotte dall’Intergovernmental Panel
on Climate Change (IPCC), che già nel 2018 aveva raccomanda-
to di limitare l’incremento della temperatura globale a 1,5°C vs.
epoca preindustriale, al fine di evitare conseguenze irreversibili
sull’ecosistema, riconoscendo che tale ambizione richiede un’ac-
celerazione nei tempi di realizzazione e un ampliamento nella
portata degli obiettivi fissati dai Paesi nell’ambito dell’Accordo di
Parigi. Nel corso della COP27 del 2022, è stato inoltre rilevato
che, sulla base dei piani di mitigazione e adattamento (NDC) pre-
sentati dai Paesi entro settembre 2022, permane un gap emissi-
vo di 20-23 GtCO
2
eq al 2030 rispetto alla traiettoria compatibile
con l’obiettivo di limitare l’incremento della temperatura media
globale a 1,5°C. Le iniziative di decarbonizzazione annunciate o
avviate dai governi di molti Paesi al fine di traguardare gli obietti-
vi dell’Accordo di Parigi, la spinta della società civile, delle ONG e
del sistema finanziario, nonché l’evoluzione delle preferenze dei
consumatori e il diffondersi di una crescente sensibilità al tema
del cambiamento climatico e della salvaguardia degli ecosiste-
mi naturali potrebbero determinare nel medio-lungo termine lo
spiazzamento della domanda d’idrocarburi da parte delle energie
rinnovabili e di altri vettori energetici a zero emissioni ovvero ad
emissioni contenute.
A tal proposito, Eni sta attuando una strategia di lungo termine
finalizzata a trasformare il modello di business in chiave soste-
nibile, per conseguire l’obiettivo di Neutralità Carbonica al 2050,
in linea con gli impegni della comunità internazionale presi in oc-
casione dell’Accordo di Parigi sul clima, cioè il conseguimento di
zero emissioni nette riferite a tutti i processi e i prodotti commer-
cializzati dal Gruppo in relazione all’intero ciclo di vita e l’annul-
lamento della sottostante intensità emissiva. I rischi connessi
al cambiamento climatico sono valutati e gestiti da Eni consi-
derando i driver di riferimento individuati dalla Task Force on
Climate-related Financial Disclosures (TCFD), che si riferiscono
sia ai rischi legati alla transizione energetica (normativo, legale,
scenario di mercato, tecnologico e reputazionale) sia al rischio
fisico (acuto e cronico) connesso al cambiamento climatico.
Normativo: l’adozione di provvedimenti regolatori finalizzati a
ridurre il consumo d’idrocarburi o l’introduzione di restrizioni
all’attività estrattiva potrebbe avere degli impatti rilevanti sull’e-
voluzione del portafoglio di business Eni. Gli obiettivi di decarbo-
nizzazione perseguiti dai Paesi potrebbero comportare un’evo-
luzione normativa e del quadro regolatorio tale da incidere sulla
produzione e sul consumo dei combustibili fossili, quali mec-
canismi di carbon pricing o l’obbligo di produrre/introdurre nel
mercato quote minime di combustibili rinnovabili/low carbon.
Attualmente, circa la metà delle emissioni dirette di GHG di Eni
sono soggette all’European Emission Trading Scheme (EU ETS)
che prevede a carico dell’impresa l’onere per l’acquisto di quo-
te di emissione a copertura delle emissioni in eccesso rispetto
all’assegnazione gratuita di permessi di emissione. Nel 2022, su
base operata, a fronte di assegnazioni gratuite di 4,98 milioni
di tonnellate di CO
2
, le installazioni europee del Gruppo hanno
emesso 16,72 milioni di tonnellate di CO
2
; il deficit emissivo è
stato coperto con acquisti di allowances con un onere di conto
economico di circa €950 milioni che rappresenta un significativo
aumento rispetto al 2021 (oneri di circa €660 milioni) a causa
dell’aumento di circa il 50% delle quotazioni di mercato delle
quote di emissione, dovuto alle aspettative di una riduzione del
cap sulle emissioni consentite da parte delle Autorità europee, in
vista del conseguimento degli obiettivi climatici del Green Deal
137ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
europeo. Gli oneri dell’EU ETS potrebbero aumentare per Eni
nel medio periodo, anche alla luce del nuovo “Fit for 55 packa-
ge”, pubblicato il 14 luglio 2021, che prevede, tra gli altri, un’ul-
teriore riduzione dell’allocazione gratuita di quote di emissione
e l’inclusione nell’EU ETS anche dei settori building, trasporti
su strada, settore marittimo, con entrata in vigore a regime a
partire dal 2027. È ipotizzabile che a medio-lungo termine tali
costi di compliance aumentino in misura significativa, sebbene
nel breve periodo, l’attuale contesto geopolitico ha contribuito a
rallentare l’introduzione di nuovi meccanismi di carbon pricing
e il rafforzamento di quelli esistenti e, in alcuni casi (es. USA),
ad adottare un approccio di incentivazione diretta. L’adozione
di provvedimenti finalizzati a ridurre il consumo d’idrocarburi o
l’introduzione di restrizioni dell’attività estrattiva potrebbero de-
terminare l’aumento dei costi operativi e un rischio di riduzione
delle prospettive di crescita con conseguenti impatti di breve,
medio e lungo termine. Ove ciò si verificasse, potrebbe risultare
necessaria una modifica della strategia di decarbonizzazione da
parte del Gruppo e possibilmente un’accelerazione del piano di
investimenti di decarbonizzazione con il rischio di ritorni inferiori
o di maggiori costi, con conseguenti effetti negativi per i risultati
economici, il flusso di cassa e le prospettive di Eni.
Legale: alcuni soggetti pubblici e privati hanno avviato proce-
dimenti giudiziali nei confronti delle principali compagnie Oil &
Gas, reclamando la loro responsabilità per gli impatti connessi al
climate change e ai diritti umani, nonché per pratiche di cd. “gre-
enwashing”. I piani di sviluppo ed operativi, la capital allocation
e le strategie 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 decarbonizza-
zione, in particolare in Europa e negli Stati Uniti d’America. In que-
sto quadro si inseriscono gli sviluppi rilevanti occorsi in campo
legale e di governance societaria nei confronti di grandi compa-
gnie internazionali dell’Oil & Gas. Una corte civile dei Paesi Bassi
accogliendo le istanze di ricorrenti organizzazioni ambientaliste
ha intimato a una compagnia petrolifera internazionale di ridur-
re le emissioni di gas a effetto serra (comprese quelle derivanti
dall’uso dei prodotti - Scope 3) del 45% rispetto al livello 2019
entro il 2030, argomentando 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 USA, gli azionisti di minoranza di alcune grandi compagnie
petrolifere hanno ottenuto la nomina di alcuni membri del consi-
glio con orientamenti fortemente ambientalisti o, in un altro caso,
l’approvazione di una risoluzione assembleare che, per quanto
non vincolante, richiede una significativa riduzione delle emissio-
ni sia dirette sia quelle connesse al consumo dei prodotti. Recen-
temente, un gruppo di investitori istituzionali ha citato a giudizio
presso una corte londinese una grande compagnia petrolifera in-
ternazionale lamentando la presunta, inefficace gestione dei rile-
vanti rischi climatici e di transizione della compagnia da parte del
consiglio di amministrazione, che in tale aspetto avrebbe violato
il dovere statutario di diligenza dovuta.
Questi eventi dimostrano come le istituzioni e gli stakeholder
stiano mettendo in discussione la licenza sociale ad operare del-
le società petrolifere occidentali percepite poco virtuose o restie
ad adattare il proprio modello di business e i processi di capi-
tal allocation allo scenario di decarbonizzazione, creando nuovi
profili di rischio per gli operatori, soprattutto in campo legale. Il
verdetto della corte olandese potrebbe aprire la strada all’avvio
di cause simili nei confronti delle società Oil & Gas in altre giuri-
sdizioni ampliando potenzialmente l’ambito delle responsabilità
connesse alle emissioni 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
statunitensi in alcuni delle quali Eni è parte, finalizzate all’otteni-
mento del risarcimento dei danni economici e perdita di reddito
potenzialmente riconducibili al cambiamento climatico.
Reputazionale: le compagnie Oil & Gas vengono sempre più
percepite da parte delle istituzioni e della società civile tra i re-
sponsabili primari del cambiamento climatico. Campagne me-
diatiche di sensibilizzazione da parte di organizzazioni ambien-
taliste, risoluzioni degli azionisti in assemblea, disinvestimenti
da parte di alcuni investitori, sono inoltre sempre più orientate
a una maggiore trasparenza sull’impegno concreto delle com-
pagnie Oil & Gas per la transizione energetica. I piani di lungo
termine del settore sono ormai oggetto di crescente scrutinio da
parte di investitori che utilizzano in via sistematica rating ESG e
benchmark climatici come uno dei parametri fondamentali per le
decisioni d’investimento/finanziamento, nell’ottica di allineare i
propri portafogli ai target “net zero”. Nel corso della COP 26, circa
450 istituzioni finanziarie, hanno annunciato l’impegno di limita-
re le emissioni di GHG nei loro portafogli di investimento, aderen-
do alla “Glasgow Financial Alliance for Net Zero (GFANZ)”. Ad un
anno dal lancio dell’iniziativa, circa la metà delle società hanno
fissato un obiettivo di riduzione delle emissioni al 2030, allineato
a scenari 1,5°C e inclusivo delle emissioni finanziate (Scope 3).
Queste iniziative del sistema finanziario e delle società di gestio-
ne del risparmio dimostrano il rischio emergente di un progres-
sivo disimpegno dei prestatori di capitale dal settore Oil & Gas
dovuto alla necessità degli asset manager e delle banche di dare
seguito al mandato ESG e di conseguire gli obiettivi emissivi
veicolando le risorse finanziarie verso settori economici/azien-
de allineati agli obiettivi di Parigi. Recentemente, alcuni grandi
banche e istituzioni finanziarie (Lloyds, HSBC, per citare alcuni
esempi) hanno annunciato l’intenzione di interrompere da subito
il finanziamento diretto di nuovi progetti Oil & Gas, segnalando
un trend emergente di accelerazione del disimpegno del mondo
finanziario dagli idrocarburi. Questo potrebbe comportare diffi-
coltà di accesso al mercato dei capitali e una crescente pressio-
ne sui titoli delle società Oil & Gas, con conseguente aumento dei
costi di finanziamento e del rischio equity. Sulla base di queste
considerazioni, alcune società di rating hanno valutato di ese-
guire un “downgrading” del settore Oil & Gas citando i rischi della
transizione energetica, l’accelerazione del timing della “peak hy-
drocarbons demand” e la crescente adozione del mandato ESG
nelle decisioni d’investimento di fondi e istituzioni finanziarie.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022138
Mercato: Il panorama energetico mondiale si trova ad affron-
tare importanti sfide nei prossimi anni, dovendo bilanciare la
crescita dei consumi di energia e l’urgenza di fronteggiare il
cambiamento climatico. Per modellare l’evoluzione del siste-
ma energetico in ragione di tali sfide, l’Agenzia Internazionale
dell’Energia (IEA) sviluppa una serie di scenari di riferimento, tra
cui lo Stated Policies Scenario (STEPS) e l’Announced Pledges
Scenario (APS)
1
e scenari decarbonizzati che identificano, con
una logica backcasting
2
, le azioni necessarie al raggiungimento
dei principali obiettivi energetici di sviluppo sostenibile (tra cui
il pieno accesso all’energia e il contenimento dell’incremento
della temperatura media globale). Questi sviluppi potrebbero
determinare un declino strutturale della domanda d’idrocarburi
nel lungo termine. Nonostante Eni stia da tempo attuando una
strategia di riposizionamento del portafoglio che vede la pro-
gressiva riduzione del peso degli idrocarburi a beneficio della
crescita della produzione di energie rinnovabili e carburanti eco-
compatibili, attualmente il business legacy della E&P costitui-
sce 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 ra-
pida rispetto alle nostre aspettative, ne conseguirebbero effetti
negativi rilevanti sulle prospettive di crescita, i risultati operativi,
il cash flow e i ritorni per gli azionisti.
Tecnologico: la necessità di costruire un modello di consumo
finale dell’energia a basso impatto carbonico favorirà lo sviluppo
tecnologico a basse e zero emissioni di carbonio nel campo della
produzione e dello stoccaggio di energia da fonti rinnovabili che
potrebbe avere impatti sulla domanda di idrocarburi. Per raggiun-
gere gli obiettivi climatici internazionali sarà inoltre necessario
accelerare nello sviluppo di tecnologie volte alla cattura e alla
riduzione delle emissioni GHG, alla produzione di idrogeno da
gas nonché tecnologie che supportino il controllo delle emissioni
di metano lungo la filiera produttiva dell’Oil & Gas. L’innovazione
tecnologica riveste un ruolo chiave nei piani di transizione del set-
tore energetico, come delineato dai principali scenari decarboniz-
zati tra cui il NZE2050 della IEA, che vede circa il 50% delle ridu-
zioni emissive al 2050 correlato a tecnologie attualmente in fase
dimostrativa o pilota. Il potenziale fallimento e la conseguente
mancata diffusione di una determinata tecnologia a basse emis-
sioni di carbonio, oltre che alla perdita di risorse impiegate, costi-
tuisce un rischio significativo per il settore.
Fisici: relativi all’intensificarsi di fenomeni meteoclimatici acuti
e cronici nel medio-lungo periodo, quali, a titolo esemplificativo,
uragani, inondazioni, siccità, desertificazione, innalzamento del
livello degli oceani, scioglimento dei ghiacciai perenni e altri an-
cora, la cui crescente frequenza e intensità è correlata, da parte
della comunità scientifica, al fenomeno del surriscaldamento
globale. Eventi metereologici estremi possono comportare inter-
ruzioni più o meno prolungate delle operazioni industriali e danni
a impianti e infrastrutture, con conseguente perdita di risultato
e cash flow 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 geografica
che non determina concentrazioni significative di rischio. Unica
eccezione è rappresentata 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
ambientali estreme e gestiti con procedure di emergenza per ga-
rantire la sicurezza delle persone e dell’ambiente. 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 è limitata ed è quindi possibile ipotizzare ed attuare
preventivi interventi di mitigazione per contrastare il fenomeno.
Resilienza della strategia Eni
ai rischi climatici
Il management sta attuando una strategia di decarbonizzazione
per mitigare l’impatto dei rischi correlati al cambiamento climati-
co sui risultati e sulle prospettive di crescita del Gruppo. Per ap-
profondimento si rimanda al capitolo “Piano Industriale” e al Pa-
ragrafo “Neutralità Carbonica nel Lungo Termine” della sezione
“Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario” (DNF).
La gestione del rischio climate change comprende la regolare
review del portafoglio di asset e di nuovi investimenti di sviluppo
delle riserve di idrocarburi di Eni al fine di identificare e valutare
i potenziali rischi emergenti connessi ai cambiamenti nei regimi
regolatori in materia di emissioni, alle condizioni fisiche di condu-
zione delle operations e i potenziali impatti e opportunità legati
alle azioni di adattamento ai cambiamenti climatici.
Come parte delle attività di verifica della congruità dei valori di
iscrizione in bilancio delle attività Oil & Gas di Eni, che rappresenta-
no circa il 70% del capitale investito netto, il management esegue
con cadenza regolare il test di recuperabilità sulla base delle indi-
cazioni del principio contabile internazionale IAS 36. Tale verifica
comprende assunzioni e giudizi soggettivi su variabili complesse
e su orizzonti temporali 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’a-
nalisi dei fondamentali economici e della domanda e dell’offerta di
lungo termine che considerano i rischi associati alla transizione
energetica e sono oggetto di costante benchmark con le miglio-
ri 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 efficaci
per valutarne la ragionevolezza è l’analisi di sensitività dei risultati
a scenari alternativi come raccomandato dalla TCFD.
Il management ha sottoposto ad analisi di sensitività adottando lo
scenario IEA NZE 2050 nonchè un taglio lineare del 10% dei prezzi
dello scenario Eni la tenuta del valore di libro del complesso delle
CGU del settore E&P. Di seguito gli esiti della sensitivity analysis.
(1) 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 annunciati
dai Governi.
(2) Scenario a obiettivo definito.
139ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Rischi connessi alla situazione
macroeconomica globale, agli eventi
militari e alle conseguenze geopolitiche
dell’aggressione militare russa
dell’Ucraina
I risultati reddituali e i flussi finanziari attesi dal Gruppo nel 2023
sono esposti ai rischi di rallentamento dell’economia globale o di
una possibile recessione con la conseguente riduzione delle aspet-
tative di crescita della domanda di idrocarburi, anche per effetto
delle politiche monetarie restrittive da parte delle banche centrali
per contrastare la ripresa dell’inflazione che potrebbe comportare
un “hard landing” dell’economia, in particolare degli USA, con con-
seguenze negative sulla domanda petrolifera dovute sia all’effetto
diretto dei maggiori tassi d’interesse sulla crescita delle imprese,
sia al possibile apprezzamento del dollaro USA che renderebbe più
costoso il prezzo del greggio nelle altre valute.
Le tensioni geopolitiche a livello internazionale causate dall’in-
vasione russa dell’Ucraina nonché dall’imposizione di sanzioni
di vario ordine nei confronti della Russia e di soggetti russi
aumentano i rischi sistemici. Il rischio del prolungarsi della
guerra, il rischio di allargamento delle operazioni militari e del-
la crisi geopolitica, nonché gli impatti delle sanzioni economi-
che imposte dalla comunità internazionale nei confronti della
Russia possono incidere sull’attività produttiva mondiale, sulla
catena delle forniture e sulla fiducia dei consumatori, delle im-
prese e degli investitori con conseguenti ritardi o arresti nelle
decisioni di spesa e d’investimento. Il verificarsi di tali eventi
potrebbe innescare un rallentamento del ciclo macroeconomi-
co, una stagnazione o, nel peggiore dei casi, una recessione
globale. Tali condizioni potrebbero determinare una riduzione
della domanda delle materie prime energetiche e una conse-
guente riduzione dei prezzi, con ricadute negative sui risultati
economici, il flusso di cassa e la realizzazione dei piani indu-
striali del Gruppo.
La principale esposizione di Eni nei confronti della Russia ri-
guarda i contratti di approvvigionamento di gas naturale di
lungo termine con clausole di take-or-pay con la società russa
Gazprom. I volumi di gas naturale approvvigionati dalla Russia
hanno coperto il 28% degli acquisti totali di gas naturale effet-
tuati dal Gruppo nel 2022 (40% nel 2021, inclusi i volumi forniti
per la rivendita sul mercato turco).
L’UE ha inoltre adottato il piano REPowerEU per porre fine alla
dipendenza dai combustibili fossili nei confronti della Rus-
sia il prima possibile e comunque prima del 2030, attraverso
una serie articolata di misure e strumenti mirati al risparmio
energetico, all’accelerazione della transizione energetica, alla
diversificazione delle forniture e a procedure di autorizzazione
degli investimenti più snelle.
Il Gruppo è conseguentemente esposto al rischio di eventuali ob-
blighi di cessare il prelievo di gas naturale russo a causa di nuove
restrizioni, di un divieto di commercio di gas naturale russo o in
vista del raggiungimento degli obiettivi del piano REPowerEU che
potrebbero determinare effetti negativi anche significativi sull’at-
tività e sulla situazione economica, patrimoniale e/o finanziaria
del Gruppo.
Nell’ottica di una progressiva riduzione del volume delle for-
niture russe approvvigionate dal Gruppo, anche in linea con
l’obiettivo dell’Italia e dell’UE, il management di Eni ha pertan-
to intrapreso diverse iniziative volte ad incrementare e diver-
sificare le forniture di gas naturale verso l’Italia e l’Europa al
fine di sostituire completamente, entro il 2025, i volumi di gas
naturale importato dalla Russia. Ciononostante, una carenza
di forniture di gas naturale derivante da tale riduzione o inter-
ruzione di vendita potrebbe comportare, oltre ad un aumento
ed un’elevata volatilità dei prezzi del gas naturale (e al conse-
guente aumento dei prezzi dell’elettricità e di altri beni che i
consumatori utilizzano come sostituti del gas naturale), mino-
ri opportunità di vendita e una conseguente contrazione delle
marginalità del Gruppo, con possibili effetti negativi anche si-
gnificativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimo-
niale e/o finanziaria del Gruppo.
Per limitare i rischi connessi agli impegni di vendita in caso di
possibili default delle forniture di gas naturale russo, il Gruppo
ha ridotto la campagna commerciale in vista del prossimo anno
termico in modo da garantire la copertura degli obblighi con-
trattuali attivi con forniture di gas naturale provenienti da altre
fonti, con questo rinunciando a possibili maggiori margini com-
merciali rispetto alla vendita nel mercato spot delle disponibilità
di gas naturale russo con relativo impatto negativo su possibili
ulteriori profitti perseguibili.
Rischi connessi alla volatilità del prezzo
delle commodities
L’attività di Eni è esposta al rischio di fluttuazioni del prezzo
del petrolio e del gas naturale, dei margini dei prodotti raf-
Headroom valore d’uso delle
CGU O&G vs. Valori di libro eccedenza %
Assunzioni al 2050
in termini reali USD 2021
Costi
CO
2
deducibili
Costi
CO
2
non deducibili
Prezzo Brent
($/bl)
Prezzo gas europeo
($/mmbtu)
Costo CO
2
($/ton)
Scenario Eni
>100% - 43
5,3
Proiezioni costi CO
2
EU/ETS + previsione
costi di forestry
Haircut del 10% prezzi scenario Eni
80% - 39
4,8
Proiezioni costi CO
2
EU/ETS + previsione
costi di forestry
Scenario IEA NZE 2050
55% 49% 24 3,8
250-180 per tonnellata di CO
2
(a)
(a) Prezzo differenziato a seconda di economia classificata come “avanzata” o “emergente”.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022140
finati e dei prodotti petrolchimici e del prezzo dell’energia
elettrica.
Il Gruppo non copre la propria esposizione alla volatilità dei prez-
zi delle commodities nell’attività di sviluppo e produzione degli
idrocarburi, ad eccezione di particolari condizioni aziendali o di
mercato. L’analisi di sensitività per l’anno 2023 prevede una varia-
zione del flusso di cassa operativo prima del capitale circolante
al costo di rimpiazzo di circa €0,13 miliardi a fronte di variazioni
del Brent di 1 USD/barile rispetto al prezzo pianificato pari a 85
$/bbl; si precisa che tale analisi di sensitività è ritenuta valida per
variazioni di prezzo limitate rispetto a quello di pianificazione.
Analogo impatto ha la variazione di 1 $/mmBTU nel prezzo spot
del gas naturale rispetto all’assunzione 2023 di 27,5 $/mmBTU.
Il Gruppo ha stabilito procedure di gestione del rischio e stipu-
la contratti derivati relativi alle commodities per coprire l’espo-
sizione al rischio relativo alle attività commerciali, che deriva
dalle diverse formule di indicizzazione tra i prezzi di acquisto e
di vendita delle commodities. Tuttavia, la copertura potrebbe
non operare come previsto.
In particolare, ove il ricorso a derivati non consentisse di co-
prire in tutto o in parte il rischio di prezzo a causa (i) di inter-
venti sulla determinazione dei prezzi di vendita da parte delle
competenti Autorità regolatrici, (ii) di provvedimenti ammini-
strativi da parte dei governi finalizzati a introdurre un tetto ai
prezzi di vendita senza consentire l’adeguamento tempestivo
e proporzionale ad eventuali incrementi dei prezzi di approv-
vigionamento delle materie prime, e/o (iii) di introduzione di
componenti tariffarie in capo a soggetti grossisti, rivenditori o
importatori che, per via di impedimenti normativi o contrattua-
li, Eni non sia in grado di trasferire sul prezzo finale di vendita
alla propria clientela, la mancata copertura dell’esposizione
al rischio prezzo d’acquisto delle materie prime potrebbe de-
terminare una riduzione dei ricavi e dei margini reddituali con
conseguenti effetti negativi sull’attività e sulla situazione eco-
nomica, patrimoniale e/o finanziaria del Gruppo.
Eni svolge attività di trading sulle commodities per ottimizza-
re i margini commerciali o per trarre profitto dalle variazioni
attese dei prezzi di mercato delle commodities. Sebbene Eni
abbia istituito procedure di gestione del rischio per monitorare
e controllare tale attività di trading, questa attività comporta
elementi di incertezza e Eni è esposto al rischio di subire per-
dite significative laddove i prezzi delle commodities dovessero
variare in modo contrario alle proprie aspettative.
Rischi di cambio e di tasso d’interesse
Eni è esposto al rischio di variazioni sfavorevoli dei tassi di
cambio in quanto il bilancio consolidato di Eni è redatto in
Euro, mentre le principali controllate estere, in particolare nel
settore Exploration & Production, utilizzano il dollaro statuni-
tense come valuta funzionale. L’analisi di sensitività per l’an-
no 2023 prevede una variazione del flusso di cassa operati-
vo prima del capitale circolante al costo di rimpiazzo di circa
€0,70 miliardi a fronte di variazioni di 5 centesimi del tasso di
cambio USD/EUR; al riguardo si precisa che la predetta analisi
di sensitività è stata ritenuta valida per variazioni limitate del
tasso di cambio e assumendo un cambio USD/EUR pari a 1,03
nel 2023.
Conseguentemente, sebbene Eni centralizzi la gestione del ri-
schio compensando le esposizioni di segno opposto derivanti
dalle diverse attività di business coinvolte e coprendo con il
mercato l’esposizione residua, il Gruppo è esposto ai seguen-
ti rischi connessi alla variazione dei tassi di cambio: (i) il cd.
rischio di cambio economico, ovverosia il rischio che in caso
di apprezzamento dell’Euro – in particolare nei confronti del
dollaro USA – (a) i margini delle vendite degli idrocarburi di
produzione quotate in dollari da parte delle società controllate
aventi il dollaro come valuta funzionale diminuiscano di valo-
re (giacché il Gruppo non adotta strumenti di mitigazione per
tale tipologia di rischio) nonché (b) per le società del Gruppo
aventi l’Euro come valuta funzionale, l’esposizione al rischio
cambio cd. rischio di cambio transattivo relativo ad operazioni
denominate in valute diverse dall’Euro, qualora tali operazioni
non siano mitigate attraverso opportune azioni di gestione del
rischio (derivati o compensazioni tra operazioni di segno op-
posto); (ii) il cd. rischio di cambio di traduzione, derivante dalla
circostanza che Eni nella redazione del bilancio consolidato
converta in Euro gli attivi netti delle società con valute fun-
zionali diverse dall’Euro con oscillazioni sul patrimonio netto
consolidato e quindi sugli indici di bilancio.
Pertanto, le fluttuazioni dei tassi di cambio potrebbero in-
fluenzare negativamente i risultati, l’indebitamento finanzia-
rio netto e il patrimonio netto consolidato, espressi in Euro
nei bilanci del Gruppo.
Il Gruppo è esposto alle variazioni dei tassi d’interesse in pro-
porzione alla quota di indebitamento a tasso variabile.
Maggiori informazioni sul rischio mercato sono fornite nella
nota n. 28 al bilancio consolidato.
Rischi di liquidità
Il rischio di liquidità è il rischio che il Gruppo non sia in grado
di rispettare gli impegni di pagamento a causa della difficoltà
di reperire adeguate fonti di finanziamento o che il Gruppo non
sia in grado di liquidare le proprie attività sul mercato per far
fronte alle esigenze finanziarie di breve termine.
Tale situazione potrebbe avere un impatto negativo sui risultati
economici e sui flussi di cassa del Gruppo, in quanto comporte-
rebbe per Eni un aumento degli oneri finanziari per far fronte alle
proprie obbligazioni, o nel peggiore degli scenari, una situazione
di insolvenza che pone a rischio la continuità aziendale.
Prolungati periodi di restrizione dei mercati finanziari, ovvero
l’impossibilità per Eni di accedere ai mercati finanziari (com-
presi i casi in cui ciò sia dovuto alla posizione finanziaria di
Eni o ai feedback di mercato relativi alle prospettive di Eni),
potrebbero determinare l’incorrere da parte del Gruppo in co-
sti di finanziamento significativamente più elevati rispetto al
passato o una difficoltà nel reperire liquidità sul mercato e
le risorse finanziarie necessarie a finanziare i piani di svilup-
po, mettendo quindi a rischio la capacità di Eni di mantenere
141ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
programmi di investimento a lungo termine, con conseguenti
effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patri-
moniale e/o finanziaria del Gruppo.
L’aggressione militare russa nei confronti dell’Ucraina ha in-
nescato una fase di estrema volatilità nei mercati delle com-
modity energetiche a causa dei timori di possibili interruzioni
nei flussi di export di prodotti russi (quali ad esempio il gas) e
delle sanzioni adottate dalla comunità internazionale nei con-
fronti dei settori finanziario ed energetico russi. Tale situazio-
ne ha generato la necessità per il Gruppo di ricorrere a mag-
giori riserve di liquidità in relazione ai maggiori fabbisogni per
l’operatività in derivati su commodity che impongono ai trader
di costituire presso i commodity exchange o le istituzioni fi-
nanziarie controparti, depositi liquidi a garanzia dell’adempi-
mento delle obbligazioni contrattuali sottostanti (consegna/
ritiro della merce o settlement del differenziale di prezzo).
L’ammontare di tali depositi liquidi a garanzia dell’adempimen-
to delle obbligazioni contrattuali sottostanti è correlato al va-
lore delle esposizioni outstanding del Gruppo e quindi al valore
dei prezzi delle commodity energetiche; pertanto, in caso di
nuove fasi di volatilità e di conseguente aumento delle espo-
sizioni in essere del Gruppo in relazione all’andamento dei
prezzi delle commodity energetiche, potrebbe esser richiesto
al Gruppo di incrementare l’ammontare dei depositi liquidi a
garanzia delle operazioni, in modo da rispettare l’obbligo con-
trattuale iniziale di copertura degli sbilanci (richiesta di inte-
grazione del margine “margin call”).
L’eventuale necessità di incrementare tali depositi potrebbe ave-
re effetti negativi, anche significativi, sulla situazione economi-
ca, patrimoniale e/o finanziaria di Eni e del Gruppo.
Rischio controparte
Il Gruppo è esposto al rischio di potenziali perdite derivanti
dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalle
controparti. Le controparti potrebbero essere inadempienti
all’obbligo di pagare a scadenza le fatture per le forniture di
prodotti Eni o altri addebiti da parte del Gruppo nel normale
svolgimento delle operazioni. In caso di tali rischi o di situa-
zioni di default delle controparti, il Gruppo incorre in perdite su
crediti con impatti negativi sulla generazione di cassa.
L’aumento molto rilevante dei prezzi del gas naturale e dell’e-
nergia elettrica ha incrementato in misura significativa le espo-
sizioni verso i clienti industriali di grandi dimensioni, rendendo
opportuna una revisione al rialzo del tasso di perdita attesa su
crediti per incorporare un accresciuto rischio congiunturale.
Nel settore Exploration & Production, Eni è esposto al rischio
di credito a causa della volatilità dello scenario prezzi delle
commodity (dovuta alle incertezze concernenti la stabilità del-
la ripresa economica) che si riflette nelle prospettive finanzia-
rie di molti Paesi produttori di petrolio, determinando un im-
patto negativo sui ricavi petroliferi da tali Paesi. Le difficoltà
finanziarie di questi Paesi si sono estese alle compagnie pe-
trolifere statali e altre agenzie nazionali che sono partner del
Gruppo nell’esecuzione di progetti Oil & Gas o che acquistano
la produzione equity del Gruppo nei diversi progetti Oil & Gas.
L’esposizione di credito maggiore riguarda controparti in Nige-
ria per €611 milioni al 31 dicembre 2022 (€681 milioni al 31 di-
cembre 2021), relativa alla quota dei costi di sviluppo di compe-
tenza dei partner della joint venture in progetti petroliferi operati
dal Gruppo nei quali il Gruppo anticipa tutti i costi dell’iniziativa
e provvede a riaddebitarli, ciascuno per la propria quota, alla
compagnia petrolifera di Stato NNPC e ai partner locali median-
te il meccanismo della cash call. L’esposizione verso la compa-
gnia di Stato si è normalizzata nel corso del 2022 grazie a una
maggiore puntualità nell’adempimento delle cash call. L’esposi-
zione nei confronti di una società petrolifera locale privata è au-
mentata a causa delle contestazioni avanzate da quest’ultima
relative agli ammontari addebitati, comportando la sostanziale
sospensione dei pagamenti degli importi dovuti a Eni che sono
continuati a maturare. A tal riguardo, sono state avviate le pro-
cedure arbitrali per la risoluzione delle relative dispute.
Sono in essere crediti per €566 milioni al 31 dicembre 2022
(€538 milioni al 31 dicembre 2021) relativi al valore recupe-
rabile delle fatture gas scadute nei confronti della società di
Stato del Venezuela PDVSA per le forniture della joint venture
Cardón IV, partecipata pariteticamente da Eni e Repsol. Nel
corso del 2022, a fronte del benestare delle Autorità degli Stati
Uniti d’America nell’ambito del quadro sanzionatorio nei con-
fronti del Venezuela, sono state effettuate alcune operazioni
di compensazione del credito mediante ritiri di petrolio di pro-
prietà di PDVSA che hanno consentito di limitare l’incremento
dello scaduto.
Un eventuale inasprimento delle difficoltà economiche delle
controparti del Gruppo potrebbe avere un impatto negativo
su risultati, flussi di cassa e condizioni finanziarie del Gruppo
nonché sulla capacità di Eni di adempiere ai propri impegni
connessi al Prestito Obbligazionario.
Rischi connessi alle sanzioni
economiche e finanziarie
Il Gruppo svolge la propria attività anche sul piano internazio-
nale e, di conseguenza, è esposto al rischio di violazione di
eventuali programmi sanzionatori di natura economica e fi-
nanziaria, con possibili conseguenze negative sulla sua attivi-
tà, sulle sue prospettive nonché sulla sua situazione economi-
ca, patrimoniale e finanziaria. In particolare, ad oggi risultano
particolarmente rilevanti i programmi sanzionatori adottati nei
confronti del Venezuela e della Russia.
Con riferimento al Venezuela, a partire dal 2019 sono state
adottate restrizioni da parte degli Stati Uniti d’America volte a
colpire, in particolare, le operazioni nel settore petrolifero loca-
le e/o con società controllate direttamente o indirettamente
dal governo venezuelano, con impatti anche sulle esportazio-
ni di greggio dal Venezuela e sulla possibilità da parte delle
compagnie internazionali operanti nel Paese di compensare
i crediti vantati nei confronti della società petrolifera di Stato
del Venezuela con carichi di greggio.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022142
Per quanto concerne invece la Russia, in seguito all’invasione
russa dell’Ucraina, a partire da febbraio 2022 sono state adottate
sanzioni particolarmente severe da parte, inter alia, dell’Unione
Europea, del Regno Unito e degli Stati Uniti d’America. Nell’am-
bito di tali sanzioni, e delle relative contromisure adottate dalla
Federazione Russa, Eni ha deciso di aderire – in via temporanea
e senza pregiudizio ai propri diritti contrattuali – a una nuova pro-
cedura di pagamento delle forniture di gas russo, richiesta dal
fornitore Gazprom Export in esecuzione delle contromisure legi-
slative russe. L’adesione a tale nuova procedura di pagamento
è avvenuta dopo averne valutato la compatibilità con il regime
sanzionatorio in essere e dopo aver ottenuto il benestare preven-
tivo delle Autorità italiane, responsabili di verificare il rispetto e
l’eventuale applicazione del regime delle sanzioni UE.
Si precisa che Eni ha avviato, in via precauzionale, un arbitrato
internazionale ai sensi della legge svedese (conformemente a
quanto previsto dai relativi contratti) per chiarire le incertezze
derivanti dalla nuova procedura di pagamento nonché la cor-
retta allocazione dei costi e dei rischi.
Si segnala che nel 2022 non sono state irrogate sanzioni nei
confronti del Gruppo nell’ambito di programmi di sanzioni eco-
nomiche e finanziarie.
Sebbene le sanzioni siano generalmente volte a colpire l’e-
conomia del Paese oggetto del programma sanzionatorio e
il Gruppo adotti misure volte a garantire che le proprie attivi-
tà siano svolte in conformità con le norme applicabili, non si
può escludere che il possibile deterioramento della situazione
economica, sociale e politica del singolo Paese sanzionato, il
protrarsi dell’applicazione delle sanzioni, la modifica ovvero
l’inasprimento delle stesse possano limitare l’operatività del
Gruppo, anche in modo significativo, con impatti negativi sulla
situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.
Rischi connessi all’utilizzo di fonti
di energia alternative e rinnovabili
Il Gruppo è attivo da alcuni anni nello sviluppo e nella realiz-
zazione di impianti per la generazione di energia elettrica da
fonti rinnovabili e, nel 2021, Eni ha conferito il ramo d’azienda
“Attività rinnovabili Italia” a Plenitude.
Lo sviluppo e la realizzazione di impianti per la generazione di
energia elettrica da fonti rinnovabili sono soggetti a processi
autorizzativi lunghi e complessi e richiedono investimenti di
rilevante entità che vengono recuperati in base ai ricavi ge-
nerati nel corso della vita utile degli impianti. Gli investimenti
necessari per lo sviluppo e la costruzione di un impianto varia-
no, tra l’altro, in base ai costi dei materiali e delle componenti
impiantistiche, delle opere civili, delle attività di installazione
e di interconnessione con la rete di trasmissione, nonché alle
tempistiche e disponibilità dei suddetti elementi. Tali elementi
potrebbero essere soggetti ad aumenti di prezzi e/o a ridu-
zioni di disponibilità, anche in conseguenza dell’accelerazione
dei processi autorizzativi volti alla riduzione della dipendenza
energetica dalla Russia, fenomeno di tendenza negli obiettivi
governativi, tra cui quelli italiani.
Un eventuale rilevante incremento di tali costi di sviluppo e rea-
lizzazione degli impianti, ovvero una significativa dilatazione dei
tempi di reperimento dei principali materiali e componenti po-
trebbe comportare effetti negativi sull’attività e sulla situazione
economica, patrimoniale e/o finanziaria del Gruppo e, in aggiun-
ta, ove il Gruppo non dovesse essere in grado di realizzare gli
impianti di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili
secondo criteri di economicità, il Gruppo potrebbe incontrare
difficoltà nel perseguimento dei propri obiettivi di sviluppo, con
conseguenti effetti pregiudizievoli sull’attività e sulla situazione
economica, patrimoniale e/o finanziaria del Gruppo.
In aggiunta a quanto sopra, il business delle rinnovabili è in-
fluenzato da fattori quali (i) le politiche di incentivazione alla
generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili, (ii) even-
tuali malfunzionamenti e interruzioni dell’operatività degli im-
pianti di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili,
(iii) l’evoluzione tecnologica e (iv) le variazioni climatiche.
Le politiche di incentivazione alla generazione di energia elettrica
da fonti rinnovabili, che alla data del presente documento sono
state adottate dalla maggior parte dei Paesi in cui il Gruppo ope-
ra, possono incidere in maniera significativa sulle prospettive
reddituali della produzione da fonti rinnovabili per gli operatori
del settore. Eventuali mutamenti o ridimensionamenti di tali poli-
tiche, anche attraverso misure fiscali temporanee o straordinarie,
in determinati Paesi potrebbero indurre il Gruppo a modificare
o ridurre i suoi piani di sviluppo, nonché incidere negativamen-
te sull’economicità della produzione da alcune fonti, con conse-
guenti effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica,
patrimoniale e finanziaria del Gruppo.
Con riferimento ad eventuali malfunzionamenti e interruzioni
di operatività, benché il Gruppo ritenga di essere dotato di ade-
guata struttura organizzativa, idonei contratti di manutenzio-
ne e coperture assicurative, il Gruppo è esposto a rischi di mal-
funzionamento e di imprevista interruzione dei propri impianti
di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili, causati
da eventi sia operativi quali incidenti, guasti o malfunziona-
mento di apparecchiature o sistemi di controllo, sia di natura
straordinaria quali difetti di fabbricazione dei componenti de-
gli impianti, calamità naturali, eventi catastrofici, attentati ter-
roristici e altri eventi straordinari similari. Il verificarsi di eventi
di tale natura, non del tutto prevedibili e/o non completamente
evitabili, potrebbe causare un aumento dei costi e una perdi-
ta di ricavi, l’insorgenza di potenziali perdite, la necessità di
modificare il piano di investimenti del Gruppo, nonché avere
effetti negativi sulla reputazione del Gruppo.
In merito all’evoluzione tecnologica, il Gruppo deve aggiornare
continuamente le proprie tecnologie, anche effettuando, diret-
tamente o in collaborazione con altri enti, attività di ricerca e
sviluppo, in quanto il settore delle rinnovabili è caratterizzato
dalla necessità di una costante attività di ricerca ed innova-
zione delle tecnologie utilizzate al fine di mantenere competi-
tivo il costo dell’energia prodotta. Qualora il Gruppo non fos-
se in grado di acquisire o sviluppare in maniera adeguata le
tecnologie disponibili sul mercato, lo stesso potrebbe dover
modificare o ridurre i propri obiettivi di sviluppo in determinate
143ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
tecnologie ovvero vedere ridotta l’efficienza dei propri impianti
e dei propri servizi offerti, con conseguenti possibili effetti ne-
gativi sulla reputazione, sull’attività e sulla situazione econo-
mica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.
Da ultimo, nel settore delle rinnovabili, in particolare ove l’ener-
gia venga generata da fonte eolica e solare, la disponibilità di tali
fonti varia in funzione delle condizioni climatiche dei siti in cui si
trovano i relativi impianti. Eventuali condizioni climatiche avverse
ovvero non in linea con quelle attese possono comportare una
minore produttività e redditività degli impianti del Gruppo. L’even-
tuale perdurare di condizioni meteorologiche avverse potrebbe
comportare una riduzione dei volumi di energia elettrica prodotti
dal Gruppo ovvero, al contrario, un eccesso dei volumi offerti che
potrebbe comportare una riduzione, anche significativa, dei prez-
zi, con conseguenti effetti negativi sull’attività e sulla situazione
economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.
Rischio paese
Al 31 dicembre 2022, circa l’81% delle riserve certe di idrocar-
buri del Gruppo risulta localizzato in Paesi non OCSE, princi-
palmente in Africa, Asia Centrale e Medio Oriente che per varie
ragioni sono caratterizzati da un minore grado di stabilità non
solo politica, sociale ed economica ma anche normativa rispet-
to ai Paesi dell’OCSE. Tale instabilità e incertezza anche del
quadro legislativo può causare eventi destabilizzanti quali con-
flitti interni, rivoluzioni, instaurazione di regimi non democratici,
disordine sociale, scioperi, atti di vandalismo alle infrastrutture,
furti di petrolio dalle pipeline e altre forme di disordine civile e
fenomeni similari tali da compromettere in modo temporaneo o
permanente la capacità di Eni di operare in condizioni economi-
che e di assicurarsi l’accesso alle riserve di idrocarburi.
I principali rischi connessi all’attività svolta in tali Paesi esteri
sono rappresentati da: (i) mancanza di un quadro legislativo
stabile e incertezze sulla tutela dei diritti della compagnia stra-
niera in caso di inadempienze contrattuali da parte di soggetti
privati o Enti di Stato; (ii) sviluppi o applicazioni penalizzanti di
leggi, regolamenti, modifiche contrattuali unilaterali che com-
portano la riduzione di valore degli asset del Gruppo, disinve-
stimenti forzosi, nazionalizzazioni ed espropriazioni; (iii) restri-
zioni di varia natura sulle attività di esplorazione, produzione,
importazione ed esportazione; (iv) incrementi della fiscalità
applicabile; (v) complessi iter di rilascio/rinnovo di autorizza-
zioni e permessi che impattano sul time-to-market dei progetti
di sviluppo; (vi) sistema di sanzioni irrogate dagli USA e dall’UE
nei confronti di determinati Paesi che possono compromette-
re la capacità di Eni di continuare a svolgere le proprie attività
o a svolgerle con talune limitazioni.
Nello scenario corrente, il Gruppo Eni è esposto ad un mag-
giore profilo di rischio in relazione alla propria operatività in
Venezuela, Nigeria e Libia.
Il Venezuela attraversa una crisi strutturale economica e finan-
ziaria causata dalla contrazione delle entrate del settore petro-
lifero che hanno risentito sia della crisi connessa al COVID-19,
sia delle sanzioni USA volte a colpire il settore petrolifero del
Paese, il Governo venezuelano e le società di Stato del petro-
lio. L’outlook finanziario del Paese rappresenta un rischio per
il recupero dell’investimento Eni nel progetto Perla, un grande
giacimento offshore a gas, operato dalla società locale Cardón
IV, joint venture paritetica con un’altra compagnia petrolifera in-
ternazionale. Gli investimenti e le riserve in altri progetti Eni nel
Paese sono stati completamente svalutati in precedenti repor-
ting period a causa dei rischi connessi all’ambiente operativo.
Correntemente il capitale investito Eni nel Paese ammonta a
circa €1,1 miliardi, relativi principalmente ai crediti commercia-
li scaduti verso la società di Stato Petróleos de Venezuela SA
(“PDVSA”) per le forniture del gas equity del giacimento Perla,
la cui recuperabilità è resa difficoltosa dal regime sanzionatorio
USA. Alla fine del 2022 l’ammontare dei crediti commerciali vs.
PDVSA non è sostanzialmente aumentato rispetto al 2021 in
quanto a seguito del comfort sanzioni ottenuto dalle compe-
tenti Autorità statunitensi nel maggio 2022, sono stati ottenuti
alcuni rimborsi in natura dei crediti in essere mediante assegna-
zione di carichi di greggio di proprietà PDVSA.
In Nigeria, il Gruppo ha delle esposizioni creditizie a rischio
relative al finanziamento dei progetti Oil & Gas del Paese, di cui
Eni, in qualità di operatore, sostiene i costi di sviluppo addebi-
tandoli, ciascuno per la propria quota, alla compagnia petroli-
fera di Stato NNPC e ai partner locali.
Altri rischi paese in Nigeria sono connessi all’ambiente operati-
vo in relazione al fenomeno delle continue sottrazioni di petrolio
dalle pipeline che trasportano greggio di proprietà Eni, con con-
seguenti danneggiamenti alle infrastrutture e sversamenti nel
suolo. Inoltre, Eni è parte in un procedimento arbitrale in relazio-
ne alla conversione del titolo minerario nigeriano OPL 245 rela-
tivo all’esplorazione del blocco offshore omonimo, per il quale
Eni aveva chiesto la conversione in licenza di sviluppo.
La Libia uno dei principali Paesi di presenza Eni in termini di
volumi produttivi e contributo ai risultati consolidati ha attraver-
sato un lungo periodo di instabilità politico-sociale e di tensioni
interne conseguenti alla rivoluzione armata del 2011 e al cam-
bio del regime di allora. Gli eventi del 2011 che determinarono il
blocco totale delle attività Eni nel Paese per quasi un anno, eb-
bero ricadute rilevanti sui risultati di allora. Negli anni successi-
vi, la situazione di continua instabilità sociale e politica, sfociata
in più riprese in atti di ostilità, scontri armati e tensioni tra le due
fazioni che si contendono la guida del Paese, ha compromesso
in diverse circostanze la regolarità e la sicurezza delle operazio-
ni Eni. Gli ultimi eventi d’instabilità risalgono alla seconda metà
del 2021, con la ripresa della contrapposizione tra il Governo
di Unità Nazionale insediato a Tripoli e l’autonominato Gover-
no di Stabilità Nazionale insediato nella parte est del Paese. Ne
sono conseguiti atti di ostilità e di guerriglia che hanno portato
al blocco quasi totale della produzione petrolifera nella parte
est del Paese, alla chiusura dei terminali di esportazione e alla
dichiarazione di forza maggiore su alcuni asset partecipati da
Eni ad aprile 2022, revocata poi nel mese di luglio 2022 grazie
a un accordo tra le parti. Le produzioni offshore (in particolare
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022144
Bahr Essalam) e onshore nella zona di Tripoli si sono svolte con
continuità. Nel 2022 la produzione equity Eni in Libia è stata di
165 mila boe/giorno. Sebbene la società di Stato libica abbia
espresso l’intenzione di rilanciare il settore petrolifero del Paese
anche con sviluppi d’interesse per Eni, come evidenziato dal re-
cente accordo tra Eni e la società di Stato NOC per lo sviluppo
del progetto offshore “Strutture A&E”, la situazione d’instabilità
interna rende l’ambiente operativo imprevedibile ed estrema-
mente volatile. Il management ritiene che la situazione geopoli-
tica libica continui a costituire un fattore di rischio rilevante per
Eni. Anche se l’incidenza della produzione della Libia sul totale
di Gruppo (attualmente intorno al 10%) è stata ridotta in questi
ultimi anni grazie alla strategia di Gruppo di bilanciare il rischio
paese attraverso l’espansione in aree a elevato grado di stabilità
politica, la Libia rimane uno dei principali Paesi Eni in termini di
utili e redditività.
L’evoluzione del contesto economico, finanziario e politico dei
Paesi in cui opera il Gruppo potrebbe influire sulle scelte ope-
rative e di investimento di Eni che potrebbe anche, in ultima
istanza, decidere di ridimensionare la presenza del Gruppo in
determinate aree, con conseguenti possibili ripercussioni ne-
gative sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria
di Eni e del Gruppo.
Rischi connessi all’attività di
ricerca e produzione di idrocarburi,
all’impossibilità di rimpiazzo delle
riserve e alle incertezze nelle stime delle
riserve di petrolio e di gas naturale e alle
riserve non ancora sviluppate
Le attività di ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi con-
venzionali richiedono elevati investimenti con tempi di ritorno
medio-lunghi e sono soggette al rischio minerario sia nella
fase esplorativa che può avere esito negativo a causa della
perforazione di pozzi sterili o della scoperta di quantità insuf-
ficienti d’idrocarburi tali da giustificarne lo sfruttamento eco-
nomico, sia nella fase di sviluppo, in relazione al recupero di
volumi di idrocarburi inferiori alle stime iniziali sulla cui base è
valuta la redditività dei progetti.
Rischi economici
Il rischio minerario è l’aleatorietà dell’attività esplorativa che
può avere esito negativo a causa della perforazione di pozzi
sterili o della scoperta di quantità di idrocarburi non econo-
miche; mentre nelle attività di sviluppo è rappresentato dal
rischio di sottoperformance dei reservoir e di recupero di volu-
mi di idrocarburi inferiori alle stime iniziali. I progetti di svilup-
po delle riserve d’idrocarburi convenzionali sono investimenti
di medio-lungo termine, esposti al rischio di ritorni economici
inferiori al costo del capitale a causa di costi superiori a quelli
pianificati, possibili ritardi nell’avvio della produzione e della
volatilità del prezzo degli idrocarburi che potrebbero essere
inferiori rispetto a quelli sulla cui base Eni ha preso la deci-
sione finale di investimento (FID). Inoltre, numerosi rischi di
execution possono penalizzare i ritorni di tali progetti, quali
difficoltà tecniche impreviste, mancato rispetto dei tempi/bu-
dget da parte dei fornitori di infrastrutture critiche (navi FPSO,
piattaforme, impiantistica upstream), efficacia dei global con-
tractors, puntuale rilascio delle autorizzazioni da parte delle
Autorità di Stato e ritardi nelle fasi di commissioning.
I livelli futuri di produzione Eni dipendono dalla capacità dell’a-
zienda di rimpiazzare le riserve prodotte attraverso l’esplora-
zione di successo, l’efficacia e l’efficienza delle attività di svi-
luppo, l’applicazione di miglioramenti tecnologici in grado di
massimizzare i tassi di recupero dei giacimenti in produzione
e l’esito dei negoziati con gli Stati detentori delle licenze. L’in-
successo nell’ottenere adeguati tassi di rimpiazzo delle pro-
duzioni con nuove riserve scoperte o “better performance” dei
giacimenti potrebbero avere impatti negativi rilevanti sulle le
prospettive di crescita del Gruppo, sui risultati, il cash flow, la
liquidità e i ritorni per l’azionista.
Il time-to-market delle riserve è un fattore critico per la red-
ditività dell’industria petrolifera, considerata la complessità
tecnologica e realizzativa dei progetti, l’esposizione finanzia-
ria durante la fase realizzativa e il differimento temporale dei
cash flow positivi. Ogni ritardo nell’ottenimento del first oil o
first gas comporta un peggioramento della redditività dei pro-
getti. Lo sviluppo e messa in produzione delle riserve scoperte
comporta normalmente un insieme complesso di attività con
lunghi tempi di esecuzione: verifica della fattibilità economi-
co-tecnica con possibili ulteriori fasi di appraisal della scoper-
ta, definizione del piano di sviluppo con i partner industriali
dell’iniziativa, compresa la first party di Stato, ottenimento del-
le autorizzazioni da parte dello Stato host, il project financing,
l’ingegneria di front-end e di dettaglio e la realizzazione di poz-
zi e impianti, piattaforme, unità di floating production, centri di
trattamento, linee di export e altre facilities critiche. Durante
la fase realizzativa, la Compagnia è esposta finanziariamen-
te a causa del differimento temporale dei cash flow positivi
che si manifestano a partire dal first oil/gas consentendo il
recupero del capitale nell’arco di anni. Ritardi nell’ottenimento
delle necessarie autorizzazioni o nelle fasi di costruzione, er-
rori di progettazione, ritardi nel recupero di costi investimenti
per difficoltà della First Party o altri eventi similari possono
determinare slittamenti nei tempi di avvio della produzione e
un incremento dei costi, con ricadute significative sulla reddi-
tività del progetto. La complessità dell’ambiente circostante è
un ulteriore fattore di rischio per i tempi e i costi di realizzazio-
ne dei progetti (condizioni metereologiche, temperature, off-
shore profondo e ultra-profondo, tutela dell’ecosistema, ecc.).
I progetti di sviluppo sono esposti ai rischi di cost overrun in
funzione dell’evoluzione dell’ambiente operativo. Per il 2023
sono prevedibili strozzature nelle catene di fornitura e nella lo-
gistica nonché incrementi del costo dei fattori produttivi quali
materie prime (acciaio, cemento), lavoro specializzato e altri
input. Le daily rate di rig e altri mezzi navali di perforazione e
sviluppo sono attese in crescita a causa della disciplina finan-
ziari adottata dal settore dei servizi all’industria, che durante
145ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
la crisi del COVID-19 per fronteggiare il calo di commesse da
parte del settore cliente ha ridotto in maniera drastica gli inve-
stimenti di upgrading e potenziamento della flotta; pertanto le
società petrolifere sono esposte al rischio di competere rispet-
to a un’offerta limitata di unità di perforazione e altri mezzi.
Per quanto riguarda il contenimento della pressione inflazio-
nistica, i progetti per i quali sono stati già assegnati i contratti
sono esposti a minori rischi di aumenti di costo, mentre per i
progetti in fase di committment la Società adotterà opportune
strategie d’acquisto per limitare gli incrementi di costo (ad es.
master agreement per massimizzare le economie di volume,
indicizzazione degli acquisti a indici pubblici per beneficiare
di eventuali inversioni di tendenza nei prezzi delle materie, mi-
glioramento dei meccanismi competitivi delle gare, ecc.).
Rimpiazzo delle riserve
La redditività futura di Eni dipende dall’accuratezza delle sti-
me delle riserve certe e delle previsioni relative ai tassi futuri
di produzione, alle proiezioni di costi operativi e di sviluppo
futuri e ai tempi di sostenimento dei costi. Tali stime dipen-
dono da un insieme di fattori, assunzioni e variabili, quali: (i)
la qualità dei dati geologici, tecnici ed economici disponibili
e la loro interpretazione e valutazione; (ii) le stime riguardanti
l’andamento futuro dei tassi di produzione e le previsioni di co-
sti operativi e dei tempi di sostenimento dei costi di sviluppo;
(iii) le modifiche della normativa fiscale vigente, delle regola-
mentazioni amministrative e delle condizioni contrattuali; (iv)
l’esito di perforazioni e di test di produzione e l’effettiva per-
formance produttiva dei giacimenti successivamente alla data
della stima che può determinare sostanziali revisioni al rialzo
o al ribasso delle riserve; (v) le variazioni dei prezzi del petrolio
e del gas naturale che potrebbero influire sulle quantità delle
riserve certe, poiché la loro stima si basa sui prezzi e sui costi
esistenti alla data della stima.
Oltre a dipendere dalla produzione, dalle revisioni e dalle nuove
scoperte, il rimpiazzo delle riserve del Gruppo è influenzato
anche dal meccanismo di attribuzione previsto dai Production
Sharing Agreements (“PSA”), in base al quale il Gruppo ha di-
ritto a una parte delle riserve di un giacimento, la cui vendita è
destinata a coprire i costi dallo stesso sostenuti per lo svilup-
po e la gestione del giacimento stesso. Sulla base di tali mec-
canismi contrattuali previsti nei PSA, maggiori sono i prezzi
di riferimento del Brent utilizzati per stimare le riserve certe
di Eni, minore è il numero di barili necessari per recuperare lo
stesso ammontare di costo, e viceversa. La produzione futura
di petrolio e gas dipende dalla capacità del Gruppo di accede-
re a nuove riserve attraverso nuove scoperte, l’applicazione di
miglioramenti tecnici, il successo delle attività di sviluppo, le
trattative con le compagnie petrolifere nazionali e altri proprie-
tari di riserve note e le acquisizioni.
Il Gruppo potrebbe non ottenere adeguati tassi di rimpiazzo
delle riserve prodotte con nuove riserve scoperte o un migliore
rendimento da parte dei giacimenti ovvero potrebbe incorre-
re in insuccessi delle attività di esplorazione o nella mancata
scoperta di ulteriori riserve commerciali con una conseguen-
te riduzione della produzione futura di petrolio e gas naturale,
che dipende in larga misura dal tasso di successo dei progetti
di esplorazione e dall’efficienza delle attività di sviluppo nel
recuperare i volumi inizialmente stimati.
Una riduzione del prezzo del petrolio o la previsione di costi
operativi e di sviluppo più elevati possono comportare signifi-
cati revisioni negative di stima delle riserve certe. Le revisioni
negative delle quantità stimate di riserve di Eni potrebbe avere
un impatto negativo sulle prospettive di business, sui risultati
operativi, sui flussi di cassa e sulla liquidità del Gruppo.
Rischi operativi
L’attività upstream è esposta a specifici rischi operativi. A
causa della natura degli idrocarburi (infiammabilità, tossicità,
ecc.), delle caratteristiche dei giacimenti (temperatura, pressio-
ne, profondità) e della tipologia di operazioni necessarie all’e-
strazione e al trattamento dei prodotti, l’attività di upstream è
esposta ai rischi di eventi dannosi a carico della salute e della
sicurezza delle persone, dell’ambiente e della proprietà, quali
il rilascio incontrollato di petrolio o gas naturale da un pozzo a
seguito di un incidente di pozzo (cd. “blowout”), collisioni ma-
rine, malfunzionamenti delle apparecchiature e conseguenti
sversamenti di petrolio, fuoriuscite di gas, esplosioni pozzi e
di piattaforme o unità galleggianti di produzione e stoccaggio
e altri eventi similari che potrebbero essere di entità tale da
causare perdite di vite umane, disastri ambientali, danni alla
proprietà, inquinamento dell’aria, dell’acqua e del suolo e altre
conseguenze negative. Tali rischi sono potenzialmente mag-
giori per le attività svolte nell’offshore e deep offshore a cau-
sa della maggiore complessità e difficoltà delle operazioni di
contenimento e recupero delle fuori uscite di petrolio in mare
aperto. Al 31 dicembre 2022 la produzione offshore del Grup-
po ha rappresentato una quota rilevante di quella complessiva
pari a circa il 71%. Al riguardo, si segnala che il Gruppo ha
in essere coperture assicurative per limitare i possibili effetti
economici derivanti dai danni provocati a terzi e alla proprietà,
agli attivi industriali e da responsabilità di bonifica e ripulitura
dell’ambiente in caso di incidente. Ciononostante, il verificarsi
di eventi dannosi di ampie proporzioni, quali l’incidente che si
verificò al pozzo Macondo nel Golfo del Messico nel 2010, non
potrebbe se non in minima parte essere coperto dalla capacità
assicurativa disponibile sul mercato e comporterebbe a carico
del Gruppo il riconoscimento di oneri e passività di ammon-
tare straordinario determinando impatti negativi rilevanti sul
business, sui risultati economici e finanziari, sulle prospettive
di sviluppo del Gruppo e sulla sua reputazione.
Rischio operation e connessi rischi
in materia di hse
Le attività industriali Eni nei settori della ricerca, sviluppo e
produzione di idrocarburi, della raffinazione, delle produzioni
petrolchimiche e del trasporto degli idrocarburi sono esposte
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022146
per loro natura ai rischi operativi connessi con le caratteristi-
che chimico-fisiche delle materie prime e dei prodotti (tra cui
infiammabilità, tossicità, instabilità). Guasti tecnici, malfunzio-
namenti di apparecchiature e impianti, errori umani, atti di sa-
botaggio, perdite di contenimento, incidenti di pozzo, incidenti
a raffinerie e impianti petrolchimici, fenomeni atmosferici av-
versi 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, emissio-
ni nocive. Tali rischi sono influenzati dalle specificità degli am-
biti 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 dal-
le oggettive difficoltà 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 raffinerie, complessi petrolchimici o pipeline,
gravi fenomeni d’inquinamento del suolo, delle falde acquifere
o dell’aria causati anche nelle day-to-day operations potrebbe-
ro comportare modeste perdite di petrolio o altri contaminanti
o piccole fuoriuscite di gas (cosiddette fuggitive) a causa di
mancata manutenzione, tubature o infrastrutture corrose od
obsolete, mancati controlli o altri fattori, che se protratte nel
tempo potrebbero causare danni significativi. Per questi mo-
tivi le attività del settore petrolifero, della raffinazione, del tra-
sporto degli idrocarburi e della chimica sono sottoposte a una
severa regolamentazione a tutela dell’ambiente e della salute
e della sicurezza delle persone, sia a livello nazionale/locale
sia attraverso protocolli e convenzioni internazionali.
Le norme a tutela dell’ambiente impongono misure che preve-
dono il controllo e il rispetto dei limiti di emissione di sostanze
inquinanti in aria, acqua e suolo, limitano o vietano il gas fla-
ring e il venting, prescrivono la corretta gestione dei rifiuti e di
sottoprodotti. Norme volte a prevenire l’impatto sulla biodiver-
sità, la conservazione di specie, habitat e servizi ecosistemici,
richiamano gli operatori ad adempimenti sempre più rigorosi
e stringenti in termini di controlli, monitoraggi ambientali e mi-
sure di prevenzione. Gli oneri e i costi associati alle necessarie
azioni da mettere in atto per rispettare gli obblighi previsti dal-
le normative che regolamentano le attività industriali nel cam-
po degli idrocarburi costituiscono una significativa voce di co-
sto ricorrente del bilancio. Eni si è dotata di sistemi gestionali
integrati, standard di sicurezza e pratiche operative di elevata
qualità e affidabilità per assicurare il rispetto della regola-
mentazione ambientale e per tutelare l’integrità delle persone,
dell’ambiente, delle operations, della proprietà e delle comuni-
tà interessate. Tuttavia, nonostante tali misure e precauzioni,
non è possibile escludere del tutto il rischio di accadimento di
incidenti e altri eventi dannosi quali quelli sopra descritti o di
incorrere in passività ambientali che potrebbero avere impatti
potenzialmente rilevanti sul business, sui risultati economici e
finanziari, sulle 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 inat-
tivi dove ha condotto in passato attività minero-metallurgiche
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 pro-
getti di bonifica e ripristino dei terreni e delle falde nelle aree di
proprietà contaminate dalle attività industriali ormai cessate,
d’intesa con le competenti Autorità amministrative. Nonostan-
te Eni abbia reso la dichiarazione di “proprietario non colpe-
vole” poiché la Compagnia ritiene di non essere responsabile
per il superamento di parametri d’inquinamento tollerati dalle
leggi di allora o per situazioni d’inquinamento provocato da
precedenti operatori ai quali è subentrata nella gestione di tali
siti, Eni è stata citata in giudizio da vari enti pubblici (Ministero
dell’Ambiente, Enti locali o altri) e da privati per la realizzazione
di interventi di bonifica e per il risarcimento di eventuali dan-
ni in base agli standard e parametri previsti dalla legislazione
corrente. In alcuni casi, i manager e il personale di Eni sono
parte di procedimenti penali, come ad esempio per asseriti
reati in materia ambientale quali omessa bonifica e disastro
ambientale o per asseriti reati contro l’incolumità pubblica, fa-
cendo scattare in capo a Eni la responsabilità amministrativa
dell’ente.
Il bilancio Eni accoglie i costi che dovrà sostenere in futuro per
eseguire le bonifiche e i ripristini di aree contaminate a causa
delle proprie attività industriali dove esiste un’obbligazione le-
gale o di altro tipo e per i quali è possibile stimare l’ammontare
dei relativi oneri in modo attendibile (anche questo costituisce
comunque, nelle fasi realizzative, un fattore di incertezza in
relazione alla complessità della materia), a prescindere dall’e-
ventuale quota di responsabilità di altri operatori ai quali Eni è
subentrata. È possibile che in futuro possano essere rilevate
ulteriori passività in relazione ai risultati delle caratterizzazioni
ambientali in corso sui siti d’interesse, in base alla normativa
ambientale corrente o a futuri sviluppi regolatori, all’esito dei
procedimenti amministrativi o giudiziali in corso, all’emergere
di nuove passività ambientali e ad altri fattori di rischio.
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 specifici in relazione all’esecuzione dei
programmi di perforazione e altre attività di giacimento, misu-
re di protezione dell’ambiente e di prevenzione degli incidenti,
prescrizioni relative allo smantellamento dei pozzi e delle in-
frastrutture minerarie al termine dell’attività e di ripristino delle
147ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
aree, restrizioni sulla produzione, controlli sul rispetto del pro-
gramma 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 invece
l’evoluzione della normativa ambientale si è ampliata fino ad
includere la prevenzione e riduzione di impatti irreversibili. Le
attività Eni di produzione d’idrocarburi, raffinazione e trasporto
di carburanti e altri prodotti infiammabili e produzioni petrolchi-
miche, sono soggette al rispetto di un numeroso e complesso
corpus normativo, che riguarda in particolar modo: le emissioni
in atmosfera, lo sfruttamento del suolo e dell’acqua, la gestione
dei rifiuti e i prodotti petroliferi in generale.
Con specifico riferimento all’attività di ricerca e produzione
degli idrocarburi, in base alle normative applicabili in tutte le
giurisdizioni dove Eni opera, la Società è tenuta a sostenere i
costi relativi allo smantellamento di piattaforme e altre attrez-
zature di estrazione e di ripristino delle aree al termine delle
attività petrolifere. Il bilancio consolidato accoglie la miglio-
re 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, am-
piezza dell’orizzonte temporale di stima, inasprimento delle
normative locali, sviluppo di nuove tecnologie, ecc.). A livello
europeo, il legislatore sta aggiornando e promuovendo diver-
si strumenti al fine 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 termine
“danno ambientale” ai sensi della direttiva 2004/35/UE, con
l’obiettivo di fornire un’interpretazione comune della defini-
zione chiave della disciplina, recepita in Italia con la parte VI
del D.Lgs. 152/2006. Inoltre, in riferimento alla tutela penale
dell’ambiente, il 15 dicembre, la Commissione ha adottato la
proposta di una nuova direttiva per reprimere la criminalità
ambientale, in linea con un impegno fondamentale del Gre-
en Deal europeo. La proposta intende rendere più efficace la
normativa obbligando gli Stati membri ad adottare misure di
diritto penale.
In riferimento al contesto normativo italiano va ricordata l’en-
trata in vigore il 29 maggio 2015 della Legge 68/2015, che
ha introdotto nel Codice Penale il Titolo IV bis interamente
dedicato ai delitti contro l’ambiente, Eni ha sempre mantenu-
to aggiornato ed adeguato il proprio Modello 231 ed i relativi
strumenti di controllo operativo, provvedendo alla loro diffu-
sione interna ed applicazione al fine di assicurare un’adegua-
ta valutazione dei rischi correlati alle tematiche ambientali ed
una corretta operatività nell’ambito delle attività sensibili.
Dal 3 giugno 2021, sono disponibili in Italia le linee guida per
la prevenzione dei danni ambientali UNI/PdR 107:2021 “Am-
biente Protetto - Linee guida per la prevenzione dei danni
all’ambiente - Criteri tecnici per un’efficace gestione dei rischi
ambientali”. La prassi di riferimento definisce le Linee guida
per un’efficace prevenzione dei danni all’ambiente in relazione
ai vari scenari di rischio applicabili alle organizzazioni. Il 22
giugno 2021 la Commissione europea ha dato il via libera al
Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza italiano (PNRR) sbloc-
cando i €191,5 miliardi di fondi per la ripresa e la decarbo-
nizzazione 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 specifiche sono compresi, tra gli altri, interventi
per migliorare la capacità di gestione dei rifiuti; programmi di
investimento e ricerca per le fonti di energia rinnovabili; inve-
stimenti per lo sviluppo delle principali filiere industriali della
transizione ecologica e la mobilità sostenibile, nonché azioni
per l’efficientamento energetico e del patrimonio immobiliare
e 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 efficiente delle risorse idriche.
A supporto della strategia di decarbonizzazione, è stato svol-
to un programma di energy assessment che ha coinvolto la
maggioranza dei siti upstream, e che proseguirà nel 2023 per
le consociate meno energivore, allo scopo di identificare inter-
venti di efficientamento energetico e implementare i sistemi
di gestione ISO 50001 ai fini di una futura certificazione.
Come previsto dalla road map del Green Deal europeo, nel
corso del 2021 la revisione della Direttiva IED (Industrial Emis-
sion Directive) è entrata nel vivo. Nel 2021 si sono concluse
due consultazioni pubbliche sulle direttive IED e E-PRTR. Il 5
aprile 2022 la Commissione europea ha presentato una pro-
posta di direttiva che rivede in senso più restrittivo, aggiorna
e modernizza la direttiva 2010/75/UE. Il testo pubblicato in
GUUE propone una revisione delle misure per contrastare l’in-
quinamento da grandi impianti industriali al fine di creare mi-
gliori sinergie della direttiva con sistema ETS e con le politiche
europee in tema di economia circolare e decarbonizzazione.
Inoltre, la proposta aggiorna la direttiva IED rispetto alla nor-
mativa sulla qualità dell’aria. Entro la fine del 2023 si attende
la pubblicazione della nuova direttiva.
Nel 2022 gli sforzi del legislatore europeo si sono focalizzati
su diverse proposte normative per rafforzare gli obblighi di di-
sclosure non finanziaria per gli operatori del mercato finanzia-
rio, per i consulenti finanziari e per le grandi aziende.
Il 23 febbraio 2022, la Commissione europea ha pubblicato la
sua proposta di Direttiva sulla Corporate Sustainability Due
Diligence. La futura Direttiva e le relative norme nazionali di
trasposizione dovrebbero applicarsi alle grandi (oltre 250 di-
pendenti) e grandissime imprese (oltre 500 dipendenti) e im-
porre la creazione di un sistema volto a monitorare, prevenire
e mitigare gli impatti negativi sull’ambiente, sulle condizioni
di lavoro e sui diritti e libertà individuali sia dell’attività dell’im-
presa, sia della value chain a monte e a valle (fornitori, distri-
butori, rivenditori, ecc.). Entro la fine del 2023 si attende la
conclusione dei negoziati interistituzionali sulla proposta.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022148
La Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) è
un’altra iniziativa chiave del Green Deal per l’Europa e si inse-
risce in un più ampio quadro normativo che prevede obblighi
di disclosure non finanziaria. Il 5 gennaio è entrata in vigore la
direttiva 2022/2464/UE che aggiorna le norme UE sulle infor-
mazioni delle imprese sulla sostenibilità ampliando il campo
di applicazione e introducendo obblighi di comunicazione det-
tagliata, anche in un’ottica di lotta al greenwashing. La CSRD
modifica la direttiva 2013/34/UE sulle informazioni di carat-
tere non finanziario delle imprese attraverso l’introduzione di
disposizioni ad hoc sulla rendicontazione di sostenibilità delle
imprese. I nuovi obblighi si applicheranno progressivamente
a partire dal 2024.
L’11 dicembre 2019 Commissione europea ha presentato The
European Green Deal la “road map green” della sua azione po-
litica. Secondo la Commissione è necessario ripensare le poli-
tiche economiche e sociali per renderle più sostenibili, preser-
vare il capitale naturale, prevedere una economia che preservi
le risorse naturali, riduca la produzione dei rifiuti 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 ri-
sorse come il tessile, l’edilizia, l’elettronica e la plastica.
Con il D.M. 24 giugno 2022, n. 259, il Ministero della Transi-
zione Ecologica ha approvato la Strategia nazionale per l’eco-
nomia circolare in attuazione del Piano Nazionale di Ripresa
e Resilienza. Tra gli obiettivi indicati nel documento: un nuovo
sistema di tracciabilità digitale dei rifiuti, incentivi fiscali a so-
stegno delle attività di riciclo e utilizzo di materie prime secon-
darie; la revisione del sistema di tassazione ambientale dei
rifiuti al fine di rendere più conveniente il riciclaggio rispetto al
conferimento in discarica e all’incenerimento sul territorio na-
zionale; il diritto al riutilizzo e alla riparazione. Prevista inoltre
la riforma del sistema di responsabilità estesa del produttore
e lo sviluppo/aggiornamento dei regolamenti End of Waste
(cessazione qualifica di rifiuto).In applicazione delle modifi-
che normative introdotte dal D.Lgs. 116/2020, che ha recepito
la nuova direttiva quadro sui rifiuti, nel 2021 sono intervenute
significative variazioni in materia di tracciabilità dei rifiuti.
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 rifiuti vi-
dimati digitalmente senza la necessità di recarsi fisicamente
presso gli sportelli delle amministrazioni competenti. È stata
inoltre avviata la sperimentazione di un prototipo del nuovo
Registro Nazionale per la Tracciabilità dei Rifiuti (RENTRI), cui
ha preso parte anche Eni e che nel 2022 ha riguardato il nuovo
formulario digitale (XFIR); 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. Lo schema del DM RENTRI noti-
ficato alla Commissione Europea prevede l’avvio del nuovo si-
stema dopo 18 mesi dalla pubblicazione e la progressiva ado-
zione delle nuove modalità digitali da parte degli operatori in
funzione dell’attività svolta e, per i produttori di rifiuti, del nu-
mero di dipendenti; le regole di dettaglio saranno demandate
a decreti direttoriali. A dicembre 2022 il Consiglio dei Ministri
ha approvato in via definitiva un decreto legislativo correttivo
del D.Lgs. 116/2020, che apporterà modifiche alla Parte IV del
D.Lgs. 152/2006 che regola la disciplina generale dei rifiuti.
La Circolare MiTE del 17/10/2022 ha chiarito le modalità ap-
plicative della disciplina sulla classificazione dei rifiuti intro-
dotta dal decreto direttoriale 47/2021 ai sensi dell’art. 184 del
D.Lgs. 152/2006.
Sono in vigore dal 14 gennaio 2022 le nuove disposizioni del
D.Lgs. 196/2021 sulla plastica monouso in recepimento della
direttiva 2019/904/UE. Il D.Lgs. 8 novembre 2021, n. 196 pre-
vede l’uscita dal mercato di determinati prodotti in plastica
monouso (e di tutti i prodotti in plastica oxo-degradabile), mi-
sure finalizzate alla riduzione del consumo per altre tipologie
di prodotti e l’obbligo di marcare alcune tipologie di prodotti (o
gli imballaggi) per informare il consumatore sul corretto smal-
timento e sul contenuto di plastica nel prodotto.
Dal 30 novembre 2022 è in vigore la norma tecnica UNI/TS
11820 per misurare la circolarità dei processi delle organizza-
zioni in attuazione della Strategia nazionale per l’economia cir-
colare. La norma UNI/TS 11820, “Misurazione della circolarità
- Metodi ed indicatori per la misurazione dei processi circolari
nelle organizzazioni”, definisce un set di indicatori di circolarità
(sono 71) applicati a livello meso e micro, atti a valutare il livello
di circolarità di una organizzazione o gruppo di organizzazio-
ni. Il 26 ottobre 2022 la Commissione europea ha presentato
una proposta di fusione delle due direttive europee sulla qualità
dell’aria ambiente finalizzata a migliorare l’attuazione della di-
sciplina e inasprire i livelli consentiti di inquinanti. La proposta
legislativa consiste nella revisione della Direttiva Ambient Air
Quality (2022/0347), che fonde le precedenti direttive in ma-
teria qualità dell’aria ambiente (2008/50/CE e 2004/107/CE).
L’obiettivo ultimo è quello di migliorare ulteriormente la qualità
dell’aria e di allineare maggiormente le norme dell’UE in materia
alle raccomandazioni dell’OMS. Attualmente la proposta è stata
trasmessa a Parlamento europeo e Consiglio UE per l’esame
secondo la procedura legislativa ordinaria.
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,
efficacia esimente (art. 30 D.Lgs. 81/08) dalla responsabilità
amministrativa dell’impresa, in caso di violazioni delle disposi-
zioni legislative riguardanti la salute e la sicurezza sul luogo di
lavoro. Eni ha adottato in tutte le operazioni che comportano
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 am-
biente è rivolta ad assicurare la compliance normativa, il mi-
glioramento continuo delle performance HSE e l’efficacia delle
azioni intraprese in termini di prevenzione e contenimento dei
possibili impatti ambientali.
149ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
La pubblicazione delle Norme ISO 14001:2015 e ISO 9001:2015
ha introdotto una maggiore focalizzazione sul rischio, sul con-
testo locale e su eventuali accordi volontari in materia di so-
stenibilità. L’adeguamento a queste norme ha comportato un
miglioramento della pianificazione e dei processi di controllo.
Nel 2021 Eni ha aggiornato lo strumento normativo adottando
un’unica metodologia integrata per lo svolgimento delle analisi
ambientali e valutazione degli impatti/rischi per l’Ambiente e
l’Organizzazione, inclusi quelli di tipo 231. Eni si è inoltre do-
tata di un sistema di controllo dei rischi HSE basato sul moni-
toraggio periodico di indicatori HSE sviluppato su tre livelli di
linea (il primo, la cui responsabilità è del sito; il secondo, che è
svolto dalle Unità di Business; il terzo che resta in capo all’or-
ganizzazione centrale di Eni) che garantisce la progressiva in-
dipendenza dei controlli e su un piano strutturato di audit a co-
pertura 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 si-
stemi di gestione (con verifiche annuali effettuate da un Ente
certificatore); (iii) verifiche di conformità alle normative vigenti
in materia HSE; (iv) audit finalizzati alla verifica dell’efficacia
delle barriere preventive e mitigative dei rischi di processo e
della sicurezza di processo; e (v) audit/assessment per te-
matiche/attività/processi specifici (es. audit a seguito di se-
gnalazioni, infortuni o incidenti o assessment su specifiche
parti di impianto). Nel settore della sicurezza di processo Eni
ha sviluppato e implementato un sistema di gestione speci-
fico basato su best practice internazionali. La nuova Norma
ISO 45001 pone l’accento sull’importanza della segnalazione
continua, nell’ambito dell’attività quotidiana, di eventuali rilievi
per rafforzare le performance del sistema ed identificare rischi
emergenti nell’ottica della prevenzione.
Rischio idrico
Secondo le analisi del World Economic Forum (The Global
Risk Report 2023), da oltre 10 anni il rischio idrico viene iden-
tificato tra i principali rischi con maggiore impatto negativo
potenziale per l’economia e la società nei prossimi 2-10 anni.
Quest’anno il GRR evidenzia ancor più degli scorsi report l’in-
tensificarsi delle crescenti interconnessioni fra crisi idriche e
altri fattori di rischio e instabilità, quali migrazioni, tensioni fra
Stati e crisi alimentari, portando all’emergere di una potenziale
“policrisi”, la cui evoluzione sarà strettamente correlata al gra-
do di cooperazione globale e all’impatto del cambiamento cli-
matico e della transizione energetica sull’approvvigionamento
di risorse naturali. L’interdipendenza acqua-energia è destina-
ta ad intensificarsi nei prossimi anni e, secondo la Internatio-
nal Energy Agency (WEO 2016), sarà necessaria una sempre
maggiore capacità di dare risposte 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 idri-
che e di una crescente variabilità della disponibilità di acqua
in quantità e di qualità adeguate ad uno sviluppo sostenibile.
Entro il 2050, il numero di persone a rischio di inondazione
aumenterà dall’attuale livello di 1,2 miliardi a 1,6 miliardi. Tra
l’inizio e la metà degli anni 2010, 1,9 miliardi di persone, ovvero
il 27% della popolazione mondiale, vivevano in aree potenzial-
mente carenti d’acqua. Nel 2050, questo numero aumenterà
da 2,7 a 3,2 miliardi di persone (UN2020). Eni valuta e moni-
tora il rischio idrico, anche in relazione agli effetti dei cambia-
menti climatici, al fine di identificare le migliori strategie di ge-
stione delle acque e di adattamento per i propri asset. Inoltre,
Eni è impegnata a sviluppare progetti di accesso all’acqua per
le popolazioni dove opera. 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 Resources
Institute). Tra i Paesi con aree a stress idrico impattate dai pre-
lievi Eni, oltre all’Italia dove si verificano i maggiori prelievi di
acqua dolce, ci sono Paesi dove al rischio di tipo fisico (scar-
sità 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 (approvvigionamento di acqua dol-
ce dipendente da fonti con provenienza oltreconfine come ad
esempio il Nilo per l’Egitto). La tutela dell’ambiente si attua in
primis identificando il contesto naturale in cui le attività hanno
o avranno luogo in modo da evitare o mitigare il più possibile
gli impatti su specie, habitat e servizi ecosistemici fin dai primi
stadi del ciclo operativo. In particolare, prosegue l’impegno in
progetti di water injection, intesi come ottimale gestione delle
acque di produzione, e di reinjection a scopo IOR (improved oil
recovery). Sempre nel settore upstream, attraverso lo studio
sistematico e di dettaglio dei flussi idrici sono stati individua-
ti e avviati progetti di riduzione dei prelievi di acqua dolce a
stress idrico, in particolare in Egitto. Anche nel downstream
sono stati avviati progetti per ridurre i prelievi di acqua dolce
di alta qualità nei siti top consumer a stress idrico sostituen-
doli con fonti di minor pregio quali acque reflue e acque da
bonifica o attraverso ricicli interni. Al fine di rispondere alle
crescenti richieste di informazioni da parte degli stakeholder,
anche nel 2022 Eni ha dato risposta pubblica al questionario
CDP water, con la valutazione pari a B, in linea con la 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’importanza attribuita alla risorsa
idrica. A giugno 2021 Eni ha pubblicato il proprio posiziona-
mento sull’acqua, nel quale si impegna a minimizzare i propri
prelievi di acqua dolce in aree a stress idrico.
Gestione emergenze e spill
Le emergenze operative che possono avere impatto su asset,
persone e ambiente sono gestite principalmente a livello di
sito con una propria organizzazione che predispone, per cia-
scun possibile scenario, un piano di risposta in cui sono defi-
niti ruoli, mezzi e risorse deputate all’attuazione. Questo è il
primo livello di emergenza, il secondo livello prevede il suppor-
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022150
to da parte dell’unità di business ed il terzo anche quello delle
strutture centrali, in particolare il coordinamento tramite l’U-
nità di Crisi Eni per l’apporto di team specialistici, mezzi e at-
trezzature interne ed esterne ad Eni. Le discriminanti tra questi
tre livelli sono: la gravità dell’evento, l’impatto reale o possi-
bile, la potenzialità dell’evento 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, sia all’estero che in Italia, nel monitoraggio
e nella gestione dei rischi derivanti dagli oil spill sia operativi
che causati da effrazioni. Una situazione di particolare rilievo
si osserva in Nigeria dove sono frequenti fenomeni di sabotag-
gio sugli oleodotti.
L’installazione del sistema di Leak Detection proprietario de-
nominato “e-vpms
®
” (Eni Vibroacustic Pipeline Monitoring
System), che permette il monitoraggio da remoto di eventuali
spill dalle condotte geolocalizzandoli con una precisione infe-
riore ai 50m, oltre ad aver favorito la tempestività e la qualità
degli interventi di contenimento, di riparazione e di protezione
dei bersagli ambientali più sensibili, è stato un elemento di dis-
suasione fondamentale.
In Nigeria (Swamp Area) è stato completato il programma di
upgrade tecnologico del sistema e-vpms
®
sulle due trunkli-
ne di Kwale - Akri (17km), Ogboinbiri - Tebidaba (32km), con
l’installazione di sensori addizionali per rimuovere il rumore
di fondo, e sulla trunkline nelle stazioni di Clough Creek a Te-
bidaba (52 km). Anche in Italia con e-vpms
®
si è coperta la
rete di oleodotti di prodotti finiti (compreso Rho-Malpensa e
Pantano-Fiumicino), di grezzo (Oleodotto Monte Alpi-Taranto
per 137 km) ed è stata completata la progettazione ed avviata
l’installazione sulla linea di grezzo Genova Pegli- Raffineria di
Sannazzaro; infine sono stati sviluppati studi di fattibilità per
il monitoraggio della linee di trasferimento da due terminali
(Venezia, 10 km, e Ortona, 5 km).
La Società ha intrapreso importanti passi per contrastare e
ridurre il fenomeno “oil theft”, ma anche per presidiare in gene-
rale gli asset societari. In particolare, si sono intraprese azioni
dirette sugli asset (manutenzione sistematica, sostituzione
pipeline e/o serbatoi e incremento della sorveglianza) sono in
corso i progetti come Tanks Integrity Monitoring (basato sulle
emissioni acustiche) mentre si è concluso Eco Sesam (mappe
di sensitività ambientale a partire da immagini satellitari come
parte dell’Oil Spill Contingency Plan).
Per l’esposizione ai rischi naturali (in particolare frane ed eson-
dazioni) è proseguito il progetto R&D “Early Warning System
for Hydro & Pollution Risks sulle condotte in Val d’Agri ed è in
corso lo sviluppo di una metodologia di analisi di rischio quan-
titativa per le condotte, con un caso pilota.
In aggiunta al sistema di gestione, monitoraggio e risposta ai
rischi di natura HSE, Eni ha attivato coperture assicurative tra-
mite la partecipazione alla mutua Oil Insurance Limited e altri
partner assicurativi per limitare i possibili effetti economici
derivanti dai danni provocati a terzi, alle proprietà industriali e
da responsabilità di bonifica e ripulitura dell’ambiente in caso
di incidente. L’ammontare coperto varia in base alla tipologia
dell’evento e rappresenta una quota significativa della capaci-
tà messa a disposizione dal mercato di riferimento. In parti-
colare, la responsabilità finanziaria di Eni di risarcire il danno
cagionato a terzi e/o a seguito di sversamento di petrolio è
coperta da una protezione assicurativa capace di indennizza-
re fino a un massimo di $1,4 miliardi per incidenti nell’onshore
(le raffinerie) e $1,2 miliardi per l’offshore. A queste ultime si
aggiungono polizze assicurative che coprono le responsabilità
del proprietario, dell’operatore e del noleggiatore di mezzi na-
vali in base ai seguenti massimali: $1.250 milioni per le respon-
sabilità connesse alla flotta di proprietà della LNG Shipping e
nel caso di noleggio di time charter e di $1 miliardo delle FPSO
utilizzate dal settore Exploration & Production nello sviluppo
di giacimenti offshore. Si evidenzia inoltre che in occasione di
particolari progetti, valutata la complessità industriale e altri
fattori esterni, il management attiva coperture assicurative ad
hoc, in aggiunta alle coperture standard di portafoglio.
Sono proseguite le collaborazioni con IPIECA e IOGP al fine
di rafforzare la capacità di risposta all’inquinamento marino,
in termini di aggiornamento e diffusione delle good practices
e di iniziative regionali congiuntamente alle Autorità (GI-WA-
CAF - Global Initiative for West, Central and Southern Africa e
l’OSPRI Oil Spill Preparedness Regional Initiative per le regioni
del Caspio e del Mar Nero).
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 dispositi-
vo CUBE (Containment of Underwater Blowout Events) dispo-
nibile a Gela, un dispositivo per separare gas e olio dall’acqua
in prossimità della testa pozzo sottomarina, e il progetto Blow
Stop, una tecnologia innovativa per bloccare al fondo la fuori-
uscita di fluidi di giacimento.
Rischi connessi all’aumento delle
imposte sul reddito e delle royalties
Le operazioni nel settore Oil & Gas sono soggette al pagamen-
to di royalties e imposte sul reddito, che tendono a essere più
elevate di quelle dovute in molte altre attività commerciali. Il
possibile aumento dell’aliquota fiscale marginale nel settore
Oil & Gas connesso all’aumento dei prezzi del petrolio potrebbe
rendere più difficile per l’Eni tradurre l’aumento dei prezzi del
petrolio in un aumento dell’utile netto. Variazioni sfavorevoli
dell’aliquota fiscale applicabile all’utile prima delle imposte del
Gruppo nelle sue attività Oil & Gas avrebbero un impatto ne-
gativo sui futuri risultati economici e sui flussi di cassa di Eni.
Nell’attuale contesto di incertezza finanziaria ed economica, i
governi si trovano ad affrontare una maggiore pressione sulle
finanze pubbliche, che potrebbe indurli a intervenire sul regi-
me fiscale dell’industria Oil & Gas, compreso il rischio di un
aumento della tassazione, di imposte impreviste e persino di
nazionalizzazioni ed espropri. A causa della crescente preoc-
cupazione dell’opinione pubblica per l’aumento dei costi dell’e-
nergia in relazione all’annuncio di forti profitti per l’anno 2021
151ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
e nel 2022 da parte delle società petrolifere, i governi stanno
cercando di ridurre i costi energetici per i consumatori e le im-
prese aumentando la pressione fiscale sulle società petroli-
fere, anche attraverso l’imposizione di nuove tasse (cd. tasse
sugli extra-profitti) o introducendo alcune forme di controllo
dei prezzi. L’aumento dei prezzi dell’energia, dovuto a fattori di
mercato e ai rischi legati alla situazione tra Russia e Ucraina,
ha eroso il potere d’acquisto delle famiglie e aumentato i costi
dei fattori produttivi del settore manifatturiero, alimentando le
pressioni inflazionistiche.
In Italia, la Legge n. 51, promulgata il 20 maggio 2022, ha isti-
tuito un’imposta una tantum sugli extra-profitti delle società
energetiche per l’anno fiscale 2022. Tale imposta prevede l’ap-
plicazione di un’aliquota del 25% in relazione ad una base im-
ponibile pari all’incremento del (i) saldo tra le operazioni attive
e passive risultanti dalle comunicazioni dei dati delle liquida-
zioni periodiche (“LIPE”) per il periodo che va dal 1° ottobre
2021 al 30 aprile 2022, rispetto al (ii) saldo delle corrisponden-
ti operazioni attive e passive risultanti dalle LIPE per il periodo
precedente che va dal 1° ottobre 2020 al 30 aprile 2021. Nel
2022 Eni ha rilevato a conto economico un onere di circa €1,04
miliardi, interamente versato con impatto anche sul flusso di
cassa dell’anno.
Nel Regno Unito è stata introdotta un’imposta sui profitti ener-
getici (Energy Profits Levy), in vigore dal 26 maggio 2022, che
ha introdotto un’aliquota fiscale temporanea del 25% aggiunti-
va all’aliquota d’imposta sulle società che operano nel Regno
Unito e nella piattaforma continentale britannica. A seguito di
questa imposta, l’aliquota dell’imposta sulle società del Regno
Unito che operano nel settore Oil & Gas è stata portata al 65%.
L’imposta rimarrà in vigore fino alla normalizzazione dei prezzi
degli idrocarburi, e comunque non oltre il 31 dicembre 2025.
Nel 2022 Eni ha rilevato un maggior onere d’imposta connes-
so a tale misura fiscale pari a €165 milioni. La legge di bilancio
della UK per il 2023 prevede l’estensione della durata del levy
fino al primo trimestre del 2028 e l’applicazione di un’aliquota
incrementata di ulteriori 10 punti percentuali, al 35%.
Nel mese di ottobre il Consiglio europeo ha approvato il Reg.
1854/2022 che demanda agli stati membri l’introduzione di
un contributo di solidarietà a carico delle imprese operanti nel
settore degli idrocarburi al fine di mitigare l’impatto degli ele-
vati costi dei carburanti e dell’energia sulle finanze pubbliche e
sui bilanci di famiglie e imprese. In tale ambito, la legge finan-
ziaria 2023 dell’Italia ha introdotto un contributo solidaristico
a carico delle imprese del settore energetico, tra cui Eni, cal-
colato applicando un’aliquota del 50% all’imponibile per l’im-
posta sul reddito delle società di capitali (IRES) per l’esercizio
2022, che eccede un ammontare pari al 110% dell’imponibile
medio registrato nei quattro anni precedenti. Considerata la
competenza economica 2022, è stato stanziato un onere di
circa €1 miliardo che include anche le riserve di rivalutazione.
Eventuali ulteriori inasprimenti della pressione fiscale o even-
tuali prelievi straordinari una tantum sulla base di provvedi-
menti che potrebbero essere emanati dai governi dei Paesi in
cui opera il Gruppo – ivi inclusa l’Italia – potrebbero determi-
nare un incremento, anche significativo delle imposte cui è
soggetto il Gruppo, con conseguenti impatti significativi sulla
situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.
Rischi connessi al quadro competitivo
nel settore in cui opera il Gruppo
L’attuale contesto competitivo in cui Eni opera è caratterizzato
da prezzi e margini volatili delle commodity energetiche, limi-
tata differenziazione dei prodotti e complessi rapporti con le
compagnie di Stato e le agenzie nazionali dei Paesi in cui sono
ubicate le riserve di idrocarburi per l’ottenimento di diritti di
sfruttamento minerario. Poiché i prezzi delle materie prime
sono al di fuori del controllo di Eni, la capacità di rimanere
competitivo in questo contesto richiede una continua atten-
zione all’innovazione tecnologica, al raggiungimento e mante-
nimento di efficienze nei costi operativi, a una gestione effica-
ce delle risorse di capitale e alla capacità di fornire servizi agli
acquirenti di energia.
Nel settore Exploration & Production il Gruppo è esposto alla
concorrenza di società petrolifere internazionali e compagnie
di Stato per l’ottenimento dei diritti di esplorazione e sviluppo
nonché deve essere in grado di sviluppare e di applicare nuo-
ve tecnologie per massimizzare l’estrazione di idrocarburi. A
causa delle dimensioni inferiori di Eni rispetto ad altre com-
pagnie petrolifere internazionali, il Gruppo potrebbe trovarsi in
uno svantaggio competitivo in presenza di progetti su larga
scala o a elevata intensità di capitale che richiedono un’ampia
disponibilità di risorse tecniche e finanziarie e potrebbe essere
esposto al rischio di ottenere minori risparmi sui costi in un
contesto deflazionistico rispetto ai suoi concorrenti più grandi,
dato il suo potere di mercato potenzialmente inferiore rispet-
to ai fornitori, mentre in caso di aumento dei costi dovuti alla
carenza di materiali, manodopera e altri fattori produttivi, Eni
potrebbe subire maggiori pressioni da parte dei propri fornitori
per aumentare il prezzo di beni e servizi rispetto ai principali
concorrenti.
Per assicurarsi un’adeguata disponibilità di gas nel medio-lun-
go termine, a sostegno dei programmi di vendita, contribuen-
do alla sicurezza di approvvigionamento del mercato europeo
in generale e di quello italiano in particolare, Eni ha stipulato
nel passato contratti di acquisto di lungo termine con i prin-
cipali Paesi produttori che riforniscono il sistema europeo.
Tali contratti di approvvigionamento prevedono la clausola
di take-or-pay, in base alla quale l’acquirente è obbligato a
pagare al prezzo contrattuale, o a una frazione di questo, la
quantità minima di gas prevista dal contratto, anche se non
ritirata, avendo la facoltà di prelevare negli anni contrattuali
successivi il gas pagato ma non ritirato ad un prezzo che tie-
ne conto della frazione di prezzo contrattuale già corrisposto.
Il meccanismo degli anticipi contrattuali espone l’impresa sia
a un rischio prezzo, sia a un rischio volume. Analoghe consi-
derazioni si applicano agli impegni contrattuali di lungo termi-
ne ship-or-pay attraverso i quali Eni si è assicurata l’accesso
alle capacità di trasporto lungo le principali dorsali europee
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022152
che convogliano il gas dai luoghi di produzione ai mercati di
consumo. Questi contratti, per la parte di volumi non coperta
da contratti di vendita, espongono Eni a un rischio prezzo nel
caso di una domanda debole, poiché il Gruppo potrebbe tro-
varsi nella condizione di vendere a prezzi non remunerati al
fine di adempiere l’obbligo di “minimum take” o in alternativa
a dover sostenere un’esposizione finanziaria in caso di eser-
cizio dell’opzione “pay”. In tale scenario, il management di Eni
è impegnato nella rinegoziazione dei contratti di approvvigio-
namento long-term e in azioni di ottimizzazione del portafo-
glio, quali leve per gestire il rischio take-or-pay/ship-or-pay e
l’associato rischio finanziario. Eni ritiene che il risultato di tali
rinegoziazioni sia incerto tanto in relazione ai benefici eco-
nomici effettivamente ottenibili, quanto in merito alle tempi-
stiche per il loro eventuale riconoscimento. Relativamente ai
contratti di fornitura take-or-pay con le società di Stato russe
(Gazprom e le sue affiliate), nello scenario in cui Eni sia co-
stretta a cessare i prelievi per adempiere a possibili regimi
sanzionatori o in vista dell’obiettivo comunitario di cessare
ben prima del 2030 la dipendenza dalle forniture d’idrocarburi
dalla Russia, considerato che la data di scadenza di tali con-
tratti è ben oltre il 2030, il Gruppo potrebbe sostenere oneri
e passività di ammontare incerto, ma che potrebbero essere
significativi.
Con riferimento al business del GNL, i relativi risultati sono in-
fluenzati principalmente dall’equilibrio globale tra domanda e
offerta, considerando il maggiore livello di flessibilità del GNL
rispetto al gas erogato tramite gasdotto.
Il business Refining & Marketing di Eni opera in un contesto
competitivo sia nella raffinazione sia nel retail marketing dei
carburanti. L’attività di raffinazione di Eni è influenzata dall’an-
damento della domanda europea di carburanti che a sua volta
risente della crescente competizione da parte dei veicoli elet-
trici, dalla disponibilità di capacità di raffinazione e della pres-
sione competitiva da parte degli attori in Medio Oriente, Stati
Uniti ed Estremo Oriente. Tali concorrenti possono sfruttare
economie di costo e beneficiare di impianti di scala superio-
re rispetto alle raffinerie Eni, disponibilità di materie prime più
economiche e minori spese energetiche.
Il business della Chimica gestito da Versalis è esposto alla for-
te concorrenza da parte di affermati operatori internazionali e
di aziende petrolchimiche statali, in particolare in alcuni seg-
menti di mercato quali quelli della produzione di prodotti pe-
trolchimici di base (quali il polietilene), dove la domanda è fun-
zione della crescita macroeconomica. Gli operatori in Estremo
Oriente e Medio Oriente sono stati in grado di beneficiare di
economie di scala grazie a una maggiore dimensione degli
impianti, alla disponibilità di materie prime più economiche e
alla vicinanza ai mercati finali. L’eccesso di capacità produttiva
a livello mondiale con riferimento in particolare alla petrolchi-
mica alimentata da nafta/etano (quella maggiormente “com-
moditizzata”) alimenta la concorrenza in tale settore. Nuova
capacità produttiva relativa a mega complessi petrolchimici è
attesa nel medio termine entrare in esercizio in Medio Oriente
e Cina. Infine, la crescente preoccupazione dell’opinione pub-
blica per i cambiamenti climatici e per l’ambiente potrebbe
influenzare negativamente il consumo di plastica monouso in
futuro.
Il business della vendita di gas ed energia elettrica al dettaglio
(cd. retail) condotto dal Gruppo ha i suoi principali clienti nei
mercati di Italia, Francia, Spagna e altri Paesi europei. I clienti
includono famiglie, grandi clienti residenziali (ospedali, scuole,
edifici della pubblica amministrazione, uffici) e piccole e medie
imprese. Il mercato retail è caratterizzato da una forte concor-
renza tra le società di vendita che competono principalmente
in termini di prezzi e sulla capacità di combinare servizi ad alto
valore aggiunto con la fornitura della commodity energetica.
L’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (“ARERA”),
in virtù della Legge istitutiva n. 481/95, svolge funzione di moni-
toraggio dei livelli dei prezzi del gas naturale e definisce le con-
dizioni economiche di fornitura del gas ad uso residenziale e
commerciale per i clienti che hanno diritto di accedere alle con-
dizioni tariffarie stabilite dalla stessa ARERA (cosiddetti clienti
tutelati). Più nel dettaglio, i clienti che hanno diritto al servizio di
tutela gas sono i clienti domestici e i condomini con uso dome-
stico con consumi non superiori a 200.000 standard metri cubi
(Smc)/annui. Le decisioni dell’ARERA possono limitare la capa-
cità degli operatori del mercato retail del gas, tra cui Plenitu-
de, di trasferire gli incrementi del costo della materia prima nel
prezzo finale o limitare il riconoscimento dei costi e rischi tipici
dell’attività commerciale con i clienti tutelati. Un rischio analogo
sussiste anche per gli operatori grossisti, come il business GGP
di Eni, anche se in proporzioni minori considerato che il mercato
grossista è completamente liberalizzato.
Da ultimo, Eni è impegnato nell’attività di produzione di ener-
gia da impianti termoelettrici che viene in gran parte venduta
nel mercato all’ingrosso e al gestore della rete nazionale. Per
quanto riguarda il mercato all’ingrosso, i margini di produzio-
ne di energia elettrica da impianti a gas hanno registrato una
tendenza ribassista negli ultimi anni a causa dell’eccesso di
offerta, debole crescita economica e concorrenza. Inoltre i mar-
gini sulla produzione di energia termoelettrica sono esposti alla
volatilità dei costi del gas naturale e delle “emission allowance”
nell’ambito dell’ETS europeo. Tali fattori potrebbero ridurre pro-
gressivamente i margini di guadagno nel prossimo futuro.
Nel caso in cui il Gruppo non sia in grado di gestire efficace-
mente i rischi competitivi sopra descritti, che possono aumen-
tare in caso di una ripresa economica più debole del previsto
derivante dalle conseguenze della guerra tra Russia e Ucraina
o dalla situazione post-pandemica, il Gruppo potrebbe non ri-
uscire a mantenere o aumentare i propri volumi di vendita e
di redditività, con effetti negativi sull’attività, sulle prospetti-
ve, sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del
Gruppo.
Rischi connessi a procedimenti giudiziari
e arbitrali del Gruppo
Eni è parte di procedimenti giudiziari civili o penali o arbitra-
li anche duraturi, con conseguente impiego di risorse, costi
153ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
e spese legali. Per alcuni di questi procedimenti Eni è stata
chiamata in causa ai sensi del D.Lgs. 231/01 in materia di re-
sponsabilità d’impresa. Eni ha rilevato in bilancio le passività
associate ai procedimenti per i quali è probabile la soccom-
benza e l’onere possa essere stimato in maniera attendibile.
Tali oneri non costituiscono a oggi una voce significativa del
bilancio consolidato.
Tuttavia, nel caso in cui gli accantonamenti effettuati relativi
ai procedimenti pendenti risultassero insufficienti a far fronte
interamente agli oneri, alle spese, alle sanzioni e alle richieste
risarcitorie e restitutorie formulate in caso di soccombenza
in dipendenza ad esempio di nuovi elementi informativi e di
sviluppi non previsti al momento della stima del fondo di bi-
lancio, si potrebbero avere effetti negativi sull’attività, sulla
situazione patrimoniale e finanziaria e sui risultati economici
del Gruppo.
Non può escludersi che l’esito dei procedimenti in corso alla
data di bilancio, nonché degli eventuali ulteriori procedimenti
che si dovessero instaurare successivamente in relazione a
controversie pendenti con terze parti non risolte in via extra-
giudiziale, possano avere un esito sfavorevole per il Gruppo,
con accoglimento, in tutto o in parte, delle pretese avanzate
dalle controparti per un ammontare superiore alle ragionevoli
stime operate dal Gruppo - che, in tal caso, si troverebbe a
dover far fronte a passività non previste, con possibili conse-
guenti effetti negativi sull’attività, sulla situazione patrimoniale
e finanziaria e sui risultati economici del Gruppo.
Non si può escludere che rischi valutati remoti o possibili dal
Gruppo possano diventare probabili e determinino adegua-
menti al valore dei fondi rischi, o che, in caso di soccombenza
in contenziosi per cui i relativi fondi rischi erano ritenuti ade-
guati, il Gruppo potrebbe subire effetti negativi sulla propria
situazione economica, patrimoniale e/o finanziaria.
Non è possibile escludere che, nel caso in cui la responsabilità
amministrativa di Eni fosse concretamente accertata, oltre alla
conseguente applicazione delle relative sanzioni, si verifichino
ripercussioni negative sulla reputazione, sull’operatività e sulla
situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.
Rischi connessi al funzionamento
dei sistemi informatici e alla sicurezza
informatica
L’operatività del Gruppo dipende anche dai propri sistemi in-
formatici e sistemi di elaborazione dati e da quelli dei propri
consulenti e collaboratori per l’efficiente svolgimento delle
proprie attività, compresa la gestione dei rapporti con i clienti
e con le controparti. Il Gruppo si avvale anche di un numero
significativo di sistemi e di altre tecnologie forniti da soggetti
terzi. Tali sistemi possono essere esposti al rischio di malfun-
zionamenti, interruzioni, virus, accessi non autorizzati da parte
di terzi intenzionati ad estrarre o corrompere informazioni e
interruzione dei sistemi informatici, determinando errori nell’e-
secuzione delle operazioni, inefficienze nei processi, ritardi o
cancellazione, perdite di clienti, fermi alla produzione o impe-
dimenti alla spedizione di prodotti e altre interruzioni dell’ope-
ratività del Gruppo.
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 pericolosità
è in crescita e, più in generale, aumentano le attività volte
all’acquisizione di informazioni sensibili, sia attraverso l’u-
tilizzo del fattore umano, sia mediante intercettazioni ed in-
trusioni telematiche;
• i fenomeni di social engineering e phishing sono in crescen-
te 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 informazioni
e sistemi a supporto del business, che possono determina-
re una perdita di profitto dovuta alla mancata erogazione di
servizi e/o danni agli asset aziendali.
Oltre all’utilizzo di sistemi informatici e sistemi di elaborazio-
ne dati al fine di supportare le proprie attività, il Gruppo utiliz-
za tali sistemi per raccogliere e archiviare informazioni e dati
sulla propria attività, sui propri clienti e sui propri dipendenti.
Un accesso non autorizzato ai sistemi informatici del Gruppo
che produca l’indisponibilità degli stessi o la perdita di riser-
vatezza o la modifica non autorizzata di dati, potrebbe ave-
re conseguenze significative dal punto di vista reputazionale,
operativo, economico ovvero di compliance, ed è soggetto ad
una serie di leggi in continua evoluzione su base globale che
potrebbero sottoporre il Gruppo a cause legali, multe o altre
conseguenze previste dalla normativa di volta in volta applica-
bile. In aggiunta, il perdurare dell’attuale situazione di guerra
tra Russia e Ucraina e altri conflitti potrebbe comportare, tra
l’altro, un aumento degli attacchi a sistemi informatici.
In caso di eventi catastrofici, a bassa probabilità di accadi-
mento, che determinino l’indisponibilità completa di uno o più
data center in cui risiedono i sistemi informatici di Eni, l’im-
patto sul business può essere anche significativo. L’impatto
massimo è relativo ad eventi catastrofici che coinvolgano il
data center on-premise, in cui risiedono, tra gli altri, alcuni dei
sistemi critici di Eni.
Qualora dovessero verificarsi malfunzionamenti nei sistemi
informatici e sistemi di elaborazione dati del Gruppo, il Gruppo
potrebbe subire impatti sulle proprie attività produttive, oppu-
re potrebbe ritardare i piani di evoluzione dei sistemi e della di-
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022154
gitalizzazione dei processi con possibili conseguenze sui costi
di tali progetti o sui benefici attesi.
Inoltre, nella misura in cui tali circostanze determinino perdi-
ta di dati o la comunicazione di informazioni riservate o pro-
prietarie, il Gruppo potrebbe subire danni di tipo reputazionale
nonché incorrere in responsabilità e subire ritardi nelle proprie
attività produttive, con possibili conseguenze negative sulla
situazione economica, patrimoniale e finanziaria di Eni e del
Gruppo nonché sulla capacità di Eni di adempiere ai propri im-
pegni connessi al Prestito Obbligazionario.
Rischi relativi al quadro legale e
normativo
Rischi connessi con la regolamentazione
del settore del gas e dell’energia elettrica
L’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA),
in virtù della Legge istitutiva n. 481/95, svolge funzione di mo-
nitoraggio dei livelli dei prezzi del gas naturale e definisce le
condizioni economiche di fornitura del gas ai clienti che hanno
diritto di accedere alle condizioni tariffarie stabilite dalla stes-
sa 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 finale 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 della
materia prima – quotazioni forward rilevate presso l’hub olan-
dese TTF – in luogo della precedente, prevalentemente oil-lin-
ked, in un contesto di mercato che vedeva quotazioni hub del
gas significativamente inferiori rispetto a quelle dei contratti
long-term indicizzati all’olio, introducendo strumenti di incen-
tivazione agli operatori per la promozione della rinegoziazione
dei contratti di approvvigionamento di lungo termine. Dato il
contesto di prezzi crescenti verificatosi fra 2021 e 2022 ARE-
RA ha avviato una serie di indagini per valutare interventi sui
prezzi delle commodity a favore dei consumatori, con parti-
colare riferimento al gas. In esito ad una ricognizione effet-
tuata sui contratti di importazione di gas, ARERA con delibera
374/2022/R/GAS ha determinato il passaggio del riferimento
della materia prima da TTF a PSV con aggiornamento mensile
della componente CMEM a copertura dei costi di approvvigio-
namento del gas naturale all’ingrosso per i clienti in condizioni
di tutela.
La Legge 4 agosto 2017, n. 124, “Legge annuale per il mercato
e la concorrenza” aveva inizialmente fissato la fine della tutela
di prezzo dell’Autorità al 1° luglio 2019 per i settori dell’energia
elettrica (per i clienti domestici e le piccole imprese connesse
in bassa tensione) e del gas naturale (per i clienti domestici
come sopra definiti). La legge di conversione del Decreto Leg-
ge n. 91/2018 (cd. Milleproroghe) – Legge 108 del 21 settem-
bre 2018 – aveva rinviato questa scadenza al 1° luglio 2020.
Con il Decreto Legge n. 162/2019 (cd. DL Milleproroghe) – è
stata ulteriormente modificata la Legge 124/17; in particola-
re per le PMI non microimprese, per il servizio di fornitura di
energia elettrica, la data è stata fissata al 1° gennaio 2021 (il
servizio è stato poi assegnato a luglio 2021 tramite gara de-
finita da ARERA con delibera 491/2020/R/eel), mentre per le
microimprese per l’elettricità e per le famiglie per gas e luce,
era fissata al 1° gennaio 2022.
Con la Legge 21/2021 di conversione del D.L. Milleproroghe
183/2020 è stata ulteriormente modificata la data di supera-
mento del mercato tutelato. In particolare, il termine è stato
rinviato dal 2022 al 2023 per i clienti domestici nel mercato
del gas naturale, e per le microimprese e i clienti domestici
nel mercato dell’energia elettrica. Dal 1° gennaio 2021 era
previsto il superamento della maggior tutela elettrica per le
piccole imprese con più di 10 dipendenti e un fatturato annuo
o un totale di bilancio superiore a €2 milioni; ARERA ha rego-
lato la procedura di gara per assegnazione del servizio con
decorrenza 1.7.2021 (dal 1.1.21 al 30.6.21 il servizio è stato
assegnato transitoriamente agli esercenti la maggior tutela).
Gli assegnatari del servizio sono stati principalmente gli ope-
ratori già presenti nel servizio di maggior tutela (tranne per
un’area geografica, assegnata ad un operatore di libero mer-
cato) e i risultati della gara hanno evidenziato un allineamento
alla remunerazione del servizio di maggior tutela (in 6 aree su
9 la gara si è conclusa con rilancio pari a zero). Il disegno della
gara si è mostrato funzionale non tanto alla liberalizzazione
quanto alla continuità tariffaria nei confronti dei clienti finali.
Con Legge di Bilancio 2022 (L. 233/21) è stato poi introdotto il
termine del 10 gennaio 2024: data entro la quale verrà regolato
da ARERA e assegnato il servizio a tutele graduali ai clienti
domestici elettrici che in quel momento non avessero ancora
scelto un fornitore del mercato libero, garantendo la continuità
della fornitura di elettricità.
Il quadro delineato vedeva quindi il superamento della tutela
tariffaria confermato, senza deroghe, per i clienti domestici
gas e le micro imprese elettriche al 1° gennaio 2023, preve-
dendo però la possibilità di derogare questa data, fino al 10
gennaio 2024, per i clienti domestici elettrici. Con la delibera
491/2021/R/eel ARERA ha regolato la procedura di gara per
assegnazione del servizio a tutele graduali per le microimpre-
se con decorrenza 1.1.2023 (poi slittata al 1.4.2023). ARERA,
con una segnalazione a Governo e Parlamento di giugno 2022
ha richiesto ufficialmente lo slittamento della fine della tute-
la per i clienti domestici gas al 2024. L’8.09.2022 il MiTE ha
pubblicato il D.M. su criteri e modalità per il superamento dei
regimi di prezzi regolati e sui criteri per assicurare la fornitu-
ra di energia elettrica alle microimprese (≤ 15 kW) che, al 1°
gennaio 2023 (poi slittato regolatoriamente al 1° aprile), non
hanno un fornitore sul mercato libero. Il medesimo D.M. (art.
3 comma 5) ha previsto che alla scadenza del periodo di ero-
155ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
gazione del Servizio Tutele Graduali (STG) il cliente che non
abbia optato per una offerta da mercato libero, sarà rifornito
dal medesimo esercente il STG sulla base della sua offerta di
mercato libero più conveniente.
Sul tale contesto si è inserito il D.L. 18 novembre 2022, n. 176
(Aiuti Quater) che ha stabilito all’art. 5 l’ulteriore proroga nel
settore del gas naturale:
• rinvio al 10 gennaio 2024 del termine per la rimozione della
tutela di prezzo nel settore gas previsto dalla Legge Annuale
per la Concorrenza n. 124/2017 (art. 1 comma 59);
• proroga al 10 gennaio 2024 (in luogo del 1° gennaio 2023)
del termine a decorrere dal quale i fornitori e gli esercenti il
servizio di fornitura di ultima istanza sono tenuti a offrire
ai clienti vulnerabili una tariffa agevolata per la fornitura di
gas naturale (modifica art. 22, co. 2-bis.1, D.Lgs. 164/2000).
In vista dell’obiettivo di superamento delle tariffe di tutela gas
e power 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 fine l’ARERA ha
previsto che gli operatori, in aggiunta alle loro offerte di mer-
cato, forniscano ai clienti, a decorrere da marzo 2018, anche
una proposta a prezzo variabile e una a prezzo fisso per gas
ed elettricità a prezzo libero ma a condizioni contrattuali com-
parabili regolate da ARERA (offerte “PLACET”). È inoltre opera-
tivo un apposito portale web gestito da Acquirente Unico per
conto di ARERA (Portale Offerte) che consente la compara-
zione di tutte le offerte di gas ed energia elettrica disponibili;
su questa area di regolazione ARERA di recente ha proposto
orientamenti – non ancora deliberati ufficialmente – mirati ad
aumentare la possibilità di comparazione delle offerte com-
merciali sulla base del prezzo.
In ambito retail gas e luce ARERA, in attuazione della Leg-
ge di Bilancio 2022, fra le misure di contrasto degli aumenti
eccezionali dei prezzi dell’energia, aveva definito le modalità
per la rateizzazione in 10 mesi, senza interessi, degli impor-
ti relativi alle fatture emesse nel periodo compreso tra il 1°
gennaio 2022 ed il 30 aprile 2022 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 risul-
tino 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 totali-
tà dei clienti finali domestici da ciascuno serviti entro il mese
successivo da quando il piano di rateizzazione è proposto al
cliente finale.
Nei successivi trimestri non sono state previste specifiche
indicazioni sulla rateizzazione a favore delle utenze domesti-
che. Invece, dapprima il D.L. Ucraina ter (n. 21/22) e da ultimo
il D.L. Aiuti Quater (n. 176/22) hanno previsto disposizioni in
materia di rateizzazione per le imprese con utenze collocate
in Italia e ad esse intestate. Attualmente ai sensi del D.L. Aiuti
Quater le imprese hanno facoltà di richiedere la rateizzazione
degli importi dovuti a titolo di corrispettivo per la componente
energetica di elettricità e gas naturale per usi diversi dagli usi
termoelettrici ed eccedenti l’importo medio contabilizzato, a
parità di consumo, nel periodo di riferimento compreso tra il
1° gennaio e il 31 dicembre 2021, per i consumi effettuati dal
1° ottobre 2022 al 31 marzo 2023 e fatturati entro il 30 set-
tembre 2023. L’adesione al piano di rateizzazione è alternativa
alla fruizione di crediti di imposta.
In merito, per il primo trimestre 2023, la Legge di Bilancio 2023
(L. 197/2022) ha confermato i crediti di imposta per l’acquisto
di energia elettrica e gas naturale già previsti nel corso del
2022 (per come sanciti da precedenti decreti “emergenziali”)
aggiornandone i valori:
• imprese energivore: credito di imposta del 45%;
• imprese gasivore: credito di imposta del 45%;
• imprese dotate di contatori di energia elettrica di potenza
disponibile pari o superiore a 4,5 kW, diverse dalle imprese
energivore: credito di imposta del 35%;
• imprese non gasivore: credito di imposta del 45%.
Nell’ambito dei costi e dei criteri di accesso alle principali in-
frastrutture logistiche del sistema gas, i principali fattori di
rischio per il business sono legati ai processi di definizione
delle condizioni economiche e delle regole di accesso ai servi-
zi di trasporto, rigassificazione LNG, stoccaggio, che interes-
sano 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 implementata nel 2020
una revisione dei criteri per la determinazione di tali tariffe ed
il recupero dei costi dei trasportatori per il periodo di rego-
lazione 2020-2023, con effetti complessivamente positivi sui
costi del portafoglio logistico. La ridefinizione periodica dei
criteri tariffari del trasporto è comunque prevista a scaden-
ze prestabilite nei vari Paesi europei – la prossima dovrebbe
aver luogo a partire dal 2024 nella maggior parte dei Paesi – e
in futuro potrà ancora determinare impatti sui costi logistici.
Ulteriori modifiche di regole potrebbero riguardare il settore
della rigassificazione e dello stoccaggio anche in considera-
zione dell’attuale contesto di mercato e delle potenziali criti-
cità per la sicurezza dell’approvvigionamento europeo dovute
alla guerra Russia-Ucraina, rappresentando fattori di rischio
come anche opportunità per il business.
Inoltre, l’attuale contesto di crisi energetica sta indirizzando
i legislatori, a livello europeo e di singolo Paese, verso evolu-
zioni – seppur temporanee – della normativa e della conse-
guente regolazione che possono incidere sulle dinamiche dei
mercati, con la finalità di contenere i prezzi per i clienti finali e
migliorare la sicurezza degli approvvigionamenti (ad esempio,
obblighi di riduzione dei consumi finali, cap ai prezzi dei deri-
vati su prodotti gas all’ingrosso negoziati nei mercati regola-
mentati, eventuali obblighi di stoccaggio, inasprimento delle
regole use-it-or-lose-it sulla capacità di trasporto, obblighi di
notifica ex ante alla Commissione Europea di nuovi contratti
di approvvigionamento).
Superata la crisi energetica di breve periodo ed i relativi inter-
venti di sicurezza energetica, nel medio termine ci si attende
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022156
che la domanda di gas a livello europeo possa essere soste-
nuta dalle politiche orientate all’accelerazione del phase-out
del carbone nella generazione 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 e, dei successivi e più ambiziosi inter-
venti, nei prossimi anni la regolamentazione del settore gas
potrà essere interessata da modifiche potenzialmente anche
rilevanti, in conseguenza di adeguamenti nel disegno dei mer-
cati e/o di nuovi obblighi o vincoli in capo agli operatori del
settore che potranno accompagnare l’evoluzione delle norma-
tive europee, in un contesto di transizione energetica e coe-
rentemente con gli obiettivi di decarbonizzazione del settore
energetico (tra cui i collegati obiettivi di sviluppo di gas rinno-
vabili o decarbonizzati, di promozione di tecnologie abilitanti
una maggiore integrazione tra settore elettrico e settore gas,
di riduzione delle emissioni di metano). Questi cambiamenti
determineranno pressioni sul 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 wholesale, le aste del
mercato della capacità elettrica (cd. “Capacity Market”), che
si sono tenute a novembre 2019 e a febbraio 2022 con l’as-
segnazione 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 effetto
del riconoscimento di un premio in quanto assegnataria di ca-
pacità 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 partire dal terzo tri-
mestre 2023).
Il rischio legato alla potenziale restituzione della componen-
te variabile a seguito della particolare situazione dei mercati
energetici, contrassegnati da prezzi delle commodity elevati e
condizionati da forte aleatorietà, è stato mitigato, almeno tem-
poraneamente, dalla delibera emergenziale 83/2022 dell’A-
RERA che prevede nel periodo di elevata volatilità dei prezzi
l’applicazione di uno strike price giornaliero indicizzato al SAP
(System Average Price).
Si riduce il rischio che il meccanismo del Capacity Market pos-
sa essere revocato a seguito dei ricorsi presentati da alcuni
operatori sia a livello italiano, (ricorso amministrativo TAR
Lombardia) sia europeo (ricorso al Tribunale dell’Unione Euro-
pea). In data 7 settembre 2022 il Tribunale Europeo ha respin-
to i ricorsi delle due società ricorrenti.
Con riferimento al nuovo impianto peaker di Ravenna, in data
29 gennaio 2021 Terna ha comunicato alle società risultate
assegnatarie di capacità nuova non autorizzata con periodo
di consegna 2022 e 2023, la possibilità di richiedere una pro-
roga del termine di inizio del periodo di consegna della durata
massima di sei mesi, laddove si verificasse un ritardo nella re-
alizzazione degli impianti direttamente riferibile all’emergenza
COVID-19.
Si rileva incertezza per il periodo post 2024, i potenziali rischi
sono:
• la possibilità di una cancellazione del meccanismo nel lungo
periodo a seguito di mancanza di criticità a livello di adegua-
tezza del sistema elettrico attestata dal Terna per tre anni
consecutivi;
• una riduzione del fabbisogno ed una maggior competizione
in fase d’asta;
• la possibilità che non si tengano le aste per il 2025 a segui-
to della valutazione di adeguatezza di Terna successiva alle
aste 2024 ed alle previsioni di sviluppo dei sistemi di accu-
mulo a seguito del futuro avvio del mercato degli stoccaggi.
Inoltre, sono in atto significative evoluzioni della regolamenta-
zione e di market design a livello europeo e nazionale, che pos-
sono rappresentare fattori di rischio per il business: tra queste
le riforme dei meccanismi di mercato conseguenti a necessità
di adeguamento alle normative comunitarie (ulteriore integra-
zione transfrontaliera dei mercati nazionali sia dell’energia che
dei servizi di rete, il completamento della riforma del merca-
to dei servizi di dispacciamento e la conseguente maggiore
competizione con nuove risorse rinnovabili e distribuite) ed
interventi emergenziali per compensare il fenomeno del caro
energia (cap sulla vendita di energia elettrica, riduzione dei
consumi gas ed elettrici, massimizzazione della generazione
a carbone). L’applicazione dei prezzi negativi al solo MGP/MI
(mantenimento del floor a zero in MSD, confermato anche dal
recente DCO 685/22 di ARERA) mitiga la probabilità di accadi-
mento di ore a prezzo negativo.
Rischi connessi alla salute e sicurezza
in materia ambientale
L’attività del Gruppo è soggetta alla normativa italiana, euro-
pea e internazionale in materia di tutela dell’ambiente, della
salute e della sicurezza. Benché il Gruppo svolga la propria
attività nel rispetto di tali leggi e regolamenti, il rischio di incor-
rere in incidenti, violazioni di complesse normative e altri oneri
imprevisti, ivi comprese le richieste di risarcimento dei danni a
cose e persone, nonché il rischio reputazionale, sono connatu-
rati alla natura delle attività poste in essere dal Gruppo.
Le attività industriali Eni nei settori della ricerca, sviluppo e
produzione di idrocarburi, della raffinazione, delle produzioni
petrolchimiche e del trasporto degli idrocarburi sono esposte
per loro natura ai rischi operativi connessi con le caratteristi-
che chimico-fisiche delle materie prime e dei prodotti (tra cui
infiammabilità, tossicità, instabilità). Guasti tecnici, malfunzio-
namenti di apparecchiature e impianti, errori umani, atti di sa-
botaggio, perdite di contenimento, incidenti di pozzo, incidenti
a raffinerie e impianti petrolchimici, fenomeni atmosferici av-
versi 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 influenzati dalle specificità degli ambi-
ti territoriali nei quali sono condotte le operazioni (condizioni
157ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
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 dal-
le oggettive difficoltà 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 raffinerie, complessi petrolchimici o pipeline.
Gravi fenomeni d’inquinamento del suolo, delle falde acquifere
o dell’aria potrebbero essere causati anche nelle day-to-day o-
perations in relazione a modeste perdite di petrolio o altri con-
taminanti o piccole fuoriuscite di gas (cosiddette fuggitive) a
causa di mancata manutenzione, tubature o infrastrutture cor-
rose o obsolete, mancati controlli o altri fattori, che se protratte
nel tempo potrebbero causare danni significativi all’ambiente e
alla salute di dipendenti e delle comunità.
Per questi motivi le attività del settore petrolifero, della raffina-
zione, del trasporto degli idrocarburi e della chimica sono sot-
toposte a una severa regolamentazione a tutela dell’ambiente e
della salute e della sicurezza delle persone, sia a livello naziona-
le/locale sia attraverso protocolli e convenzioni internazionali.
Le norme a tutela dell’ambiente impongono misure che preve-
dono il controllo e il rispetto dei limiti di emissione di sostanze
inquinanti in aria, acqua e suolo, limitano o vietano il gas fla-
ring e il venting, prescrivono la corretta gestione dei rifiuti e di
sottoprodotti. Norme volte a prevenire l’impatto sulla biodiver-
sità, la conservazione di specie, habitat e servizi ecosistemici,
richiamano gli operatori ad adempimenti sempre più rigorosi
e stringenti in termini di controlli, monitoraggi ambientali e mi-
sure di prevenzione. Gli oneri e i costi associati alle necessarie
azioni da mettere in atto per rispettare gli obblighi previsti dal-
le normative che regolamentano le attività industriali nel cam-
po degli idrocarburi costituiscono una significativa voce di co-
sto ricorrente del bilancio. Eni si è dotata di sistemi gestionali
integrati, standard di sicurezza e pratiche operative di elevata
qualità e affidabilità per assicurare il rispetto della regolamen-
tazione ambientale e per tutelare l’integrità dei dipendenti, dei
contrattisti e di altri collaboratori dell’azienda, dell’ambiente,
delle operations, della proprietà e delle comunità interessate.
Sussiste tuttavia il rischio di accadimento di incidenti e ulterio-
ri eventi dannosi che potrebbero avere impatti potenzialmente
rilevanti sul business, sui risultati economici e finanziari, sulle
prospettive di sviluppo e sulla reputazione del Gruppo. Inoltre,
in caso di violazione di alcune norme relative alla salvaguardia
dell’ambiente e della salute dei dipendenti, degli appaltatori e
di altri collaboratori del Gruppo e delle comunità, la Società
può incorrere in responsabilità in relazione alla violazione col-
posa o dolosa di norme di legge da parte dei propri dipendenti,
di natura penale, civile e amministrativa.
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 inat-
tivi dove ha condotto in passato attività minero-metallurgiche
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 pro-
getti di bonifica e ripristino dei terreni e delle falde nelle aree di
proprietà contaminate dalle attività industriali ormai cessate,
d’intesa con le competenti Autorità amministrative. Nonostan-
te Eni abbia reso la dichiarazione di “proprietario non colpe-
vole” poiché la Compagnia ritiene di non essere responsabile
per il superamento di parametri d’inquinamento tollerati dalle
leggi di allora o per situazioni d’inquinamento provocato da
precedenti operatori ai quali è subentrata nella gestione di tali
siti, Eni è stata citata in giudizio da vari enti pubblici (Ministero
dell’Ambiente, Enti locali o altri) e da privati per la realizzazione
di interventi di bonifica e per il risarcimento di eventuali dan-
ni in base agli standard e parametri previsti dalla legislazione
corrente. In alcuni casi, i manager e il personale di Eni sono
parte di procedimenti penali, come ad esempio per asseriti
reati in materia ambientale quali omessa bonifica e disastro
ambientale o per asseriti reati contro l’incolumità pubblica, fa-
cendo scattare in capo a Eni la responsabilità amministrativa
dell’ente.
Il bilancio Eni accoglie i costi che dovrà sostenere in futuro per
eseguire le bonifiche e i ripristini di aree contaminate a causa
delle proprie attività industriali dove esiste un’obbligazione le-
gale o di altro tipo e per i quali è possibile stimare l’ammontare
dei relativi oneri in modo attendibile (anche questo costituisce
comunque, nelle fasi realizzative, un fattore di incertezza in
relazione alla complessità della materia), a prescindere dall’e-
ventuale quota di responsabilità di altri operatori ai quali Eni è
subentrata. È possibile che in futuro possano essere rilevate
ulteriori passività in relazione ai risultati delle caratterizzazioni
ambientali in corso sui siti d’interesse, in base alla normativa
ambientale corrente o a futuri sviluppi regolatori, all’esito dei
procedimenti amministrativi o giudiziali in corso, all’emergere
di nuove passività ambientali e ad altri fattori di rischio. Nel
2022 il fondo ambientale che accoglie i futuri oneri che il Grup-
po prevede di sostenere in relazione alle bonifiche in corso nei
siti italiani dismessi o chiusi è stato incremento di circa €1,2
miliardi per incorporare la stima dei costi di trattamento acque
di falda (TAF) in relazione al nuovo quadro regolatorio che, uni-
tamente alla consolidata base dati ed esperienza di Eni, con-
sente di determinare in modo affidabile i tempi e i futuri costi
di esercizio degli impianti.
Ciononostante, non è possibile escludere che il Gruppo possa
essere in futuro tenuto a far fronte a obblighi di risarcimento
derivanti dalla violazione di normative in materia ambientale,
nonché a sostenere investimenti significativi per ottemperare
agli obblighi dalle applicabili normative in materia ambientale.
A riguardo, le coperture assicurative in essere alla Data del Pro-
spetto Informativo potrebbero non essere sufficienti a far fronte
a tutte le richieste di risarcimento danni e/o all’irrogazione delle
eventuali sanzioni emesse nei confronti del Gruppo.
Da un punto di vista regolamentare, si evidenzia che le norme
a tutela dell’ambiente, tra l’altro, (i) definiscono misure per il
controllo e il rispetto dei limiti di emissione di sostanze inqui-
nanti, (ii) limitano o vietano il gas flaring e il venting e (iii) pre-
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022158
scrivono la corretta gestione dei rifiuti e di sottoprodotti. Per
far fronte a tali esigenze, Eni si è dotata di sistemi gestionali
integrati, standard di sicurezza e pratiche operative volte ad
assicurare il rispetto della regolamentazione ambientale e a
tutelare l’integrità delle persone e dell’ambiente.
Inoltre, il mancato adeguamento alla normativa ambientale
(che risulta peraltro in rapida e continua evoluzione) ovvero il
mancato adempimento a provvedimenti e imposizioni di ade-
guamento delle attività svolte, può esporre il Gruppo al rischio
di essere ritenuto responsabile civile di eventuali danni e con-
seguenti richieste di risarcimento. L’eventuale soccombenza
in relazione ai procedimenti in corso potrebbe determinare in
relazione alla responsabilità amministrativa dell’Ente l’applica-
zione di sanzioni pecuniarie e/o interdittive, quali l’interdizione
dall’esercizio dell’attività, la sospensione o la revoca di autoriz-
zazioni, licenze o concessioni, con possibili conseguenti effetti
negativi sull’attività, le prospettive, la reputazione nonché la si-
tuazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.
Rischio connesso all’eventuale mancato
rinnovo di autorizzazioni e/o concessioni
in scadenza
Ai fini dello svolgimento delle proprie attività, il Gruppo è te-
nuto a ottenere e rispettare permessi, licenze e autorizzazioni
nazionali e internazionali. Nello specifico, le attività di esplora-
zione, sviluppo ed estrazione di olio e gas naturale, generazio-
ne di energia elettrica da cogenerazione e da fonti rinnovabili,
di raffinazione e di sviluppo di processi di economia circolare,
nonché le altre attività svolte dal Gruppo dipendono dall’otte-
nimento di vari permessi, licenze e autorizzazioni rilasciati da
governi nazionali o internazionali; 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 privati.
Le autorizzazioni, licenze o permessi potrebbero essere sog-
gette a revoche, cancellazioni, ritardi oppure a modifiche con
conseguenti impatti su tempi e costi di progetto nonché rica-
dute in termini sociali, ambientali e di immagine di Eni e del
Gruppo. Inoltre, in caso di emanazione o entrata in vigore di
nuove leggi o adozione di regolamenti in materia di ambien-
te, salute e sicurezza sui luoghi di lavoro o di modifiche de-
gli orientamenti giurisprudenziali sull’interpretazione o appli-
cazione degli stessi o su altre questioni connesse, potrebbe
essere necessaria la richiesta di ulteriori permessi operativi o
autorizzazioni.
Laddove le predette autorizzazioni, licenze o permessi venis-
sero revocate, sospese, annullate, modificate o non rinnovate
da parte delle competenti Autorità, il Gruppo potrebbe subire
limitazioni nell’esercizio della propria attività e nel persegui-
mento dei propri obiettivi di sviluppo, nonché possibili danni di
immagine di natura reputazionale in capo al Gruppo, con pos-
sibili effetti negativi sull’attività e sulle prospettive del Gruppo,
sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria di Eni e
del Gruppo.
Rischi connessi alla normativa in materia
di protezione dei dati personali
Il Gruppo è esposti al rischio di violazioni della normativa di
riferimento in tema di gestione, trattamento e protezione dei
dati personali, con effetti pregiudizievoli sull’attività e sulle
prospettive di Eni e del Gruppo.
Nell’ambito dello svolgimento della propria attività, e in parti-
colare con riferimento ai mercati finali in cui il Gruppo com-
mercializza gas, energia elettrica e prodotti presso clienti re-
tail e business, il Gruppo si trova infatti a trattare in maniera
sostanziale e continuativa dati personali e, pertanto, deve ot-
temperare alle disposizioni normative e regolamentari di volta
in volta applicabili.
In forza delle leggi vigenti in materia di privacy, tutti i soggetti
che trattano dati personali sono tenuti al rispetto delle dispo-
sizioni applicabili e dei provvedimenti in materia. In caso di
violazioni, tali soggetti possono essere chiamati, seppur a va-
rio titolo, a rispondere per le conseguenze derivanti da illecito
trattamento dei dati e da ogni altra violazione di legge (quali
carente o inidonea informativa e notificazione, violazione delle
norme in materia di adozione di misure di sicurezza, false rap-
presentazioni). Il verificarsi di tali rischi potrebbe avere effetti
negativi sulla situazione economica, finanziaria e patrimoniale
di Eni e del Gruppo.
La normativa di riferimento è rappresentata dal Regolamento
(UE) n. 2016/679 (“GDPR”) che ha introdotto varie modifiche
ai processi da adottare per garantire la protezione dei dati
personali (tra cui un efficace modello organizzativo privacy, la
nuova figura del Responsabile della protezione dei dati (Data
Protection Officer – “DPO”), obblighi di comunicazione di par-
ticolari violazioni dei dati, la portabilità dei dati), aumentando il
livello di tutela delle persone fisiche e inasprendo, tra l’altro, le
sanzioni applicabili al titolare e all’eventuale responsabile del
trattamento dei dati, in caso di violazioni delle previsioni del
regolamento. Alla Data del Prospetto Informativo la Società
ha provveduto alla nomina del DPO e adeguato il proprio si-
stema di gestione dei dati personali agli adempimenti richiesti
dal GDPR.
Alla luce di quanto precede, nonostante i presidi adottati, Eni
e il Gruppo sono esposti al rischio derivante dalla potenziale
violazione della disciplina vigente in ragione della sottrazione,
divulgazione, perdita o il trattamento per finalità diverse da
quelle autorizzate dalla clientela, dei dati personali anche ad
opera di soggetti non autorizzati (sia terzi sia dipendenti del
Gruppo).
Pertanto, qualora la Società non fosse in grado di attuare i pre-
sidi e gli adempimenti in materia privacy, conformemente a
quanto prescritto dal GDPR e dalla ulteriore normativa anche
regolamentare applicabile concernente la protezione dei dati
personali, inclusi i provvedimenti emanati dall’Autorità Garante
per la Protezione dei Dati di volta in volta applicabili, il Gruppo
sarebbe esposto a un rischio sanzionatorio nonché a un rischio
di perdita di clienti attuali e futuri, con conseguenti possibili ef-
fetti negativi sulla situazione economica, patrimoniale, finanzia-
ria e sulla reputazione e le prospettive del Gruppo.
159ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Nel caso in cui venisse accertata una responsabilità del Grup-
po per eventuali casi di violazione di dati personali e delle leg-
gi poste a loro tutela, ciò potrebbe dare luogo a richieste di
risarcimento danni nonché all’erogazione di sanzioni ammini-
strative, con possibili effetti negativi significativi sull’immagi-
ne del Gruppo, sulla sua situazione economica, patrimoniale
e finanziaria.
Non è possibile escludere che, in futuro, le procedure e le mi-
sure adottate dal Gruppo si rivelino inadeguate, non conformi
e che non siano tempestivamente o correttamente implemen-
tate da parte dei dipendenti e collaboratori (anche a causa
della continua evoluzione della normativa e delle procedure
stesse) e, pertanto, che i dati possano essere danneggiati o
perduti, oppure sottratti, divulgati o trattati per finalità diverse
da quelle autorizzate dalla clientela.
Rischi connessi alla violazione di norme
anti-corruzione vigenti nei Paesi in cui
il Gruppo svolge la propria attività
Eni, operando in diversi Paesi del mondo, è tenuto ad agire nel
rispetto delle leggi anticorruzione applicabili a livello nazionale e
internazionale. Nonostante il Gruppo abbia adottato un sistema
di controllo interno, procedure e un codice etico per prevenire la
commissione di reati corruttivi da parte dei propri dipendenti,
che avrebbero riflessi su Eni per via del D.Lgs. 231/01 in materia
di responsabilità d’impresa e i codici anticorruzione internazio-
nali, non è possibile escludere completamente il rischio di viola-
zione delle leggi anti-corruzione e la conseguente applicazione
delle sanzioni previste, con possibili ripercussioni negative sulla
reputazione, sull’operatività e sulla situazione economica, patri-
moniale e finanziaria di Eni.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022160
Per le principali evoluzioni di business ed economico-finanziarie si rinvia ai capitoli: Strategia, Commento ai risultati economico-
finanziari e Fattori di rischio.
Evoluzione prevedibile della gestione
161ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
La Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario (DNF) 2022 di Eni è redatta in conformità
al D.Lgs. 254/2016 e ai “Sustainability Reporting Standards” pubblicati dal Global Reporting Initia-
tive (GRI
1
) come indicato nel capitolo “Principi e Criteri di Reporting”. Per la DNF 2022 sono entrati
in vigore i nuovi standard GRI, sia gli Universal Standard, ossia quelli richiesti a tutte le aziende, a
prescindere dai risultati dell’analisi di materialità, sia quelli specifici per il settore Oil & Gas. Inoltre,
la DNF, dallo scorso anno, include gli obblighi informativi a carico delle società quotate, previsti
dall’art.8 del Regolamento UE 852/2020 relativi alle attività economiche e agli attivi idonei ai fini
del conseguimento degli obiettivi del Regolamento di mitigazione e adattamento ai cambiamenti
climatici. In continuità con le precedenti edizioni, il documento è articolato secondo le tre leve del
modello di business integrato, Neutralità carbonica al 2050, Eccellenza operativa e Alleanze per lo
sviluppo, il cui obiettivo è la creazione di valore di lungo termine per tutti gli stakeholder. I contenuti
del capitolo “Neutralità carbonica al 2050” sono stati organizzati sulla base delle raccomandazioni
volontarie della Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) del Financial Stability
Board, in cui Eni è presente sin dalla sua fondazione, al fine 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’am-
bito della Relazione Finanziaria Annuale con l’obiettivo di soddisfare in maniera chiara e sintetica
le esigenze informative degli stakeholder di Eni, favorendo ulteriormente l’integrazione delle in-
formative finanziarie e non. Al fine di evitare duplicazioni e garantire il più possibile la sinteticità
delle disclosure, la DNF fornisce un’informativa integrata anche tramite il rinvio ad altre sezioni
della Relazione sulla Gestione, alla Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari e alla
Relazione sulla Politica in materia di Remunerazione e sui compensi corrisposti qualora le tema-
tiche 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 trat-
tamento, 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 2022.
Anche nella DNF 2022 sono state inserite le metriche “core” definite dal World Economic Forum
2
(WEF) nel White Paper “Measuring Stakeholder Capitalism - Towards Common Metrics and Con-
sistent 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 approfondire l’informativa non finanziaria. Anche l’edizione
2022 di Eni for includerà 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 D.Lgs. 254/2016,
gli ambiti e il relativo posizionamento all’interno della DNF, della Relazione sulla Gestione, della
Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari e della Relazione sulla Politica in materia
di Remunerazione e sui compensi corrisposti.
Dichiarazione consolidata
di carattere Non Finanziario
La Dichiarazione
consolidata di
carattere Non
Finanziario
(DNF) 2022 di
Eni è redatta
in conformità
al D.Lgs.
254/2016 e ai
“Sustainability
Reporting
Standards”
pubblicati dal
Global Reporting
Initiative (GRI)
(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.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022162
Sezioni/paragrafi contenenti le informative richieste dal Decreto
Sezioni/paragrafi cui si rimanda per approfondimenti
RFA Relazione sulla Gestione 2022
RCG Relazione sul Governo Societario e gli assetti proprietari 2022
RR Relazione sulla Politica in materia di Remunerazione e sui compensi corrisposti 2023
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 orga-
nizzazione, pagg. 168-169; Temi
materiali di sostenibilità, pagg.
228-229; Approccio responsabile
e sostenibile, pagg. 170-171;
RFA - Modello di business, pagg.
8-9; Attività di stakeholder engage-
ment, pagg. 16-17; Strategia, pagg.
18-23; Governance, pagg. 30-41
RCG - Approccio responsabile e
sostenibile e dialogo con gli sta-
keholder; Modello di Corporate
Governance; Consiglio di Ammini-
strazione; Comitati del Consiglio;
Collegio Sindacale; Modello 231.
RCG - Principi e valori. Il
Codice Etico; Il Sistema
Normativo di Eni.
RFA - Risk Management
Integrato, pagg. 24-29;
Fattori di rischio e incer-
tezza, pagg. 134-160
RFA - Eni in sintesi, pagg.
10-15
DNF - Approccio responsa-
bile e sostenibile, pagg. 170-
171
NEUTRALITÀ
CARBONICA AL 2050
CAMBIAMENTO
CLIMATICO
Art. 3.2,
commi a) e b)
DNF - Neutralità carbonica al
2050, pagg. 174-180
RFA - Strategia, pagg. 18-23
RCG - Approccio responsabile e
sostenibile e dialogo con gli stake-
holder.
DNF - Principali strumen-
ti normativi, di indirizzo
e modelli di gestione sui
temi del D.Lgs. 254/2016,
pagg. 164-165
RFA - Risk Management
Integrato, pagg. 24-29;
Fattori di rischio e incer-
tezza, pagg. 134-180
DNF - Principali rischi
ESG e le relative azioni
di mitigazione pagg. 172-
173
DNF - Neutralità carboni-
ca al 2050, pagg. 174-180;
Approccio responsabile e
sostenibile, pagg. 170-171
ECCELLENZA OPERATIVA
PERSONE
Art. 3.2,
commi c) e d)
RFA - Governance, pagg. 30-41
DNF - Persone (la cultura della
pluralità e dello sviluppo delle per-
sone, formazione, relazioni indu-
striali, welfare aziendale e worklife
balance, salute), pagg. 181-187;
Sicurezza, pagg. 188-190
DNF - Principali strumen-
ti normativi, di indirizzo
e modelli di gestione sui
temi del D.Lgs. 254/2016,
pagg. 164-165
RFA - Fattori di rischio e
incertezza, pagg. 134-160;
DNF - Principali rischi
ESG e le relative azioni
di mitigazione pagg. 172-
173
DNF - Persone, pagg. 181-
187; Sicurezza, pagg. 188-
190; Approccio responsabile
e sostenibile, pagg. 170-171
RR - Sommario
RISPETTO
PER L’AMBIENTE
Art. 3.2,
commi a), b) e c)
DNF - Rispetto per l’ambiente
(economia circolare, aria, rifiuti,
acqua, oil spill, biodiversità), pagg.
190-196
DNF - Principali strumenti
normativi, di indirizzo e
modelli di gestione sui
temi del D.Lgs. 254/2016,
pagg. 164-165
RFA
• Risk Management In-
tegrato, pagg. 24-29;
• Fattori di rischio e incer-
tezza, pagg. 134-160;
DNF - Principali rischi ESG
e le relative azioni di miti-
gazione pagg. 172-173
DNF - Rispetto per l’ambien-
te, pagg. 190-196 ; Approc-
cio responsabile e sostenibi-
le, pagg. 170-171
DIRITTI UMANI
Art. 3.2,
comma e)
DNF - Diritti Umani (security, for-
mazione, segnalazioni), pagg.
196-199
RCG - Approccio responsabile e
sostenibile e dialogo con gli sta-
keholder.
DNF - Principali strumen-
ti normativi, di indirizzo
e modelli di gestione sui
temi del D.Lgs. 254/2016,
pagg. 164-165
RFA - Fattori di rischio e
incertezza, pagg. 134-160;
DNF - Principali rischi
ESG e le relative azioni
di mitigazione pagg. 172-
173
DNF - Diritti Umani, pagg.
196-199; Approccio respon-
sabile e sostenibile, pagg.
170-171
FORNITORI
Art. 3.1,
comma c)
DNF - Diritti Umani, pagg. 196-
199; Fornitori, pagg. 200-201
DNF - Principali strumen-
ti normativi, di indirizzo
e modelli di gestione sui
temi del D.Lgs. 254/2016,
pagg. 164-165
RFA - Fattori di rischio e
incertezza, pagg. 134-160;
DNF - Principali rischi
ESG e le relative azioni
di mitigazione pagg. 172-
173
DNF - Diritti Umani, pagg. 196-
199; Fornitori, pagg. 200-201;
Approccio responsabile e so-
stenibile, pagg. 170-171
TRASPARENZA,
LOTTA ALLA
CORRUZIONE
E STRATEGIA
FISCALE
Art. 3.2,
comma f)
DNF - Trasparenza, lotta alla cor-
ruzione e strategia fiscale, pagg.
201-204
DNF - Principali strumen-
ti normativi, di indirizzo
e modelli di gestione sui
temi del D.Lgs. 254/2016,
pagg. 164-165
RCG - Principi e valori. Il
Codice Etico; Compliance
Program Anti-Corruzione
RFA - Fattori di rischio e
incertezza, pagg. 134-160;
DNF - Principali rischi
ESG e le relative azioni
di mitigazione pagg. 172-
173
DNF - Trasparenza, lotta
alla corruzione e strategia
fiscale, pagg. 201-204; Ap-
proccio responsabile e so-
stenibile, pagg. 170-171
ALLEANZE PER
LO SVILUPPO
COMUNITÀ
LOCALI
Art. 3.2,
comma d)
DNF - Alleanze per lo sviluppo,
pagg. 205-207
DNF - Principali strumen-
ti normativi, di indirizzo
e modelli di gestione sui
temi del D.Lgs. 254/2016,
pagg. 164-165
RFA - Fattori di rischio e
incertezza, pagg. 134-160;
DNF - Principali rischi
ESG e le relative azioni
di mitigazione pagg. 172-
173
DNF - Alleanze per lo svilup-
po, pagg. 205-207; Approc-
cio responsabile e sosteni-
bile, pagg. 170-171
163ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
La mission di Eni conferma l’impegno per una Just Transi-
tion come principale sfida del settore energetico attraverso
il bilanciamento della necessità di garantire l’accesso univer-
sale all’energia a una crescente popolazione e l’urgenza di
fronteggiare il cambiamento climatico agendo sin da subito
su tutte le leve disponibili e accelerando il processo di tran-
sizione verso un mix sostenibile che sia allo stesso tempo
socialmente equo. Inoltre, la mission si ispira agli “Obiettivi
di sviluppo sostenibile” delle Nazioni Unite cui Eni intende
contribuire, consapevole che lo sviluppo del business non
possa prescindere da essi. L’obiettivo di Eni è quello di rag-
giungere zero emissioni nette al 2050 in un’ottica di condi-
visione dei benefici sociali ed economici con i lavoratori, la
catena del valore, le comunità e i clienti in maniera inclusiva,
trasparente e socialmente equa, ossia che tenga in consi-
derazione il diverso livello di sviluppo dei Paesi in cui opera
minimizzando le disuguaglianze esistenti. In tal senso, nel
2020 è stata avviata, relativamente ad alcuni casi pilota, la
valutazione rispetto agli SDG dei progetti di business, al fine
di quantificarne il contributo nel Paese di presenza ed indi-
rizzarne le scelte progettuali. Inoltre, per contribuire al rag-
giungimento degli SDG e alla crescita dei Paesi in cui opera,
Eni è impegnata nel costruire alleanze con attori nazionali
e internazionali di cooperazione allo sviluppo, in linea con
quanto emerso nella Terza Conferenza Internazionale sui
finanziamenti allo Sviluppo, organizzata dalle Nazioni Unite
ad Addis Abeba nel luglio del 2015. Eni è consapevole della
rilevanza della dimensione sociale dell’ambizioso percorso
tracciato. La transizione energetica è prima di tutto una tran-
sizione tecnologica: solo con una forte capacità industriale
e innovativa, nonché con la volontà di unire forze e compe-
tenze, Eni sarà in grado di attuare la transizione migliorando
LA MISSION AZIENDALE E L’IMPEGNO PER UNA JUST TRANSITION
al contempo le opportunità per le persone. In questa pro-
spettiva, Eni lavora affinché il processo di decarbonizzazione
offra opportunità di conversione delle attività esistenti e di
sviluppo di nuove filiere produttive con rilevanti opportunità
per i lavoratori, le economie e le comunità dei Paesi in cui
l’azienda opera. Allo stesso tempo Eni è impegnata a gestire
i potenziali impatti negativi su lavoratori, comunità, consu-
matori e fornitori che possono essere collegati alla transizio-
ne energetica. Questa ambizione richiede necessariamente
il coinvolgimento di tutte le parti interessate, in particolare
di coloro che possono svolgere un ruolo rilevante nella tran-
sizione giusta come i sindacati e i rappresentanti dei lavo-
ratori, le istituzioni, i rappresentanti delle comunità, le orga-
nizzazioni del settore. L’approccio sottolineato dalla mission
è confermato anche dall’applicazione dal 1° gennaio 2021
del Codice di Corporate Governance 2020, che individua nel
“successo sostenibile” l’obiettivo che deve guidare l’azione
dell’organo di amministrazione e che si sostanzia nella cre-
azione di valore nel lungo termine a beneficio degli azionisti,
tenendo conto degli interessi degli altri stakeholder rilevanti
per la Società (si veda pagg. 30-41). Eni, peraltro, ha consi-
derato fin dal 2006 l’interesse degli stakeholder diversi dagli
azionisti come uno dei riferimenti necessari che gli Ammini-
stratori devono valutare nel prendere decisioni consapevoli.
Inoltre, in adesione al Codice, dallo scorso anno, il CdA ha
anche approvato, su proposta della Presidente, d’intesa con
l’AD, una politica per il dialogo con gli azionisti che individua
i soggetti responsabili della sua gestione e le modalità con
cui si svolge su iniziativa degli azionisti o della Società; la
politica disciplina, inoltre, l’informativa al Consiglio sullo svi-
luppo e sui contenuti significativi del dialogo intervenuto e le
modalità della sua diffusione e aggiornamento.
Al fine di consentire la concreta attuazione di quanto enun-
ciato nella mission e per garantire integrità, trasparenza, cor-
rettezza ed efficacia 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-
PRINCIPALI STRUMENTI NORMATIVI, DI INDIRIZZO E MODELLI DI GESTIONE
SUI TEMI DEL D.LGS. 254/2016
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
Sistema Normativo:
(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, responsa-
bilità 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 modifiche 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.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022164
• le Policy, approvate dal Consiglio di Amministrazione, sono
documenti inderogabili che definiscono i principi e le regole
generali di comportamento che devono ispirare tutte le atti-
vità svolte da Eni al fine di garantire il conseguimento degli
obiettivi aziendali, tenuto conto di rischi e opportunità. Le Po-
licy, trasversali ai processi, sono focalizzate su un elemento
chiave della gestione d’impresa, si applicano a Eni SpA e, pre-
vio recepimento, 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 ap-
provate di norma dal Consiglio di Amministrazione) ed inclu-
dono aspetti di sostenibilità. Le singole MSG emesse da Eni
SpA si applicano alle società controllate, che ne assicurano il
recepimento, salvo esigenze di deroga;
• le Procedure definiscono 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 flussi di comunicazione. Regolamenta-
no l’operatività anche al fine di perseguire gli obiettivi di com-
pliance alle normative locali. Il contenuto è definito nel rispet-
to delle Policy e delle MSG così come recepite dalle società;
• le Operating Instruction definiscono il dettaglio delle modali-
tà operative riferite ad una specifica funzione/unità organiz-
zativa/area professionale o famiglia professionale, ovvero
alle persone e funzioni Eni coinvolte negli adempimenti nelle
stesse disciplinati.
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.
49 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;
· 12 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;
Modelli di Compliance in materia di Responsabilità Amministrativa di Impresa per le Società Controllate 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
Gli strumenti normativi sono pubblicati sul sito intranet azien-
dale e, in alcuni casi, sul sito internet della Società. Inoltre, nel
2020 Eni ha aggiornato il proprio Codice Etico in cui ha rinnova-
to i valori aziendali che caratterizzano l’impegno delle persone
di Eni e di tutte le terze parti che lavorano con l’azienda: integri-
tà, rispetto e tutela dei diritti umani, trasparenza, promozione
dello sviluppo, eccellenza operativa, innovazione, team work e
collaborazione.
Nella prima delle due tabelle successive (pagg. 166-167), oltre
alle Policy e al Codice Etico, sono considerati anche altri docu-
menti Eni, approvati dall’AD e/o dal CdA. Nella seconda tabel-
la (pagg. 168-169) sono invece riportati i modelli di gestione
e organizzazione, tra cui sistemi di gestione, piani pluriennali,
processi e gruppi di lavoro interfunzionali.
Infine, nel corso del 2022, in ottica di miglioramento continuo,
e per accompagnare la strategia di transizione della Società, è
stata avviata un’iniziativa per verificare, anche attraverso l’ana-
lisi di best practice di mercato, eventuali azioni di miglioramen-
to dell’attuale Sistema Normativo di Eni in termini di strumenti e
processo di gestione. Il 26 gennaio 2023 il CdA ha aggiornato le
linee fondamentali della Policy Sistema Normativo, in linea con
le esigenze operative e di governo della nuova strategia che ha
richiesto un’evoluzione dell’architettura del Sistema Normativo
che porterà a: (i) strumenti normativi più fruibili; (ii) processi
decisionali e operativi più snelli e (iii) maggior consapevolezza
del Management nell’individuazione dei rischi e delle azioni per
la loro mitigazione.
165ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
POLICY E POSIZIONI PUBBLICHE DI ENI SULLE TEMATICHE DEL D.LGS. 254/2016
NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050
CAMBIAMENTO CLIMATICO
OBIETTIVO: Contrastare il cambiamento climatico
DOCUMENTI PUBBLICI
Piano strategico 2023-26; Eni’s responsible engagement on climate change within business association; Posizione di Eni sulle biomasse;
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;
• Promozione di un mix energetico a basso impatto carbonico e di un costante impegno nella ricerca e sviluppo;
• Il 100% delle biomasse utilizzate nelle bioraffinerie Eni è certificato secondo schemi volontari EU o sistema italiano di certificazione;
• 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.
ECCELLENZA OPERATIVA
SALUTE E SICUREZZA
OBIETTIVO: Tutelare la salute e la sicurezza delle persone di Eni e dei contrattisti che lavorano per Eni
DOCUMENTI PUBBLICI
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 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;
• Diffondere una cultura della salute e della sicurezza che costituisce impegno costante;
• Rispettare i diritti delle persone e delle Comunità locali dei Paesi in cui opera, con particolare riferimento al massimo livello conseguibile
di salute fisica e mentale;
• Eni effettua valutazioni dei propri impatti reali e potenziali in materia di salute con l’obiettivo di pianificare specifiche azioni di mitigazione.
ECCELLENZA OPERATIVA
PERSONE
OBIETTIVO: Valorizzare le persone Eni
DOCUMENTI PUBBLICI
Dichiarazione Eni sul rispetto dei diritti umani; Policy Eni contro la violenza e le molestie sul lavoro; Codice Etico di Eni.
PRINCIPI
• Stabilire relazioni lavorative caratterizzate da correttezza, eguaglianza, non discriminazione, attenzione e rispetto per la dignità della persona;
• Sostenere modelli organizzativi che valorizzino la cooperazione tra persone provenienti da culture, prospettive ed esperienze diverse;
• Riconoscere la collaborazione come elemento fondante per costruire relazioni solide e durature attraverso le quali raggiungere
gli obiettivi aziendali;
• Promuovere lo sviluppo di una cultura basata sulla diffusione delle conoscenze e credere nella formazione come strumento
per l’arricchimento delle persone, per la diffusione dei valori etici e per il rafforzamento di una corporate identity comune;
• Sostenere modelli organizzativi che valorizzino la cooperazione tra persone provenienti da culture, prospettive ed esperienze differenti;
• Riconoscere alle nostre persone una remunerazione congrua alle responsabilità acquisite e al contributo fornito;
• Vietare senza alcuna eccezione ogni forma di violenza e molestie sul lavoro all’interno della Società.
ECCELLENZA OPERATIVA
RISPETTO PER L'AMBIENTE
OBIETTIVO: Usare le risorse in modo efficiente e tutelare la biodiversità e i servizi ecosistemici (BES)
DOCUMENTI PUBBLICI
“Policy Eni sulla biodiversità e servizi ecosistemici”; “Impegno di Eni a non svolgere attività di esplorazione e sviluppo nei Siti Naturali
del Patrimonio Mondiale dell’UNESCO”; “Posizionamento di Eni sull’acqua”; “La posizione Eni sulle biomasse”; Codice Etico di Eni.
PRINCIPI
• Includere soluzioni innovative volte a ridurre l’impatto delle operazioni mediante un uso efficiente delle risorse naturali, la tutela della biodiver-
sità e della risorsa idrica;
• Impegno a partecipare attivamente al processo di prevenzione dei rischi e salvaguardia dell’ambiente;
• Promuovere lo sviluppo scientifico e tecnologico finalizzato alla tutela dell’ambiente;
• 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, identificando potenziali impatti e azioni di mitigazione (approccio “risk-based”);
• Attraverso l’applicazione della Gerarchia di Mitigazione, dare priorità alle misure di mitigazione preventive rispetto alle correttive;
• Assicurare connessioni tra gli aspetti ambientali e sociali tra cui lo sviluppo sostenibile delle comunità locali.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022166
ECCELLENZA OPERATIVA
DIRITTI UMANI
OBIETTIVO: Rispettare i diritti umani
DOCUMENTI PUBBLICI
Codice Etico di Eni; Dichiarazione Eni sul rispetto dei diritti umani; “Segnalazioni, anche anonime, ricevute da Eni SpA e da società controllate
in Italia e all’estero”; Codice di condotta fornitori; Policy “Alaska Indigenous Peoples”; “Eni contro la violenza e le molestie sul lavoro”.
PRINCIPI
• Assicurare il rispetto dei diritti umani internazionalmente riconosciuti nelle proprie attività e in quelle dei partner commerciali, in linea con
i Principi Guida delle Nazioni Unite su Imprese e Diritti Umani (UNGP) e con le Linee Guida OCSE per le Imprese Multinazionali;
• Sottoporre le proprie attività a un processo di due diligence sul rispetto dei diritti umani. Valutare e monitorare costantemente i propri impatti
reali e potenziali e identificare strategie e soluzioni specifiche per migliorare l’efficacia dell’azione di prevenzione e mitigazione;
• Rispettare i diritti delle persone e delle comunità, riconoscendone e valorizzandone le specificità, con particolare riferimento a cultura, stili di
vita, istituzioni, legami con la terra d’origine e modelli di sviluppo in linea con gli standard internazionali;
• Adottare misure di sicurezza volte a proteggere le persone e gli asset nel rispetto dei diritti umani delle comunità locali;
• Vietare qualsiasi tipologia di molestia di carattere sessuale comunque realizzata;
• Selezionare partner commerciali che rispettino il Codice di Condotta Fornitori Eni, che si impegnino nella prevenzione o mitigazione degli
impatti sui diritti umani e rifiutare ogni forma di lavoro forzato e/o minorile;
• Verificare e offrire, anche in collaborazione con altri, rimedi a eventuali impatti negativi causati (o che abbia contribuito a causare).
ECCELLENZA OPERATIVA
FORNITORI
OBIETTIVO: Sviluppo della supply chain in ottica sostenibile
DOCUMENTI PUBBLICI
Codice di condotta fornitori, posizione Eni sui Conflict Minerals; Codice Etico di Eni; Dichiarazione di Eni sul rispetto dei diritti umani; Eni’s
Slavery and Human Trafficking Statement.
PRINCIPI
• Adottare processi accurati di qualifica, selezione e monitoraggio dei nostri fornitori e partner, basati sui principi di trasparenza e integrità e non
tollerare pratiche collusive, nel pieno rispetto della legalità;
• Definire 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.
ECCELLENZA OPERATIVA
TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE
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”; 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;
• Vietare qualsiasi forma di corruzione senza alcuna eccezione;
• Garantire sempre la conformità a leggi, norme e regolamenti per la prevenzione della corruzione e del riciclaggio applicabili;
• Effettuare iniziative di sensibilizzazione, comunicazione e formazione periodica in materia anti-corruzione e anti-riciclaggio;
• Garantire la comunicazione relativa alla MSG Anti-corruzione alle Terze Parti a Rischio attraverso la previsione di apposite clausole
contrattuali e/o dichiarazioni e promuovere iniziative di formazione e sensibilizzazione ad esse dedicate.
ALLEANZE PER LO SVILUPPO
COMUNITÀ LOCALI
OBIETTIVO: Favorire la relazione con le comunità locali e contribuire a uno sviluppo sostenibile anche attraverso partnership pubblico-private
DOCUMENTI PUBBLICI
Dichiarazione Eni sul rispetto dei diritti umani; Codice Etico di Eni; “Alaska Indigenous Peoples”.
PRINCIPI
• Lavorare insieme alle comunità, alle organizzazioni locali e ai soggetti promotori di sviluppo per favorire una crescita locale autonoma,
duratura e sostenibile;
• In ogni nostra attività, fin dalle prime valutazioni di fattibilità, e in collaborazione con le comunità locali, considerare gli aspetti ambientali,
sociali, in materia di salute e sicurezza e di rispetto dei Diritti Umani;
• Promuovere forme di consultazione continua e trasparente allo scopo di informare le comunità locali e tener conto delle loro aspettative
nelle nostre attività;
• Instaurare relazioni e partnership forti e durature con le comunità in cui operiamo, per costruire un valore condiviso che duri nel tempo.
167ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
• Referente di sostenibilità a livello locale, che si interfaccia con la sede centrale per definire i programmi di sviluppo per le comunità
locali (Local Development Programme) in linea con i piani di sviluppo nazionali, ad integrazione dei processi di business;
• Applicazione processo ESHIA (Environmental, Social and 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 (pianificazione e controllo per fasi secondo la maturità
della tecnologia);
INNOVAZIONE E
DIGITALIZZAZIONE
PERSONE
SALUTE
SICUREZZA
RISPETTO PER
L’AMBIENTE
DIRITTI
UMANI
FORNITORI
TRASPARENZA
E LOTTA ALLA
CORRUZIONE
MODELLI DI GESTIONE E ORGANIZZAZIONE
• Sistema di gestione della salute basato su una piattaforma operativa di provider sanitari qualificati 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;
• Assistenza ed emergenza sanitaria per l’erogazione di servizi sanitari coerenti con le risultanze delle analisi dei bisogni e dei
contesti epidemiologici, operativi e legislativi; attività di preparazione e risposta alle emergenze sanitarie, compresi i piani di
risposta alle epidemie e pandemie;
• Sistema di gestione integrato ambiente, salute e sicurezza dei lavoratori certificato ai sensi della Norma OHSAS ISO 45001 con la
finalità di eliminare o ridurre i rischi a cui i lavoratori sono esposti nello svolgimento delle proprie attività lavorative;
• Sistema di gestione della sicurezza di processo con lo scopo di prevenire rischi di incidente significativo con l’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 certificato ai sensi
della Norma ISO 14001:2015 o EMAS per la gestione ambientale;
• Applicazione processo ESHIA (Environmental, Social and Health Impact Assessment) in tutti i progetti;
• Tavoli tecnici per analisi e condivisione delle esperienze su specifiche tematiche ambientali ed energetiche;
• Analisi di misura di circolarità sito-specifiche: mappatura di elementi 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 interfunzionali 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;
• Programma Sustainable supply chain: iniziative volte al coinvolgimento dei fornitori Eni, ed in generale delle imprese lungo
le filiere industriali, nel percorso di misurazione, definizione di piani di sviluppo e attuazione di azioni di miglioramento del
proprio profilo ESG;
• Modello 231: definisce le responsabilità, attività sensibili e protocolli di controllo in materia di reati di corruzione ai fini del D.Lgs.
231/01 (riferito anche ai reati ambientali, e relativi alla salute e sicurezza dei lavoratori);
• Compliance Program Anti-Corruzione: sistema di regole e controlli per la prevenzione dei reati di corruzione;
• Riconoscimenti del Compliance Program Anti-Corruzione di Eni SpA: certificato ai sensi della Norma ISO 37001:2016;
• Unità anti-corruzione e anti-riciclaggio collocata nella funzione “Compliance Integrata” alle dirette dipendenze dell’AD;
• Processo di gestione e pianificazione 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 interculturali, costruzione di percorsi di sviluppo manageriale trasversali e professionale nelle aree tecniche core,
valorizzazione e inclusione delle diversità;
• Sviluppo di Strumenti Innovativi per la Gestione HR;
• Supporto e sviluppo delle competenze distintive necessarie e coerenti con le strategie aziendali, focus su tematiche di transizione
energetica e di digital transformation, anche tramite il ricorso a Faculty/Academy;
• Sistema di gestione della qualità della formazione aggiornato e conforme alla Norma ISO 9001:2015;
• Assetto organizzativo funzionale al processo di transizione energetica con due Direzioni Generali: Natural Resources, per l’ot-
timizzazione e la progressiva decarbonizzazione del portafoglio Upstream ed Energy Evolution, per l’espansione delle attività bio,
rinnovabili e di economia circolare e dell’offerta di nuove soluzioni e servizi energetici.
• Funzione centrale dedicata che sovraintende la strategia e il posizionamento sul cambiamento climatico;
CAMBIAMENTO
CLIMATICO
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022168
• Piattaforma Stakeholder Management System finalizzata alla gestione e al monitoraggio delle relazioni con gli stakeholder locali e dei grievance;
• Processo di gestione della sostenibilità nel ciclo di business e specifiche 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;
• Funzioni di Open Innovation (Open Innovation & Ecosystems Development; Joule, la scuola di Eni per l’Impresa; Eniverse; Eni Next) che operano in
maniera sinergica per studiare e supportare il mercato dell’innovazione e sperimentare soluzioni innovative e sostenibili rispondenti ad esigenze di
business.
• Promozione della salute iniziative di diffusione della cultura della salute identificate a seguito di analisi degli indicatori di salute disponibili per la
popolazione generale;
• Salute Globale: iniziative volte al mantenimento, protezione e/o miglioramento dello stato di salute delle Comunità e attività di valutazione degli
impatti sulla Salute - Health Impact Assessment.
• Preparazione e risposta alle emergenze con piani che pongono al primo posto la tutela delle persone e dell’ambiente;
• Sistema di gestione della sicurezza di prodotto per la valutazione dei rischi legati a produzione, importazione, immissione sul mercato, acquisto ed
utilizzo di sostanze/miscele al fine di assicurare la salute umana e la tutela dell’ambiente lungo l’intero ciclo di vita;
• Metodologia per l’analisi e la gestione del Fattore Umano nella prevenzione degli incidenti.
• Gruppi di lavoro per la definizione 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;
• Diffusione della cultura ambientale tramite il programma di engagement dei siti e contrattisti.
• Sistema di gestione della security finalizzato 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.
• Processo di Procurement Sostenibile che prevede la verifica delle caratteristiche ESG nonché dell’affidabilità tecnico-operativa, etica e
reputazionale del fornitore in tutte le fasi del processo di procurement (qualifica, procedimento di gara, assegnazione e gestione del contratto)
prevedendo meccanismi premianti e piani d’azione volti a promuovere un percorso di sviluppo sostenibile;
• Vendor Development: funzione dedicata alla definizione di strumenti a supporto del percorso di crescita e trasformazione dei fornitori Eni lungo
le direttrici di “Transizione energetica e sostenibilità”, “Solidità economico finanziaria” ed “Eccellenza Tecnologico digitale”.
• Partecipazione di Eni alle attività Extractive Industries Tranparency Initiative (EITI) a livello internazionale e, nell’ambito dei multistakeholder group
locali di EITI, a livello locale per promuovere un uso responsabile delle risorse, favorendo la trasparenza;
• Modello di Compliance Integrata: definisce, per i vari ambiti di compliance, le attività a rischio valutandone, con un approccio preventivo, il livello di
rischio, modulando in ottica risk-based i controlli e monitorandone nel tempo l’esposizione.
• Sistema di knowledge management per l’integrazione e condivisione del know-how ed esperienze professionali;
• Nuove iniziative di mobilità internazionale per favorire una maggiore esposizione al business e policy dedicata di Mobilità Internazionale più
flessibile e rafforzamento supporti a favore del work-life balance;
• Sistema di gestione delle relazioni industriali a livello nazionale e internazionale: modello partecipativo e piattaforma di strumenti operativi per
favorire il coinvolgimento del personale, in accordo alle convenzioni ILO (International Labour Organization) e alle indicazioni dell’Institute for Human
Rights and Business;
• Sistema di welfare per la conciliazione vita-lavoro.
• Sistemi di gestione dell’energia coordinati con la norma ISO 50001, inclusi nel sistema normativo HSE, per il miglioramento delle performance ener-
getiche e già implementati in tutti i principali siti Mid-Downstream e in fase di estensione a tutta Eni;
• Organizzazione della ricerca e sviluppo tecnologico finalizzata alla realizzazione ed applicazione di tecnologie a bassa impronta carbonica, in piena
integrazione con le fonti rinnovabili, all’utilizzo delle biomasse e alla valorizzazione dei materiali di scarto.
169ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
APPROCCIO RESPONSABILE E SOSTENIBILE
PRINCIPALI RISULTATI 2022 PRINCIPALI IMPEGNI E TARGET
NEUTRALITÀ
CARBONICA
AL 2050
CONTRASTO AL
CAMBIAMENTO
CLIMATICO
Eni ha definito un piano di medio-lungo termine volto a cogliere appieno le oppor-
tunità offerte dalla transizione energetica e ridurre progressivamente l’impronta
carbonica delle proprie attività impegnandosi a raggiungere la totale decarbonizza-
zione di tutti i prodotti e processi entro il 2050.
SDG: 7 9 12 13 15 17
• -33% Net Carbon Footprint UPS e -19% Net Carbon Footprint Eni vs. 2018
• -17% Net GHG Lifecycle Emissions vs. 2018
• -3% Net Carbon Intensity vs. 2018
• Net Zero Carbon Footprint UPS nel 2030 e Eni nel 2035
• Net Zero GHG Lifecycle Emissions e Carbon Intensity nel 2050
ECCELLENZA
OPERATIVA
PERSONE
Eni si impegna a sostenere il percorso di “Just Transition” attraverso il consolidamen-
to e l’evoluzione delle competenze, valorizzando ogni dimensione (professionale e
non) delle proprie persone e riconoscendo i valori della diversità e l’inclusione di tutte
le diversità.
SDG: 3 4 5 8 10
• +0,6 p.p. popolazione femminile vs. 2021
• Tasso di sostituzione donne maggiore di quello di uomini
• +1,2 p.p personale femminile in posizioni di responsabilità vs. 2021
• +0,7 p.p. popolazione under 30 vs. 2021
• +3 p.p. vs. 2020 della popolazione femminile entro il 2030
• >1 tasso di sostituzione donne al 2025
• +5 p.p. popolazione under 30 al 2026 vs. 2021
• +7 p.p. al 2030 presenza dipendenti non italiani in posizione di responsabilità vs. 2021
• +20% ore di formazione al 2026 vs. 2022
SALUTE
Eni considera la tutela della salute delle proprie persone, lavoratori, famiglie e comu-
nità, nei Paesi in cui opera, un requisito e diritto umano fondamentale e ne promuove
il benessere psico-fisico e sociale ponendolo al centro dei propri modelli operativi.
SDG: 2 3 6 8
• €72 mln per attività Salute, incluse spese per iniziative di Salute delle Comunità
• 82.700 registrazioni attività di promozione della salute
• 68% dipendenti con accesso al servizio di supporto psicologico
• ~€267 mln per le attività Salute 2023-26
• 80% dipendenti con accesso al servizio di supporto psicologico entro il 2026
• Iniziative digitali per il monitoraggio e miglioramento della salubrità degli ambienti di
lavoro indoor
SICUREZZA
Eni ritiene che la sicurezza sul lavoro sia un valore essenziale condiviso da dipen-
denti, appaltatori e stakeholder locali per prevenire gli incidenti e proteggere l’inte-
grità degli asset.
SDG: 3 8 9 11 14
• TRIR
(a)
= 0,41; 4 infortuni mortali
• 7 applicazioni della metodologia THEME in sito
• >6K risorse formate sulla Gestione della Sicurezza Operativa
• Mantenimento del TRIR <0,40 nel quadriennio 2023-26; 0 infortuni mortali
• Estensione iniziative digitali in ambito sicurezza alle ditte contrattiste e digitalizzazione dei
processi HSE
• Applicazione del modello di analisi del Fattore Umano sui siti Eni in Italia e all’estero
RISPETTO
PER L’AMBIENTE
Eni promuove la tutela dell’ambiente e della biodiversità, e la gestione efficiente delle
risorse con azioni volte al miglioramento dell’efficienza energetica e alla transizione
verso un’economia circolare, identificando potenziali impatti e azioni di mitigazione.
SDG: 3 6 9 11 12 14 15
• 90% riutilizzo delle acque dolci
• +29% rifiuti generati da attività produttive vs. 2021
• -23% oil spill operativi vs. 2021
• Impegno a minimizzare i propri prelievi di acqua dolce in aree a stress idrico
• Riutilizzo dell’acqua dolce in linea con il trend degli ultimi 5 anni
• Acqua di produzione reiniettata in linea con il trend degli ultimi 5 anni a parità di
perimetro
• Sviluppo di nuove tecnologie per il recupero dei rifiuti 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 responsabilità delle imprese di contribuire
al benessere degli individui e delle comunità locali.
SDG: 1 2 3 8 10 16
• 2.622 persone formate per il programma triennale relativo a DU
• 100% della famiglia professionale Procurement formata sui DU
• 100% dei nuovi fornitori valutati secondo criteri sociali
• 409 partecipanti al workshop Security & Human Rights in Nigeria
• 100% dei nuovi progetti valutati a rischio DU soggetti ad analisi specifiche
• Mantenere il 100% dei nuovi fornitori valutati secondo criteri sociali
• Aggiornamento dei moduli del programma triennale di formazione su business e DU
FORNITORI
Eni si impegna a sviluppare la propria supply chain in chiave sostenibile, coinvolgendo
e supportando le imprese con strumenti concreti per facilitare il percorso di crescita e
miglioramento sulle dimensioni ESG.
SDG: 3 5 7 8 9 10 12 13 16 17
• 52% dei fornitori strategici valutati su percorso sviluppo sostenibile
• ~€4,5 mld di procurato Italia relativo a procedimenti con valutazioni ESG
• Adesione di 15 partner e >10K imprese all’iniziativa Open-es
• €23 mln di mini-bond finanziati dal programma Basket Bond - energia sostenibile
• 100% di fornitori strategici valutati sul percorso di sviluppo sostenibile entro il 2025
• Procedimenti con valutazione ESG per il 75% del procurato Italia entro il 2023 e
per il 50% del procurato estero entro il 2024
• 1.000 fornitori locali esteri coinvolti su Open-es entro il 2023
TRASPARENZA,
LOTTA ALLA
CORRUZIONE
E STRATEGIA
FISCALE
Eni svolge le proprie attività di business con lealtà, correttezza, trasparenza, onestà,
integrità e nel rispetto delle leggi.
SDG: 16 17
• Superamento audit di ricertificazione ISO 37001:2016
• Erogazione a circa 28K dipendenti del nuovo corso “Codice Etico, Anti- Corruzione e
Responsabilità Amministrativa d’Impresa”
• Erogazione a tutti i dipendenti del nuovo corso “Codice Etico, Anti-Corruzione e
Responsabilità Amministrativa d’Impresa”
• Erogazione nuovo corso e-learning sul Compliance Program Anti-Corruzione ai
dipendenti a medio e alto rischio
• Mantenimento della certificazione ISO 37001:2016
ALLEANZE
PER LO SVILUPPO
MODELLO
DI COOPERAZIONE
Le alleanze per lo sviluppo rappresentano l’impegno di Eni per una transizione equa
con un ampio portafoglio di iniziative a favore delle comunità.
SDG: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 13 15 17
• 63K nuovi studenti supportati nell’accesso all’educazione; 128K persone supportate
nell’accesso alla tecnologia clean cooking; 7.8K persone supportate nell’accesso
alla formazione professionale e sostenute nel potenziamento economico
(b)
; 71K
persone sostenute nell’accesso all’acqua potabile; 120K persone sostenute nel
l’accesso ai servizi sanitari
• Al 2026 assicurare l’accesso a: 62,9K studenti all’educazione; 26,1K persone alla
formazione professionale ed al sostegno per il potenziamento economico
(b)
; 97,3K
persone all’acqua potabile; 480K persone ai servizi sanitari
TEMI
TRASVERSALI
INNOVAZIONE
TECNOLOGICA
Per Eni la ricerca, lo sviluppo, l’implementazione rapida di nuove tecnologie rappre-
sentano un’importante leva strategica per la trasformazione del business.
SDG: 7 9 12 13 16
• 70% della spesa R&D dedicata ad attività di decarbonizzazione
• Mantenimento del 70% della spesa R&D su temi relativi alla decarbonizzazione
ogni anno per il quadriennio 2023-26
La Mission esprime con chiarezza l’impegno di Eni nel voler raggiungere l’obiettivo di zero emissioni nette entro il 2050 attra-
verso un approccio di “Just Transition”, ovvero in un’ottica di condivisione dei benefici sociali ed economici con i lavoratori,
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022170
PRINCIPALI RISULTATI 2022 PRINCIPALI IMPEGNI E TARGET
NEUTRALITÀ
CARBONICA
AL 2050
CONTRASTO AL
CAMBIAMENTO
CLIMATICO
Eni ha definito un piano di medio-lungo termine volto a cogliere appieno le oppor-
tunità offerte dalla transizione energetica e ridurre progressivamente l’impronta
carbonica delle proprie attività impegnandosi a raggiungere la totale decarbonizza-
zione di tutti i prodotti e processi entro il 2050.
SDG: 7 9 12 13 15 17
• -33% Net Carbon Footprint UPS e -19% Net Carbon Footprint Eni vs. 2018
• -17% Net GHG Lifecycle Emissions vs. 2018
• -3% Net Carbon Intensity vs. 2018
• Net Zero Carbon Footprint UPS nel 2030 e Eni nel 2035
• Net Zero GHG Lifecycle Emissions e Carbon Intensity nel 2050
ECCELLENZA
OPERATIVA
PERSONE
Eni si impegna a sostenere il percorso di “Just Transition” attraverso il consolidamen-
to e l’evoluzione delle competenze, valorizzando ogni dimensione (professionale e
non) delle proprie persone e riconoscendo i valori della diversità e l’inclusione di tutte
le diversità.
SDG: 3 4 5 8 10
• +0,6 p.p. popolazione femminile vs. 2021
• Tasso di sostituzione donne maggiore di quello di uomini
• +1,2 p.p personale femminile in posizioni di responsabilità vs. 2021
• +0,7 p.p. popolazione under 30 vs. 2021
• +3 p.p. vs. 2020 della popolazione femminile entro il 2030
• >1 tasso di sostituzione donne al 2025
• +5 p.p. popolazione under 30 al 2026 vs. 2021
• +7 p.p. al 2030 presenza dipendenti non italiani in posizione di responsabilità vs. 2021
• +20% ore di formazione al 2026 vs. 2022
SALUTE
Eni considera la tutela della salute delle proprie persone, lavoratori, famiglie e comu-
nità, nei Paesi in cui opera, un requisito e diritto umano fondamentale e ne promuove
il benessere psico-fisico e sociale ponendolo al centro dei propri modelli operativi.
SDG: 2 3 6 8
• €72 mln per attività Salute, incluse spese per iniziative di Salute delle Comunità
• 82.700 registrazioni attività di promozione della salute
• 68% dipendenti con accesso al servizio di supporto psicologico
• ~€267 mln per le attività Salute 2023-26
• 80% dipendenti con accesso al servizio di supporto psicologico entro il 2026
• Iniziative digitali per il monitoraggio e miglioramento della salubrità degli ambienti di
lavoro indoor
SICUREZZA
Eni ritiene che la sicurezza sul lavoro sia un valore essenziale condiviso da dipen-
denti, appaltatori e stakeholder locali per prevenire gli incidenti e proteggere l’inte-
grità degli asset.
SDG: 3 8 9 11 14
• TRIR
(a)
= 0,41; 4 infortuni mortali
• 7 applicazioni della metodologia THEME in sito
• >6K risorse formate sulla Gestione della Sicurezza Operativa
• Mantenimento del TRIR <0,40 nel quadriennio 2023-26; 0 infortuni mortali
• Estensione iniziative digitali in ambito sicurezza alle ditte contrattiste e digitalizzazione dei
processi HSE
• Applicazione del modello di analisi del Fattore Umano sui siti Eni in Italia e all’estero
RISPETTO
PER L’AMBIENTE
Eni promuove la tutela dell’ambiente e della biodiversità, e la gestione efficiente delle
risorse con azioni volte al miglioramento dell’efficienza energetica e alla transizione
verso un’economia circolare, identificando potenziali impatti e azioni di mitigazione.
SDG: 3 6 9 11 12 14 15
• 90% riutilizzo delle acque dolci
• +29% rifiuti generati da attività produttive vs. 2021
• -23% oil spill operativi vs. 2021
• Impegno a minimizzare i propri prelievi di acqua dolce in aree a stress idrico
• Riutilizzo dell’acqua dolce in linea con il trend degli ultimi 5 anni
• Acqua di produzione reiniettata in linea con il trend degli ultimi 5 anni a parità di
perimetro
• Sviluppo di nuove tecnologie per il recupero dei rifiuti 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 responsabilità delle imprese di contribuire
al benessere degli individui e delle comunità locali.
SDG: 1 2 3 8 10 16
• 2.622 persone formate per il programma triennale relativo a DU
• 100% della famiglia professionale Procurement formata sui DU
• 100% dei nuovi fornitori valutati secondo criteri sociali
• 409 partecipanti al workshop Security & Human Rights in Nigeria
• 100% dei nuovi progetti valutati a rischio DU soggetti ad analisi specifiche
• Mantenere il 100% dei nuovi fornitori valutati secondo criteri sociali
• Aggiornamento dei moduli del programma triennale di formazione su business e DU
FORNITORI
Eni si impegna a sviluppare la propria supply chain in chiave sostenibile, coinvolgendo
e supportando le imprese con strumenti concreti per facilitare il percorso di crescita e
miglioramento sulle dimensioni ESG.
SDG: 3 5 7 8 9 10 12 13 16 17
• 52% dei fornitori strategici valutati su percorso sviluppo sostenibile
• ~€4,5 mld di procurato Italia relativo a procedimenti con valutazioni ESG
• Adesione di 15 partner e >10K imprese all’iniziativa Open-es
• €23 mln di mini-bond finanziati dal programma Basket Bond - energia sostenibile
• 100% di fornitori strategici valutati sul percorso di sviluppo sostenibile entro il 2025
• Procedimenti con valutazione ESG per il 75% del procurato Italia entro il 2023 e
per il 50% del procurato estero entro il 2024
• 1.000 fornitori locali esteri coinvolti su Open-es entro il 2023
TRASPARENZA,
LOTTA ALLA
CORRUZIONE
E STRATEGIA
FISCALE
Eni svolge le proprie attività di business con lealtà, correttezza, trasparenza, onestà,
integrità e nel rispetto delle leggi.
SDG: 16 17
• Superamento audit di ricertificazione ISO 37001:2016
• Erogazione a circa 28K dipendenti del nuovo corso “Codice Etico, Anti- Corruzione e
Responsabilità Amministrativa d’Impresa”
• Erogazione a tutti i dipendenti del nuovo corso “Codice Etico, Anti-Corruzione e
Responsabilità Amministrativa d’Impresa”
• Erogazione nuovo corso e-learning sul Compliance Program Anti-Corruzione ai
dipendenti a medio e alto rischio
• Mantenimento della certificazione ISO 37001:2016
ALLEANZE
PER LO SVILUPPO
MODELLO
DI COOPERAZIONE
Le alleanze per lo sviluppo rappresentano l’impegno di Eni per una transizione equa
con un ampio portafoglio di iniziative a favore delle comunità.
SDG: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 13 15 17
• 63K nuovi studenti supportati nell’accesso all’educazione; 128K persone supportate
nell’accesso alla tecnologia clean cooking; 7.8K persone supportate nell’accesso
alla formazione professionale e sostenute nel potenziamento economico
(b)
; 71K
persone sostenute nell’accesso all’acqua potabile; 120K persone sostenute nel
l’accesso ai servizi sanitari
• Al 2026 assicurare l’accesso a: 62,9K studenti all’educazione; 26,1K persone alla
formazione professionale ed al sostegno per il potenziamento economico
(b)
; 97,3K
persone all’acqua potabile; 480K persone ai servizi sanitari
TEMI
TRASVERSALI
INNOVAZIONE
TECNOLOGICA
Per Eni la ricerca, lo sviluppo, l’implementazione rapida di nuove tecnologie rappre-
sentano un’importante leva strategica per la trasformazione del business.
SDG: 7 9 12 13 16
• 70% della spesa R&D dedicata ad attività di decarbonizzazione
• Mantenimento del 70% della spesa R&D su temi relativi alla decarbonizzazione
ogni anno per il quadriennio 2023-26
(a) Total Recordable Injury Rate.
(b) I beneficiari includono solo le persone formate e/o supportate per l’avvio o il rafforzamento di specifiche attività economiche, non i beneficiari per la costruzione di infrastrutture (strade, edifici civili, ecc.) o per le nuove
attività di agri-business in corso di avvio. In alcuni casi i beneficiari non sono oggetto di formazione ma ricevono input, fondi o altro per avviare le attività economiche.
la catena di fornitura, le comunità e i clienti in maniera inclusiva, trasparente e socialmente equa, contribuendo al raggiungi-
mento degli Obiettivi per lo Sviluppo Sostenibile (SDG).
171ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
MODELLO DI GESTIONE DEI RISCHI
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 considerando sia la probabilità di accadi-
mento sia gli impatti, inclusi quelli di natura ambientale, di salute e
sicurezza, sociale, reputazionale che si verrebbero a determinare
in un dato orizzonte temporale al verificarsi del rischio; sono inol-
tre rappresentati, in base alla probabilità di accadimento e all’im-
patto, su matrici che ne consentono il confronto e la classificazio-
ne per rilevanza. I risultati del risk assessment, inclusi i principali
rischi ESG, vengono sottoposti con cadenza semestrale al Colle-
gio Sindacale, al Comitato Controllo e Rischi e al CdA. Il rischio Cli-
mate Change si conferma tra i principali rischi (“Top Risk”): nell’e-
voluzione dello scenario internazionale, la strategia di Eni, volta
a garantire la sicurezza e la sostenibilità del sistema energetico,
mantiene una netta focalizzazione su una transizione energetica
equa e sulla creazione di valore per gli stakeholder. Tra le azioni di
de-risking: decarbonizzazione Upstream anche attraverso energy
efficiency e progetti per la riduzione del flaring; sviluppo di iniziati-
ve Carbon Capture and Storage per i cicli industriali “hard-to-aba-
te”; crescita dei biocarburanti con diversificazione dei feedstock
facendo leva sull’integrazione verticale con la filiera agribusiness;
sviluppo della chimica da fonti rinnovabili e da riciclo; crescita del
portafoglio clienti e della capacità rinnovabile; iniziative per accele-
rare lo sviluppo di tecnologie breakthrough orientate alla decarbo-
nizzazione. In termini di evoluzioni del portafoglio rischi, il “rischio
biologico” si conferma tra i Top Risk con una riduzione dell’impat-
to per il progressivo alleggerimento delle misure di contenimento
relative alla pandemia, mentre si riscontra, alla luce del contesto
internazionale, l’innalzamento del livello di allerta sulla Cyber Se-
curity, con un costante monitoraggio per definire con tempestività
le azioni atte a mitigare gli scenari di rischio ICT.
Per gli effetti della guerra Russia-Ucraina si rinvia al paragrafo
dedicato all’interno della RFA (pag. 140).
Nella tabella sottostante si riporta una vista sintetica dei rischi
ESG di Eni classificati in funzione degli ambiti del Decreto Le-
gislativo 254/2016. Per ogni evento di rischio sono riportati la
tipologia di rischio – Top Risk e non – e i riferimenti di pagina
dove sono esposte le principali azioni di trattamento.
PRINCIPALI RISCHI ESG E LE RELATIVE AZIONI DI MITIGAZIONE
RISCHI
TRASVERSALI
• Rischi connessi alle attività di ricerca e sviluppo DNF - Neutralità carbonica al 2050, pagg. 174-180;
Sicurezza, pagg. 188-190; Rispetto per l’ambiente,
pagg. 190-196.
• Cyber Security
RFA - Risk Management Integrato, pagg. 24-29;
Rischio Cyber Security, pagg. 154-155
• Rapporti con gli stakeholder locali
RFA - Risk Management Integrato, pagg. 24-29;
Rischio Paese, pagg. 144-145; Rischi specifici
dell’attività di ricerca e produzione di idrocarburi,
pagg. 145-146
DNF - Alleanze per lo sviluppo, pagg. 205-207
• Instabilità politica e sociale e Global security risk
RFA - Risk Management Integrato, pagg. 24-29;
Rischio Paese, pagg. 144-145
• Rischi connessi alla Corporate Governance RFA - Risk Management Integrato, pagg. 24-29;
Top risk
(8) Per maggiori informazioni si veda il capitolo Risk Management Integrato a pagg. 24-29.
AMBITI DEL
D.LGS. 254/2016
EVENTO DI RISCHIO
TOP
RISK
PRINCIPALI AZIONI
DI TRATTAMENTO
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022172
NEUTRALITÀ
CARBONICA AL 2050
CAMBIAMENTO
CLIMATICO
Art. 3.2,
commi a) e b)
• Rischio Climate Change:
- Rischi connessi alla transizione energetica
- Rischi fisici
RFA - Risk Management Integrato, pagg. 24-29;
Rischi operation e connessi rischi in materia
HSE, pagg. 146-150; Rischio climate change,
pagg. 137-140
DNF - Neutralità carbonica al 2050 (risk
management), pagg. 174-180
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.
24-29; Rischi specifici dell’attività di ricerca e
produzione di idrocarburi, pagg. 145-146; Rischi
operation e connessi rischi in materia HSE,
pagg. 146-150
DNF - Persone, pagg. 181-187, Sicurezza,
pagg. 188-190
• 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. 24-29;
Rischi specifici dell’attività di ricerca e produzione
di idrocarburi, pagg. 146-150; Rischi operation e
connessi rischi in materia HSE, pagg. 146-150;
Evoluzione della regolamentazione ambientale
pagg. 147-150; Rischio idrico pag. 150; Gestione
emergenze e spill pagg. 150-151
• Incidenti di process safety e asset integrity
• Rischio normativo settore energy
• Permitting
• Rischi in materia ambientale (es. scarsità idrica,
oil spill, rifiuti, biodiversità)
• Coinvolgimento in indagini e contenziosi HSE DNF - Rispetto per l’ambiente, pagg. 190-196
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.
196-199
FORNITORI
Art. 3.1, comma c)
• Rischi connessi alle attività di procurement DNF - Fornitori (gestione dei rischi), pagg. 200-201
TRASPARENZA,
LOTTA ALLA
CORRUZIONE
E STRATEGIA
FISCALE
Art. 3.2, comma f)
• Rischi Compliance (antibribery, privacy, etc.)
RFA - Risk Management Integrato, pagg. 24-
29; Coinvolgimento in procedimenti legali e
indagini anti-corruzione, pagg. 153-157; 160
RCG - Il sistema di controllo interno e di gestione
dei rischi
DNF - Trasparenza, lotta alla corruzione e
strategia fiscale, pagg. 201-204
ALLEANZE
PER LO SVILUPPO
COMUNITÀ
Art. 3.2, comma d)
• Rischi connessi al local content RFA - Risk Management Integrato, pagg.
24-29; Rischio Paese, pagg. 144-145; Rischi
specifici dell’attività di ricerca e produzione di
idrocarburi, pagg. 145-146
DNF - Alleanze per lo sviluppo, pagg. 205-207
Top risk
AMBITI DEL
D.LGS. 254/2016
EVENTO DI RISCHIO
TOP
RISK
PRINCIPALI AZIONI
DI TRATTAMENTO
173ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
NEUTRALITÀ CARBONICA AL 2050
Consapevole dell’emergenza climatica in atto, Eni vuole essere par-
te 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
fine secolo. Eni è da tempo impegnata nel promuovere una disclo-
sure completa ed efficace in materia di cambiamento climatico e in
tal senso conferma l’impegno verso la piena implementazione delle
raccomandazioni della Task Force on Climate Related Financial Di-
sclosure (TCFD) del Financial Stability Board, che Eni ha adottato
sin dal 2017, primo anno di rendicontazione utile.
L’informativa sulla Neutralità Carbonica al 2050 è quindi strut-
turata secondo le quattro aree tematiche indicate dalla TCFD:
Governance, Risk Management, Strategia e Metriche e Target. Di
seguito sono presentati gli elementi chiave di ciascuna tematica;
per una disamina completa della strategia climatica di Eni si ri-
manda ad “Eni for - A just transition” e ulteriori approfondimenti
saranno disponibili nella risposta Eni al questionario CDP Clima-
te Change 2023.
Governance
Ruolo del CdA. La strategia di decarbonizzazione è parte integran-
te della strategia d’impresa di Eni e trova attuazione anche tramite
un sistema strutturato di Corporate Governance, in cui CdA e AD
hanno un ruolo centrale nella gestione dei principali aspetti legati
al cambiamento climatico. Il CdA, in particolare, esamina ed ap-
prova, su proposta dell’AD, il Piano strategico, in cui sono definiti
strategie ed obiettivi riferiti anche al cambiamento climatico ed
alla transizione energetica e a partire dal 2019 esamina ed ap-
prova anche il Piano di medio-lungo termine di Eni, finalizzato a
delineare e monitorare l’evoluzione dei target di decarbonizzazio-
ne e la loro sostenibilità economica e di business su un orizzonte
temporale fino al 2050.
Nello svolgimento di tali attività, a partire dal 2014, il CdA di Eni è
supportato dal Comitato Sostenibilità e Scenari (CSS), comitato en-
doconsiliare istituito su base volontaria, che ha tra gli altri il compito
di approfondire, con cadenza periodica, l’integrazione tra strategia,
scenari evolutivi e sostenibilità del business nel medio-lungo termi-
ne, in ottica di transizione energetica e cambiamenti climatici. Nel
corso del 2022 il CSS ha approfondito diversi temi connessi al cam-
biamento climatico tra cui: le attività R&D per la transizione energe-
tica, i sistemi di carbon pricing, le attività agro-feedstock, i carbon of-
fset Nature & Technology Based, il posizionamento di Eni rispetto ai
peer in materia di obiettivi e strategie climatiche, i risultati di Eni nei
questionari CDP, le risoluzioni sul clima e le disclosure assembleari,
i progetti di Carbon Capture and Storage (CCS) e temi correlati alla
(9) International Energy Agency.
Just Transition. Inoltre, con riferimento alla composizione del Con-
siglio, si segnala che sulla base dell’autovalutazione condotta, circa
il 90% dei Consiglieri ha espresso il proprio giudizio positivo sulle
professionalità in seno al Consiglio – intese in termini di conoscen-
ze, esperienze e competenze (con particolare riguardo ad attività di
consulenza, formazione e pubblicazione in campo energetico e am-
bientale, partecipazione a organismi governativi e non governativi,
nazionali e internazionali, che si occupano di tali tematiche) – e sul
contributo individuale che i singoli Consiglieri ritengono di apporta-
re al CdA in materia di sostenibilità, ESG e transizione energetica,
temi che hanno caratterizzato il lavoro del Consiglio per l’intero
mandato. La centralità di tali competenze viene altresì ribadita
nell’Orientamento agli azionisti sulla composizione ottimale del
futuro Consiglio di Amministrazione, nel quale viene sottolineata
l’importanza di assicurare che gli amministratori di Eni abbiano
una conoscenza delle tematiche relative alla sostenibilità ed al
controllo dei rischi climatici e ambientali, agita in ruoli manageriali
o imprenditoriali e acquisita in contesti industriali comparabili a
quelli nei quali opera la Società.
È riconosciuto unanimemente l’impegno e il commitment
dell’intero Consiglio sui temi della transizione energetica, del
cambiamento climatico, della sostenibilità ed ESG, sia nel pro-
prio ruolo di indirizzo strategico che nella propria attività di
monitoraggio in relazione al percorso di transizione intrapre-
so. Altrettanto significativo il supporto fornito dai Comitati en-
doconsiliari, in particolare il Comitato Sostenibilità e Scenari,
per mantenere continuità di formazione e confronto su questi
temi, che vengono unanimemente visti in crescita prospettica,
insieme ai temi di strategia e di business. Subito dopo la no-
mina del Consiglio e del Collegio Sindacale è stato realizzato
un programma di formazione (cd. “board induction”) per am-
ministratori e sindaci che ha riguardato, tra l’altro, tematiche
relative al percorso di decarbonizzazione e alla sostenibilità
ambientale e sociale delle attività di Eni. L’esposizione eco-
nomico-finanziaria di Eni al rischio derivante dall’introduzione
di nuovi meccanismi di carbon pricing è esaminata dal CdA
sia nella fase preliminare di autorizzazione del singolo investi-
mento, che in quella successiva di monitoraggio semestrale
dell’intero portafoglio progetti. Il CdA è inoltre informato an-
nualmente sul risultato dell’impairment test effettuato sulle
principali Cash Generating Unit. Dal 2021, lo scenario NZE
(Net Zero Emissions) della IEA
9
è incluso tra gli scenari per
le valutazioni di portafoglio (cfr. pagine 137-140, par. “Rischio
Climate Change”). Infine, il CdA è trimestralmente informato
sugli esiti delle attività di risk assessment e monitoraggio dei
top risk di Eni, tra cui è incluso il climate change.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022174
Ruolo del management. Tutte le strutture aziendali sono coin-
volte nella definizione o attuazione della strategia di neutralità
carbonica che si riflette nell’assetto organizzativo di Eni con le
due Direzioni Generali: Natural Resources, attiva nell’ottimizza-
zione e progressiva decarbonizzazione del portafoglio Upstream,
delle iniziative in ambito di Natural Climate Solutions e progetti di
stoccaggio della CO
2
, ed Energy Evolution, attiva nell’espansione
delle attività bio, rinnovabili e di economia circolare e dell’offerta
di nuove soluzioni e servizi energetici. Dal 2019 le tematiche re-
lative alla strategia sul clima sono parte dell’area CFO attraverso
strutture dedicate con lo scopo di sovraintendere al processo di
definizione 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 riflette 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, in linea con quello precedente, prevede
specifici obiettivi di decarbonizzazione, transizione energetica
che include la produzione di biojet ed economia circolare, con
peso complessivo pari al 35%, coerenti con gli obiettivi comu-
nicati al mercato e in un’ottica di allineamento agli interessi di
tutti gli stakeholder. Il Piano di Incentivazione di Breve Termine, in
linea con quello precedente, è anch’esso strettamente connesso
agli obiettivi di trasformazione strategica di Eni includendo obiet-
tivi di decarbonizzazione e transizione energetica coerenti con il
Piano di Incentivazione di Lungo Termine, con un peso comples-
sivo pari al 25% per l’AD e, secondo pesi coerenti con le responsa-
bilità attribuite, per tutto il management aziendale.
Risk management
Il processo per identificare e valutare i rischi climate-related è
parte del Modello di Risk Management Integrato Eni (vedi se-
zione “Risk Management Integrato” della RFA pagg. 24-29) svi-
luppato per assicurare che le decisioni prese tengano conto dei
rischi in un’ottica integrata, complessiva e prospettica. Il pro-
cesso assicura la rilevazione, il consolidamento e l’analisi di tut-
ti i rischi Eni e supporta il CdA nella verifica di compatibilità del
profilo di rischio con gli obiettivi strategici, anche in ottica di me-
dio-lungo termine, monitorando l’evoluzione dei rischi principali
e delle azioni con valenza di de-risking. I rischi, incluso il Clima-
te Change, sono valutati con strumenti quantitativi e qualitativi
considerando sia la probabilità di accadimento sia gli impatti,
inclusi quelli di natura ambientale, di salute e sicurezza, sociale,
reputazionale che si verrebbero a determinare in un dato oriz-
zonte temporale al verificarsi del rischio; tali rischi sono inoltre
rappresentati, in base alla probabilità di accadimento e all’im-
patto, su matrici che ne consentono il confronto e la classifi-
cazione per rilevanza. I rischi connessi al climate change sono
analizzati, valutati e gestiti considerando gli aspetti individuati
nelle raccomandazioni della TCFD che si riferiscono sia ai rischi
legati alla transizione energetica (scenario di mercato, evoluzio-
ne normativa legale e tecnologica e aspetti reputazionali) sia
al rischio fisico (acuto e cronico) connesso al cambiamento
climatico. L’identificazione dei principali rischi di transizione
adotta un approccio integrato bottom-up e top-down. Il primo
viene applicato durante il risk assessment fino al livello di li-
nea di business e consociata e valuta, mediante interviste coi
Risk Owner, i rischi esecutivi relativi alle azioni strategiche di
de-risking del Climate Change. L’approccio Top-down coinvolge
team multidisciplinari (a copertura degli aspetti normativi, lega-
li, tecnologici, etc.) e identifica, anche in ottica di medio-lungo
termine, possibili evoluzioni del contesto. L’analisi tiene conto
sia di fonti esterne (ad es. gli scenari IEA) sia di monitoraggi
interni. Per quanto riguarda il rischio fisico, Eni ha sviluppato
un processo di assessment che include sia i propri asset sia
quelli di terze parti che possono avere impatto sull’operatività
Eni. Il processo, in costante evoluzione anche sulla base delle
risultanze delle prime implementazioni, sulla scorta di dati for-
niti da data provider specialistici, valuta il rischio inerente degli
asset (sulla base della posizione e su un orizzonte temporale di
30 anni) rispetto a 10 rischi identificati (acuti e cronici). Per gli
asset esposti viene valutata la forza e l’efficacia delle azioni di
mitigazione esistenti, identificando il rischio residuo (per singo-
lo asset). Gli asset che risultano ancora esposti vengono analiz-
zati in maniera più dettagliata nell’ambito del processo di Asset
Integrity con una verifica specifica della congruenza tra criteri di
progettazione adottati e le condizioni climatiche prospettiche.
A conclusione del processo, se necessario, vengono identifica-
te ulteriori azioni di mitigazione da implementare. Si riporta in
tabella una sintesi dei principali rischi e opportunità correlati
alla transizione individuati da Eni. Per l’analisi approfondita di
contensto per singolo driver, incluso rischio fisico, si rimanda
alla sezione fattori di Rischio a pagg. 134-160 della RFA.
175ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
RISCHI DI TRANSIZIONE OPPORTUNITÀ
SCENARIO
LOW CARBON
• Incertezza sullo sviluppo dei mercati per nuovi prodotti
• Cambiamento delle preferenze dei consumatori
(es. declino della domanda globale di idrocarburi)
• Perdita di risultato e cash flow
• Rischio di “stranded asset”
• Impatti sui ritorni per l’azionista
• Apertura di nuove opportunità di mercato per prodotti low-carbon
• Sviluppo di energie rinnovabili e low carbon
• Crescita della domanda di idrogeno
• Diversificazione delle materie prime per bioraffinerie e settore chimico
e sviluppo di nuovi prodotti
• Sviluppo della CCS
TEMI
NORMATIVI
E LEGALI
• Nuovi obblighi normativi che impongono un potenziale
incremento dei costi operativi e d’investimento per i business
tradizionali
• Nuovi obblighi normativi che impongono una potenziale
riduzione della domanda di idrocarburi
• Procedimenti in materia di climate change e greenwashing
• Sviluppo di energie rinnovabili e low carbon
• Diversificazione delle materie prime per bioraffinerie e settore chimico
e sviluppo di nuovi prodotti
• Rivalutazione degli asset in chiave circolare
• Interventi di efficientamento energetico con l’adozione di BAT
EVOLUZIONE
TECNOLOGICA
• Riduzione della domanda di idrocarburi per via di breakthrough
tecnologici
• Redditività e rischi specifici di tecnologie per la transizione
• Sviluppo di energie rinnovabili e low carbon
• Sviluppo di nuovi prodotti e servizi attraverso R&S e innovazione
• Partnership per lo sviluppo di soluzioni tecnologiche per la riduzione
delle emissioni
REPUTAZIONE
• Cambiamento delle preferenze dei consumatori
• Deterioramento dell’immagine del settore a fronte di accuse
di greenwashing
• Ricadute sull’andamento del titolo
• Calo attrattività per i risparmiatori retail
• Sviluppo di energie rinnovabili e low carbon
• Ricadute positive sulla percezione degli stakeholder
(es. apprezzamento del titolo)
• Posizionamento distintivo di Eni nei benchmark climatici
• Partnership per la decarbonizzazione
Strategia e obiettivi
Il percorso che porterà Eni alla Neutralità Carbonica nel 2050 si com-
pone di una serie di obiettivi che prevedono prima l’azzeramento del-
le emissioni nette (Scope 1+2) del business Upstream al 2030 e di
tutta Eni al 2035, per poi raggiungere l’azzeramento netto al 2050
di tutte le emissioni GHG Scope 1, 2 e 3 associate al portafoglio dei
prodotti venduti:
• Net Zero Carbon Footprint Upstream (Scope 1+2) @2030, con
target intermedio di - 65% @2025 vs. 2018 e Net Zero Carbon Fo-
otprint Eni @2035;
• -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.
Le emissioni residue verranno compensate attraverso offset,
principalmente da Natural Climate Solutions, che contribuiranno
per circa il 5% della riduzione complessiva delle emissioni di fi-
liera al 2050.
Gli obiettivi di decarbonizzazione di Eni si basano su un piano in-
dustriale di trasformazione che si realizzerà puntualmente in fun-
zione delle dinamiche di mercato e in linea con l’evoluzione della
società e che si basa su soluzioni e tecnologie già disponibili:
• riduzione della produzione di idrocarburi nel medio-lungo termi-
ne con plateau atteso entro il 2030 e crescita progressiva della
componente gas che traguarderà il 60% al 2030 e più del 90%
dopo il 2040;
• incremento della capacità di raffinazione “bio” a più di 5 milioni di
tonnellate entro il 2030, palm oil free da fine 2022 e integrazione
verticale con l’Upstream con 700.000 tonnellate di feedstock en-
tro il 2026;
• progressivo incremento della capacità rinnovabile installata di
Plenitude con oltre 15 GW entro il 2030, per arrivare a 60 GW al
2050 nell’ambito di una crescita della base clienti a più di 20 milio-
ni nel 2050;
• sviluppo di business per la mobilità sostenibile con più di 30.000
punti di ricarica per veicoli elettrici al 2026 e circa 160.000 al 2050;
• progressivo aumento della produzione di nuovi vettori energetici
e fusione magnetica, con il primo impianto operativo atteso nei
primi anni del 2030;
• 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 circa 50 MtCO
2
nel 2050 (Eni
share).
L’evoluzione verso un portafoglio di prodotti totalmente decarbo-
nizzati sarà supportata da una progressiva crescita della quota di
investimenti dedicati a nuove soluzioni energetiche e servizi, che
raggiungerà il 30% degli investimenti complessivi nel 2026, il 70%
nel 2030 e fino all’85% nel 2040. Dopo il 2035, queste attività ge-
nereranno un free cash flow positivo e contribuiranno al flusso di
cassa di Gruppo per circa il 75% in media nel periodo 2040-2050. La
spesa destinata alle attività zero e low carbon sarà pari a €13,8 mi-
liardi
10
nel quadriennio 2023-26. Eni si impegna inoltre ad allineare
i piani e le decisioni di investimento alla strategia di decarbonizza-
zione: la quota di spesa dedicata alle attività Oil & Gas sarà gradual-
mente ridotta e i principali progetti di investimento saranno valutati
in coerenza con i target prefissati di abbattimento delle emissioni e
con l’impegno a eliminare gradualmente gli investimenti in attività o
prodotti “unabated” altamente emissivi come condizione necessa-
ria per raggiungere la neutralità carbonica entro la metà del secolo.
Il piano di decarbonizzazione è integrato nella strategia di finan-
ziamento di Eni, che allinea sostenibilità economica ed ambien-
tale, e ha visto nel 2021 l’emissione del primo sustainability-lin-
(10) In tale spesa, a differenza di quanto previsto dal regolamento della Tassonomia UE, sono ricompresi anche gli interventi effettuati in JV, tutte le spese che contribuiscono alla
riduzione delle emissioni (ad esempio interventi di efficienza energetica e di abbattimento del flaring di routine) e quanto a supporto dello sviluppo della customer base Plenitude.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022176
ked bond del settore O&G e nel 2022 la sottoscrizione di una
linea di credito committed sustainability-linked da €6 miliardi,
entrambi legati agli obiettivi di transizione energetica annunciati
dall’azienda.
Metriche e commenti alle performance
Eni è storicamente impegnata nella riduzione delle proprie
emissioni GHG dirette ed è stata tra i primi del settore ad aver
definito, a partire dal 2016, una serie di obiettivi volti a miglio-
rare le performance relative alle emissioni GHG degli asset
operati, con indicatori specifici che illustrano i progressi finora
conseguiti in termini di riduzione di emissioni di GHG. A questi
si sono aggiunti nel 2020 gli indicatori contabilizzati su base
equity, che fanno riferimento ad una metodologia di contabiliz-
zazione GHG distintiva, che considera tutti i prodotti energetici
gestiti dai vari business Eni, inclusi gli acquisti da terzi, e tut-
te le emissioni che essi generano lungo l’intera filiera (Scope
1+2+3), secondo un approccio well-to-wheel.
La metodologia è stata sviluppata con la collaborazione di
esperti indipendenti e gli indicatori risultanti sono oggetto di
verifica di terza parte nell’ambito del processo di verifica dei
dati GHG Eni (si veda Eni for Sustainability Performance 2022
per relazione del revisore e GHG Statement).
Di seguito sono riportate le performance dei principali indica-
tori equity:
Net GHG Lifecycle Emissions: l’indicatore fa riferimento a tutte
le emissioni Scope 1, 2 e 3 associate alle attività e i prodotti
energetici venduti da Eni, lungo la loro catena del valore e al
netto degli offset principalmente da Natural Climate Solutions.
Nel 2022 l’indicatore è in riduzione di circa l’8% rispetto al 2021,
guidato principalmente dal calo della produzione Upstream e
delle vendite di gas del settore GGP.
Net Carbon Intensity: l’indicatore è calcolato come il rapporto
tra le emissioni assolute nette GHG (Scope 1, 2 e 3) lungo la
catena del valore dei prodotti energetici e la quantità di ener-
gia inclusa negli stessi. Nel 2022 è sostanzialmente stabile
rispetto al 2021 (-0,4%); l’andamento è influenzato da un lato
dall’aumento della produzione di energia rinnovabile (+160%
vs. 2021) in parte compensato dalla riduzione delle vendite
gas di GGP.
Tali metriche sono integrate da specifici indicatori per il monito-
raggio delle emissioni operative:
Net Carbon Footprint Upstream: l’indicatore considera le emis-
sioni Scope 1+2 provenienti dagli asset upstream operati da
Eni e da terzi, al netto degli offset principalmente da Natural
Climate Solutions. Nel 2022 l’indicatore è in miglioramento
dell’11% circa rispetto al 2021 in virtù di un calo delle emissioni
correlato ad una minore produzione Upstream e alla compen-
sazione tramite crediti di carbonio, che ammontano nel 2022 a
3 MtCO
2
eq. I crediti sono legati a progetti Natural Climate Solu-
tions (NCS), di contrasto alla deforestazione.
Net Carbon Footprint Eni: l’indicatore considera le emissioni
Scope 1+2 dalle attività operate da Eni e da terzi, al netto degli
offset principalmente da Natural Climate Solutions. Nel 2022
l’indicatore è in miglioramento di circa l’11% in virtù di un calo
delle emissioni correlato ai business Upstream e Power e alla
compensazione tramite crediti di carbonio, che ammontano nel
2022 a 3 MtCO
2
eq.
Le emissioni indirette GHG Scope 3 vengono contabilizzate in
accordo alle linee guida IPIECA, che prevedono un’analisi per at-
tività. Tra queste, le emissioni GHG legate al consumo finale dei
prodotti venduti (cd. Scope 3, categoria end-use) costituiscono
il contributo più rilevante, e vengono calcolate sulla base della
produzione upstream in quota equity. Queste emissioni rappre-
sentano una quota delle emissioni Scope 3 end-use considerate
negli indicatori Net GHG Lifecycle Emissions e Net Carbon In-
tensity, in particolare rappresentano le emissioni dai consuma-
tori finali dalla filiera upstream Eni. Nel 2022 sono diminuite del
7% rispetto al 2021 per effetto della riduzione delle produzioni di
idrocarburi vendute dal business Upstream. Per le altre categorie
di emissioni Scope 3, l’andamento è sostanzialmente costante
nel periodo 2016-2022.
Con riferimento specifico agli asset operati, si riporta di seguito
una sintesi dell’andamento degli indicatori principali, contabiliz-
zati al 100% secondo il criterio dell’operatore.
Complessivamente, le emissioni dirette di GHG Scope 1 de-
rivanti dalle attività operate da Eni nel 2022 sono state pari
a 39,4 mln di tonnellate di CO
2
eq. in lieve riduzione rispetto al
2021, principalmente per effetto del calo delle emissioni nei
business upstream, power e chimica, parzialmente compensa-
to da un aumento nel settore trasporto e liquefazione gas. Le
emissioni indirette GHG Scope 2, nel 2022 sono diminuite del
3% circa rispetto al 2021, anche in virtù di minori consumi del
settore Chimica (nuovo assetto impianto Porto Marghera). Tali
emissioni sono legate agli acquisti di energia da terzi e desti-
nata al consumo degli asset operati e per Eni sono marginali in
quanto la generazione elettrica avviene prevalentemente trami-
te proprie installazioni.
Gli interventi di efficienza energetica effettuati nell’anno con-
sentono un risparmio effettivo di energia primaria rispetto ai
consumi di baseline di circa 422 ktep/anno derivanti principal-
mente da progetti in ambito upstream (circa 84%), con un bene-
ficio in termini di riduzione di emissioni pari a circa 1 milione di
tonnellate di CO
2
eq. Se si considerano anche le emissioni Sco-
pe 2, ovvero derivanti da energia elettrica e termica acquistate,
il risparmio netto di CO
2
derivante da progetti di energy saving
ammonta a circa 1,1 milioni di ton di CO
2
eq. Nel 2022 i consumi
di fonti primarie di Eni sono diminuiti anche in relazione ai mi-
nori livelli produttivi rispetto al 2021. L’energia totale consumata
è stata pari a 517 milioni di GJ, di cui upstream 226 milioni di
GJ, Power 161 milioni di GJ, R&M 60 milioni di GJ e Chimica 55
milioni di GJ.
177ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(11) In una scala di valutazione da D (minimo) ad A (massimo).
6JKPMVCPMƒPCP\KCTKQKPFKRGPFGPVGEJGFCCPPKEQPFWEGCPCNKUKRGTXCNWVCTGNŨKORCVVQFGNNCVTCPUK\KQPGGPGTIGVKECUWNNGC\KGPFGECTDQPKPVGPUKXGGUWKOGTECVKƒPCP\KCTK
(13) Climate Action 100+ è la più importante iniziativa di shareholder engagement sui temi del climate change che conta ad oggi circa 700 investitori.
(14) Le linee guida sull’engagement responsabile in materia di cambiamenti climatici nelle associazioni di categoria sono consultabili su Eni.com:
https://www.eni.com/assets/documents/investor/2020/eng/Assessment-of-industry-associations-climate-policy-positions.pdf
Per quanto riguarda gli asset operati upstream, la riduzione com-
RNGUUKXCCƒPGFGNNŨKPFKEGQRGTCVQFKKPVGPUKVȃGOKUUKXC5EQRG
1 rispetto al 2014 è di circa il 23%, leggermente in ritardo rispetto
a quanto previsto principalmente a causa dell’epidemia COVID e di
fattori locali in Libia. I progetti di flaring down e CCS in Libia sono in
fase di sanzionamento e si valuterà il loro impatto sulla data di rag-
fase di sanzionamento e si valuterà il loro impatto sulla data di rag-
giungimento del target. Rispetto al 2021 l’indice risulta in leggero au-
mento principalmente per l’uscita di Vår Energy dal dominio operato.
I volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine si sono ridotti
nel 2022 di circa il 9% rispetto al 2021, principalmente per gli in-
VGTXGPVKFKGHƒEKGPVCOGPVQGHNCTKPIFQYPKP'IKVVQGKP0KIGTKC
Anche le emissioni fuggitive sono in riduzione grazie alle cam-
pagne LDAR (Leak Detection And Repair) svolte con cadenza
periodica con riduzione delle emissioni pari a circa 50 ktCO
2
eq.
rispetto al 2021. L’intensità emissiva di metano è in migliora-
mento e pari a 0,08%, in linea con l’impegno di mantenimento
al di sotto del 0,2%.
Il business delle rinnovabili nel 2022 ha raggiunto una capacità
installata da fonti rinnovabili di 2,3 GW (raddoppiando il risulta-
to del 2021). Tale crescita è stata ottenuta grazie allo sviluppo
organico di progetti negli Stati Uniti (Brazoria, Texas), in Spagna
(Cerillares) e in Kazakhstan (Badamsha 2), nonché alle recenti
acquisizioni in Europa (Gruppo PLT e Fortore Energia in Italia e
Cuevas in Spagna) e negli Stati Uniti (Corazon, Texas). La produ-
zione di energia rinnovabile ha raggiunto i 2,8 TWh (più che rad-
doppiando il risultato del 2021), grazie al contributo degli asset in
operation sia sviluppati organicamente che acquisiti.
Rispetto al 2021 la produzione di biocarburanti è in flessione a
ECWUCFKCNEWPGHGTOCVGRTGUUQNCDKQTCHƒPGTKCFK)GNCKPETGUEKVC
le produzioni a Venezia. Per il 2022 l’impegno economico di Eni
KPCVVKXKVȃFKTKEGTECUEKGPVKƒECGUXKNWRRQVGEPQNQIKEQCOOQPVCC
€164 milioni, di cui circa €114 milioni destinati al percorso di ridu-
zione dell’impronta carbonica dei processi, economia circolare,
UHTWVVCOGPVQGPGTIKGTKPPQXCDKNKGHWUKQPGCEQPƒPCOGPVQOC-
gnetico. Tale spesa include, in particolare, alle tematiche di bio-
TCHƒPC\KQPGEJKOKECGRTQFW\KQPGFKGPGTIKCFCHQPVKTKPPQXCDKNK
(incluse le biomasse), stoccaggio energetico, cattura, trasporto,
stoccaggio e riutilizzo della CO
2
, riduzione dell’impronta carboni-
ca dei processi, valorizzazione del gas in ottica di produzione di
idrogeno blu, produzione di idrogeno verde.
Disclosure climatica – La trasparenza nella rendicontazione
connessa al cambiamento climatico e la strategia messa in
atto dall’azienda hanno permesso ad Eni di essere conferma-
ta, anche nel 2022, nella fascia di leadership del programma
CDP Climate Change. Il punteggio ottenuto da Eni, pari ad A-,
risulta superiore sia alla media globale (C) che di settore, che si
attesta sullo score B
11
. Nello stesso anno, la ricerca di Carbon
Tracker
12
sulle Integrated Energy Companies (IEC) ha collocato
Eni prima tra i peer grazie alla completezza della metodologia
emissiva GHG, dei target intermedi di medio-lungo termine e del
perimetro emissivo esteso a tutta la compagnia. Anche il recen-
te Net Zero Company Benchmark della coalizione di investitori
CA100+
13
ha segnalato Eni, per il secondo anno consecutivo,
come una delle società più allineate ai requisiti del Net Zero
Company Benchmark di CA100+ in termini di target di riduzio-
ne delle emissioni GHG, governance e disclosure climatica. La
valutazione di CA100+ rappresenta uno dei principali riferimenti
per il dialogo con gli investitori sui temi correlati alla strategia
climatica.
Impegno nelle partnership – Le partnership sono uno dei dri-
ver strategici del percorso di decarbonizzazione di Eni, che da
tempo collabora con il mondo accademico, la società civile, le
istituzioni e le imprese per favorire la transizione energetica,
consentendo di valorizzare e generare conoscenze, condivide-
re best practice e sostenere iniziative in grado di creare con-
temporaneamente valore per l’azienda e per i suoi stakeholder.
Nell’ambito delle proprie partnership e attività di advocacy, Eni
sostiene e condivide in maniera chiara e trasparente il proprio
posizionamento sui principi ritenuti essenziali nella difesa
del clima, avendo pubblicato, nel 2020, le proprie linee guida
sull’engagement responsabile in materia di cambiamenti clima-
tici all’interno delle associazioni di cui fa parte
14
. L’allineamento
tra il posizionamento di Eni e delle associazioni di business cui
partecipa viene inoltre valutato periodicamente attraverso “l’As-
sessment of industry association’s climate policy positions”
14
.
Tra le numerose iniziative internazionali sul clima a cui Eni par-
tecipa, “l’Oil and Gas Climate Initiative” (OGCI) riveste un ruolo
chiave per l’accelerazione della risposta del settore Oil & Gas
CNNGUƒFGRQUVGFCNECODKCOGPVQENKOCVKEQ%QUVKVWKVCPGN
da 5 società, tra cui Eni, OGCI conta oggi dodici società Oil &
Gas, che rappresentano circa un terzo della produzione globale
di idrocarburi. Gli AD delle società partecipanti siedono in prima
persona nello Steering Committee dell’iniziativa.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022178
(15) Indicatori contabilizzati su base equity.
INDICATORI RELATIVI AI PRINCIPALI TARGET
15
2022 2021 2020 Obiettivo
Net Carbon Footprint upstream (Scope 1+2)
(milioni di tonnellate di CO
2
eq.) 9,9 11,0 11,4 UPS Net zero @2030
Net Carbon Footprint Eni (Scope1+2)
29,9 33,6 33,0 ENI Net zero @2035
Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3)
419 456 439 Net zero @2050
Crediti di carbonio
3 2 1,5 < 25 @2050
Net Carbon Intensity (Scope 1+2+3)
(gCO
2
eq./MJ) 66 67 68 Net zero @2050
Capacità installata da fonti rinnovabili
(a)
MW 2.256 1.188 351 15 GW @2030
Capacità di bioraffinazione
(milioni di tonnellate/anno) 1,1 1,1 1,1 >5 mln tonnellate/anno @2030
(a) Il KPI rappresenta la quota Eni e si riferisce principalmente a Plenitude.
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2022 2021 2020
Totale
di cui società
consolidate
integralmente Totale Totale
EMISSIONI GHG
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)
(milioni di tonnellate di CO
2
eq.) 39,39 23,81 40,08 37,76
di cui: CO
2
equivalente da combustione e da processo 29,77 20,51 30,58 29,70
di cui: CO
2
equivalente da flaring
(a)
6,71 2,64 7,14 6,13
di cui: CO
2
equivalente da venting 2,72 0,55 2,12 1,64
di cui: CO
2
equivalente da emissioni fuggitive di metano 0,20 0,11 0,24 0,29
Indice di efficienza operativa (Scope 1 + Scope 2)
(tonnellate di CO
2
eq./migliaia boe) 32,67 49,10 31,95 31,64
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione lorda di idrocarburi
100% operata (upstream)
20,64 23,54 20,19 19,98
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/energia elettrica equivalente
prodotta (Enipower)
(gCO
2
eq./kWheq) 392,9 393,4 379,6 391,4
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/quantità lavorate in ingresso
(materie prime e semilavorate) dalle raffinerie
(tonnellate di CO
2
eq./migliaia di tonnellate) 233 233 228 248
Emissioni dirette di metano (Scope 1)
(migliaia di tonnellate di CH
4
) 49,6 26,4 54,5 55,9
di cui: fuggitive upstream 7,2 3,6 9,2 11,2
Intensità emissiva di metano upstream
(%) 0,08 n.a. 0,09 0,09
Volume di idrocarburi inviati a flaring
(miliardi di Sm
3
) 2,1 n.a. 2,2 1,8
di cui: di routine Upstream 1,1 n.a. 1,2 1,0
Emissioni indirette di GHG (Scope 2)
(milioni di tonnellate di CO
2
eq.) 0,79 0,55 0,81 0,73
Emissioni indirette di GHG (Scope 3) da utilizzo di prodotti venduti
(b)
164 n.a. 176 185
ENERGIA
Energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili
(c)
(GWh) 2.836 2.249 1.166 393
Consumo di fonti primarie
(milioni di GJ) 498,2 359,1 529,1 515,3
di cui: gas naturale/fuel gas 395,1 260,1 429,0 421,9
di cui: altre fonti primarie 103,1 99,0 100,1 93,4
Energia primaria acquistata da altre società
17,6 14,1 21,7 20,2
di cui. energia elettrica 15,0 11,6 18,3 16,9
di cui: altre fonti
(d)
2,6 2,5 3,4 3,3
Consumo di idrogeno
1,3 1,3 1,7 1,8
179ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2022 2021 2020
Totale
di cui società
consolidate
integralmente Totale Totale
Consumo totale di energia
517,1 374,4 552,5 537,3
Consumo di energia da fonti rinnovabili
5,1 5,1 1,5 0,9
di cui: energia elettrica da fotovoltaico 4,0 4,0 0,6 0,7
di cui: biomasse 1,1 1,1 0,9 0,2
Export di energia elettrica ad altre società
177,8 157,8 183,0 167,7
Export di calore e vapore ad altre società
5,7 5,2 5,4 5,7
Energy Intensity Index (raffinerie)
(%) 115,5 115,5 116,4 124,8
Consumi energetici da attività produttive/produzione lorda
di idrocarburi 100% operata (upstream)
(GJ/tep) 1,41 n.a. 1,45 1,52
Consumo netto di fonti primarie/energia elettrica
equivalente prodotta (Enipower)
(tep/MWheq) 0,18 0,18 0,16 0,17
PRODUZIONE DI BIOCARBURANTI
Produzioni vendute di biocarburanti
(migliaia di tonnellate) 428 428 585 622
R&S
Spesa in R&S
(milioni di euro) 164 164 177 157
di cui: relative alla decarbonizzazione 114 114 114 74
Domande di primo deposito brevettuale
(numero) 23 23 30 25
di cui: depositi sulle fonti rinnovabili 13 13 11 7
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 flaring, aggregando anche i contributi di Refining & Marketing e Chimica, che fino 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.
(d) Sono compresi il vapore, il calore e l’idrogeno.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022180
ECCELLENZA OPERATIVA
Il business di Eni ambisce all’eccellenza operativa attraverso un
impegno continuo per la valorizzazione, la salute e la sicurez-
za delle persone, l’integrità degli asset, la tutela dell’ambiente, il
rispetto dei diritti umani, la resilienza e la diversificazione delle
Il modello di business di Eni si fonda sulle competenze interne, un
patrimonio su cui Eni continua ad investire per assicurarne l’alli-
neamento 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
sfide poste dai cambiamenti tecnologici comportano un importan-
te 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. Nel 2022 sono prose-
guite le iniziative volte alla diffusione e assimilazione nei processi
e nella cultura interna di un nuovo modello di capacità e comporta-
menti volto alla gestione efficace della transizione, avviando anche
processi di revisione dei modelli professionali e l’aggiornamento
delle competenze per la crescita di professionalità più complete e
integrate. Relativamente alla gestione delle proprie risorse Eni ha
avviato un nuovo modello di gestione e sviluppo delle risorse (Peo-
ple Journey) che definisce percorsi di sviluppo lungo tutto il ciclo di
vita aziendale, diversificati e coerenti con il nuovo modello di busi-
ness al fine di valorizzare le diverse professionalità e talenti in una
logica inclusiva, favorire la motivazione, il senso di appartenenza e
la proattività delle persone. In tale ambito nel corso del 2022 sono
stati finalizzati i processi di nomina di circa 400 profili senior in-
dividuati all’interno dei percorsi previsti ed è stata completata la
revisione dei modelli riguardanti circa 4.400 risorse e sono state
avviate le attività di aggiornamento dei modelli che coinvolgeranno
ulteriori 5.700 risorse. Inoltre, sono riprese le iniziative di mobili-
tà interna, registrando per il 2022 un incremento rispetto all’anno
precedente di circa il 28%, anche grazie al miglioramento del sito
di job posting interno, e le iniziative di mobilità internazionale per
favorire una maggiore esposizione internazionale, rafforzando una
cultura trasversale che valorizzi la ricchezza dello scambio conti-
nuo e del confronto tra contesti.
LA CULTURA DELLA PLURALITÀ E DELLO SVILUPPO
DELLE PERSONE
L’approccio di Eni alla Diversity & Inclusion (D&I) è basato sui
principi fondamentali di non discriminazione, pari opportunità e
inclusione di tutte le forme di diversità, nonché di integrazione e
bilanciamento del lavoro con le istanze personali e familiari del-
attività e la solidità finanziaria. Questi elementi consentono ad
Eni di cogliere le opportunità legate alle possibili evoluzioni del
mercato dell’energia e di continuare nel proprio percorso di tra-
sformazione.
le persone di Eni. La strategia D&I si prefigge alcuni principali
obiettivi quali (a) la coniugazione degli obiettivi di business con
la valorizzazione delle unicità; (b) la promozione del benessere
di tutte le persone Eni come singoli e come parte del sistema
aziendale; (c) la realizzazione di un processo di inclusione so-
stenibile. La declinazione della strategia e del piano d’azione
– definito anche grazie ad iniziative di ascolto o di coinvolgi-
mento a tutti i livelli aziendali – prevede di focalizzare gli sforzi
sulle due aree prioritarie di intervento: creazione di un mindset
inclusivo e individuazione di azioni mirate a target specifici qua-
li il genere, l’internazionalità, l’età, la disabilità e l’orientamento
sessuale. Nel 2022 sono proseguite le seguenti iniziative di for-
mazione e comunicazione: (i) D&I Matters, percorso focalizzato
su alcuni ambiti tipici di diversità, analizzati secondo la lente dei
pregiudizi inconsapevoli (Unconscious Bias) e sulle azioni fina-
lizzate al loro superamento; (ii) Eni for Inclusion, mese dedicato
alla diffusione della cultura della valorizzazione delle diversità;
(iii) Community D&I interna di confronto; (iv) contro le discrimi-
nazioni e le molestie, per il management e il personale, anche
in considerazione della nuova norma aziendale, in recepimento
della Convenzione ILO190; (v) campagne di comunicazione vol-
te al sostegno alle donne (es. #IoConLei Orange the world delle
Nazioni Unite per l’eliminazione della violenza contro le donne);
(vi) avvio del progetto di ascolto diretto delle persone all’estero
sui temi D&I. Eni ha, inoltre, proseguito ed arricchito le iniziative
finalizzate al rinforzo della presenza e dell’empowerment fem-
minile anche mediante attività per l’attrazione di talenti femmi-
nili e promozione delle materie tecnico-scientifiche (STEM) tra
le studentesse grazie alla crescente ed efficace testimonianza
delle role model e ambassador e con la valorizzazione della
presenza femminile verso posizioni di responsabilità azienda-
li; inoltre sono state realizzate delle partnership finalizzate a
rafforzare l’empowerment e l’imprenditorialità femminile (es.
Women X Impact). Sono stati avviati progetti specifici per pro-
muovere l’inclusione delle persone con disabilità
16
e i loro fami-
liari quali, per esempio, la realizzazione di un assessment sulla
capacità di accoglienza degli uffici e delle sedi di lavoro (pilota
su 5 edifici) in termini logistici e di utilizzo degli strumenti di
lavoro che hanno consentito di strutturare un piano di lavoro
Persone
(16) L’accezione disabilità applicata comprende tutte le forme di fragilità fisica, cognitiva, sensoriale anche temporanea e occulta.
181ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
per i prossimi anni. Particolare attenzione è stata posta alla dif-
fusione di un mindset inclusivo specialmente sull’orientamento
sessuale e l’identità di genere, attraverso numerose azioni di
ingaggio, ascolto, sensibilizzazione e comunicazione su tutti i
colleghi in Italia e all’estero, pur nel rispetto della normativa dei
Paesi di riferimento. Con un focus sul tema Age, Eni ha rivisto
il percorso delle sue risorse nei primi tre anni dall’assunzione,
con focus specifico sui primi mesi di ingresso. Sono previsti
inoltre programmi di mentoring e di coaching, quest’ultimo par-
ticolarmente consigliato per i nuovi team, in particolare quelli
che affrontano le sfide importanti della transizione. Nel 2022
si è confermata l’attenzione all’internazionalità nell’ottica di va-
lorizzazione del local content attraverso il coinvolgimento del
personale locale nelle attività operative dei singoli Paesi, por-
tando al ricorso al personale espatriato solo per particolari pro-
fessionalità e competenze difficilmente disponibili nel Paese di
riferimento. In aggiunta è stata realizzata un’attività di ascolto
che ha coinvolto 17 Paesi per identificare i target specifici D&I
soprattutto in relazione al contesto locale. Per quanto riguarda
le politiche retributive per i dipendenti Eni, queste sono definite
secondo un modello integrato a livello globale e promuovono
una progressione retributiva collegata esclusivamente a criteri
meritocratici riferiti alle competenze espresse nel ruolo rico-
perto, alle performance conseguite e ai riferimenti del merca-
to retributivo locale. Allo scopo di verificare l’attuazione di tali
politiche, dal 2011, Eni monitora annualmente il gap salariale
tra la popolazione femminile e quella maschile, riscontrando il
sostanziale allineamento delle retribuzioni. Inoltre, in relazione
agli standard ILO (International Labour Organization), Eni effet-
tua annualmente analisi sulla retribuzione del personale locale
nei principali Paesi in cui opera, da cui si evidenziano livelli mini-
mi salariali del personale Eni significativamente 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 Remunerazione e sui com-
pensi corrisposti 2023). Nel 2022, i processi di valutazione delle
performance e di management review hanno coperto rispetti-
vamente il 91% e il 96% della popolazione target, mentre le atti-
vità di valutazione del potenziale il 97% del totale programmato,
in leggera flessione dovuta principalmente all’ingresso di nuove
risorse (in particolar modo all’estero).
FORMAZIONE
La formazione è sempre più strumentale al raggiungimento della
mission aziendale e al supporto del cambiamento attraverso mo-
menti di formazione in aula, distance e di autoapprendimento. Per
incrementare la qualità della formazione sono state portate avanti
anche iniziative di microlearning (metodologia didattica caratteriz-
zata da contenuti formativi di piccole porzioni) con il quale è stata
arricchita la piattaforma, accessibile anche da terzi (Mychange),
di contenuti formativi relativi a transizione energetica, allo svi-
luppo sostenibile e alla trasformazione digitale. Inoltre, anche
quest’anno è continuato il percorso di riqualificazione attraverso
iniziative di upskilling e reskilling, (presentato al Ministero del La-
voro e delle Politiche Sociali un progetto formativo biennale legato
al Contratto di Espansione), per integrare nuove competenze sia
professionali che comportamentali necessarie per l’evoluzione
dei business, o per le sfide poste dall’evoluzione tecnologica e dal
mercato del lavoro. È stato rafforzato l’impegno di formazione sul
nuovo Codice Etico, sui percorsi di induction per neo-assunti, sulla
leadership e, in continuità con gli anni precedenti, anche sulle te-
matiche HSE e Diritti Umani. È stato infine aggiornato un percorso
per favorire un comportamento inclusivo rivolto a tutti i dipendenti
ed erogata una prima edizione a fine anno.
RELAZIONI INDUSTRIALI
In Italia, il 2 maggio 2022 è stato sottoscritto tra Eni, il Ministero
del Lavoro e delle Politiche Sociali e le organizzazioni sindacali
un Contratto di Espansione con validità biennale (2022-23), che
si conferma strumento a supporto della trasformazione fina-
lizzato alla transizione energetica e che consente un ricambio
generazionale, attraverso l’inserimento di nuove professionalità
chiave per il processo di decarbonizzazione l’attuazione di un
importante investimento per la formazione e la riqualificazione
di tutte le persone con percorsi di upskilling e reskilling e nel
contempo un importante piano di turn over. Nel 2022 sono pro-
seguiti gli incontri con le organizzazioni sindacali previsti dal
Protocollo INSIEME “Modello di relazioni industriali a supporto
del percorso di transizione energetica” e nel mese di novembre
è stato sottoscritto l’accordo di integrazione del premio di risul-
tato, con cui si è voluto riconoscere lo straordinario contributo
dato dalle persone Eni al raggiungimento dei risultati positivi
della società attraverso un incremento del 30% del premio di
competenza 2022 con contestuale anticipo di quota parte nel
mese di novembre. Il 12 dicembre 2022 è stato sottoscritto con
le organizzazioni sindacali NOI - Protocollo iniziative e servizi
per il well-being delle persone Eni che prevede il potenziamento
del welfare con interventi in ambito sanitario, previdenziale, per
il supporto al reddito, housing e per il supporto nella gestione
familiare al fine di ricercare un giusto bilanciamento delle atti-
vità lavorative con un approccio sempre più attento alla sfera
personale e sociale, di essere sempre più vicino alle esigenze
delle persone migliorando ulteriormente l’offerta dei servizi esi-
stenti, rendendone più facile l’accesso su tutto il territorio.
All’estero, a giugno 2022, si sono svolti gli incontri di relazio-
ni industriali internazionali quali il 25° incontro del Comitato
Aziendale Europeo (CAE) dei dipendenti Eni, l’incontro dell’Os-
servatorio 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 Responsabi-
lità Sociale dell’Impresa. Gli incontri si sono incentrati sui temi
dell’impegno di Eni per una transizione energetica equa e giu-
sta nell’ambito del suo percorso di decarbonizzazione, compre-
se le iniziative R&D, e presentando il modello Eni Plenitude ed il
modello della bio-circular economy di Versalis
17
. In un’ottica di
(17) Versalis è la società chimica di Eni, impegnata nella chimica sostenibile e circolare per contribuire alla transizione energetica.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022182
sempre maggiore integrazione della strategia Eni con i modelli
di partecipazione, anche in chiave transnazionale, la transizio-
ne energetica è stata inserita tra i temi oggetto di informazione
e consultazione del CAE. L’accordo CAE è stato rinnovato per
un ulteriore quadriennio.
Nel corso dell’anno è stata altresì avviata una graduale esten-
sione della disciplina dello Smart Working alle realtà all’estero.
WELFARE AZIENDALE E WORK-LIFE BALANCE
Eni si è dotata di un sistema di welfare aziendale e di bene-
fit che comprende un insieme di servizi, iniziative e strumen-
ti, rivolti a migliorare il benessere dei dipendenti. Il modello
di Smart Working (SW) Eni (accordo sottoscritto ad ottobre
2021) prevede per tutti i dipendenti in Italia 8 gg/mese per le
sedi uffici e 4 gg/mese per i siti operativi e numerose opzioni
Welfare a sostegno non solo della genitorialità e disabilità ma
anche della salute delle persone o dei loro familiari conviventi,
ulteriormente arricchito con un’opzione per gestire casi di pro-
blemi di salute temporanei, improvvisi e non pianificabili di un
componente convivente del nucleo familiare. Il modello di SW
è stato progressivamente adottato anche in altri Paesi in co-
erenza con le normative locali. Inoltre, sempre relativamente
alla genitorialità, in tutti i Paesi di presenza, Eni ha continuato
a riconoscere: 10 giorni lavorativi retribuiti al 100% ad entram-
bi i genitori, 14 settimane minime di congedo per il primary
carer come da convenzione ILO e il pagamento di un’indennità
pari ad almeno i 2/3 della retribuzione percepita nel periodo
antecedente. Per quanto riguarda i servizi di welfare, Eni ha
un sistema di benefit che vanno dalla tutela della salute alla
copertura previdenziale, dai servizi ricreativi ed educativi a
quelli finanziari e assicurativi, dalla mobilità alla ristorazione;
in aggiunta, nel corso dell’anno sono stati progettati ulteriori
servizi, che verranno erogati nel 2023, sulla base dell’ascolto
delle seguenti esigenze emergenti: armonia fra vita privata-vi-
ta professionale, benessere psicofisico, esigenze di care gi-
ving e neo-genitorialità.
SALUTE
Eni considera la tutela della salute un diritto umano fondamen-
tale e promuove il benessere psico-fisico e sociale delle proprie
persone, delle famiglie e delle comunità dei Paesi in cui opera
(si veda capitolo “Alleanze per lo sviluppo”). L’estrema variabi-
lità dei contesti lavorativi richiede il costante aggiornamento
delle matrici di rischio sanitario e rende particolarmente sfi-
dante garantire la salute in ogni fase del ciclo di business. Per
affrontare tale sfida, Eni ha sviluppato un sistema di gestione
salute, integrato in tutte le realtà operative, che comprende le
attività di medicina del lavoro, igiene industriale, medicina del
viaggiatore, assistenza sanitaria ed emergenza medica, ini-
ziative di promozione della salute, attività di valutazione degli
impatti delle operazioni aziendali sulla salute delle comunità,
nonché programmi specifici a supporto delle comunità presso
cui opera. La strategia per la gestione della salute è orientata,
oltre che al mantenimento e miglioramento continuo dei ser-
vizi salute, a: (i) potenziare l’accesso all’assistenza per tutte
le persone Eni; rafforzare gli interventi a favore delle comuni-
tà; potenziare i presidi emergenziali e i servizi e le iniziative a
supporto di situazioni di fragilità, in particolare in riferimento
alla pandemia del COVID-19, e a tutela della salute mentale; (ii)
diffondere la cultura della salute attraverso iniziative a favo-
re dei lavoratori, dei loro familiari e delle comunità identificate
a valle della analisi degli indicatori di salute disponibili per la
popolazione generale; (iii) implementare le attività di medicina
del lavoro anche con il contributo di attività di ricerca scientifi-
ca ed in considerazione dei rischi, collegati ai nuovi progetti e
ai processi industriali, e delle risultanze delle attività di igiene
industriale; (iv) promuovere la digitalizzazione dei processi e
dei servizi sanitari attraverso l’utilizzo di tecnologie dell’infor-
mazione, della telemedicina e della comunicazione mobile. Nel
2022 è proseguita in tutte le società l’implementazione del si-
stema di gestione per promuovere e mantenere la salute e il
benessere, fisico, mentale e sociale, delle persone Eni e assicu-
rare un’adeguata gestione del rischio negli ambienti lavorativi.
Tra le iniziative si evidenziano il lancio pilota di un progetto di
assistenza domiciliare e digitale “Più Salute” per i dipendenti e
i loro famigliari; l’attivazione di un servizio di PFA (Psycholo-
gical First Aid) in caso di eventi catastrofici, improvvisi e ina-
spettati attraverso un provider esterno composto da psicologi
specialisti, disponibile per il 100% dipendenti; il rafforzamento
delle attività di promozione della salute attraverso nuovi stru-
menti digitali di comunicazione interna. È proseguita l’attività
di ricerca in collaborazione con centri di ricerca e università
per la valutazione degli impatti salute relativi ai nuovi processi
produttivi e modelli di business legati alla transizione energe-
tica. Sono stati rafforzati la collaborazione con le istituzioni
sanitarie nei Paesi di presenza ed il presidio di organizzazioni
internazionali, tra cui un contributo alla stesura di un report
del WBCSD sul ruolo delle aziende per contribuire al raggiun-
gimento della salute globale. Infine, in relazione all’emergenza
COVID-19, sono proseguite iniziative specifiche per supportare
le unità di business attraverso: il monitoraggio degli aggior-
namenti epidemiologici e delle nuove linee guida emesse da
organi internazionali; l’aggiornamento continuo e attuazione di
misure ai fini della prevenzione e del contenimento; l’attuazio-
ne di misure di medicina dei viaggi per la riduzione del rischio
per il personale in trasferta; l’utilizzo del servizio di trasporto
internazionale con supporto medico per il personale in gravi
condizioni di salute.
Metriche e commenti alle performance
OCCUPAZIONE E DIVERSITY
Overview - L’occupazione complessiva è pari a 31.376 persone
di cui 20.471 in Italia (65,2% dell’occupazione) e 10.905 all’estero
(34,8% dell’occupazione). Nel 2022 l’occupazione a livello mondo
si riduce di 512 persone rispetto al 2021, pari al -1,6%, con una
riduzione sia in Italia (-161 dipendenti) sia all’estero (-351 dipen-
denti). La diminuzione dell’occupazione è collegata: (i) in Italia
183ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
all’uscita di personale, realizzata attraverso strumenti straordinari
che minimizzano l’impatto sociale (Contratto di Espansione e Iso-
pensione), compensata quasi integralmente da nuove assunzioni
e acquisizioni; (ii) all’estero ad operazioni di M&A (cessioni e de-
consolidamenti) relativamente all’ottimizzazione del portafoglio di
business in ambito Natural Resources. Nel 2022, la presenza fem-
minile ha registrato un incremento rilevante di 0,6 punti percentua-
li vs. il 2021 con una contestuale crescita anche nelle posizioni di
responsabilità (1,2 punti percentuali verso il 2021).
Assunzioni - Complessivamente, nel 2022 sono state effet-
tuate 2.524 assunzioni (+93% ca. vs. 2021 ) di cui 1.796 con
contratti a tempo indeterminato (+86% ca. vs. 2021). Circa il
47% delle assunzioni a tempo indeterminato ha interessato di-
pendenti fino ai 30 anni di età. Del totale delle assunzioni, circa
il 66% ha riguardato la Direzione Energy Evolution (1.656 di cui
1.199 a tempo indeterminato e 457 a tempo determinato), il
20% ha riguardato la Direzione Natural Resources (totale 502
di cui 319 a tempo indeterminato e 183 a tempo determinato)
e il rimanente 14% Support Functions (totale 366 di cui 278 a
tempo indeterminato e 88 a tempo determinato).
Risoluzioni - Sono state effettuate 2.683 risoluzioni (1.556 in
Italia e 1.127 all’estero) di cui 2.215 di dipendenti con con-
tratto a tempo indeterminato
18
, con un’incidenza di personale
femminile pari a ca. il 30%. Il 40% dei dipendenti con contratto
a tempo indeterminato che ha risolto il rapporto di lavoro nel
2022 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 2022 la misura più importante degli ultimi 4 anni,
pari al 12,6%.
Tasso di Turnover - Il processo di trasformazione di Eni, che
necessita di un forte ricambio di competenze per sostenere la
transizione energetica, si rileva anche dall’andamento del tasso
di turnover che registra nel 2022 la misura più importante degli
ultimi 4 anni (2019: 9,8%; 2020: 6,1%; 2021: 10,5%; 2022: 12,6%).
Nell’ambito delle azioni di inclusività ed Age Diversity, i dati di
turnover di personale femminile e popolazione under 30 sono in
aumento vs. il 2021: turnover donne (pari a 16,2% vs. turnover
uomini 11,3%) cresce di 4,9 p.p., mentre il turnover under 30 di
18,7 p.p. Il turnover per il personale di fascia età 30-50 è in leg-
gero aumento vs. il 2021 (+3,2 p.p), mentre quello del personale
over 50 è sostanzialmente stabile.
Diversity & Inclusion - Nel 2022 la percentuale del personale fem-
minile cresce di 0,6 p.p. vs. il 2021 e si attesta al 26,86%, così sud-
diviso per qualifica (rapporto totale donne sul totale): 17,51% dei
dirigenti, 29,67% dei quadri, 30,73% degli impiegati, 13,86% degli
operai. La percentuale complessiva di donne negli organi di am-
ministrazione delle società controllate è rimasta invariata rispetto
al 2021, ed è pari al 24%, mentre è in flessione, rispetto al passato,
la percentuale complessiva di donne negli organi di controllo delle
società controllate che nel 2022 si attesta al 38% (43% nel 2021).
Nel 2022, è aumentata la percentuale delle donne in posizioni di re-
sponsabilità raggiungendo un valore pari a 28,5% rispetto al 27,3%
registrato nel 2021, su un totale di donne pari al 26,86% dell’oc-
cupazione complessiva. In Eni, il 33% delle figure a diretto riporto
dell’AD sono donne. Le assunzioni a tempo indeterminato di donne
nel 2022 sono complessivamente 662 su 1.796 totali pari al 36,9%,
in aumento vs. 2021 di ca. +4,4 p.p. con una crescita superiore a
quella mediamente attesa rispetto ai target stabiliti al 2030 (tar-
get Gender Diversity: 2030 vs. 2020 +3 p.p., crescita media annua
+0,3 p.p.). Negli ultimi anni ca. il 20% delle risorse che occupano
posizioni di responsabilità sono risorse locali estere, dato sostan-
zialmente in linea rispetto al 2021 con una leggera flessione di -0,8
p.p. anche a causa delle variazioni dell’area di consolidamento
(deconsolidamento Angola e cessione Pakistan). La popolazione
Eni è composta da 108 nazionalità diverse. In Italia, le risorse a
ruolo Eni e società controllate appartenenti alle categorie protette
(legge 68/99) sono circa 850. Nel 2022 sono stati registrati oltre
60 nuovi dipendenti appartenenti a categorie protette. Inoltre, Eni
ha sottoscritto impegni istituzionali per l’inserimento, nell’arco dei
prossimi anni, di ca. 120 risorse, impegno che sarà ulteriormente
incrementato fino a ca. 250 risorse.
Occupazione in Italia - In Italia sono state effettuate 1.213
assunzioni di cui 1.096 a tempo indeterminato (35,2% donne).
La riduzione dell’occupazione di -161 unità (-0,8%), effettua-
ta attraverso un piano straordinario di uscite, unitamente ad
un selettivo e puntuale piano di turnover, hanno consentito di
incrementare del 12,7% la popolazione under 30 a favore di
una riduzione delle fasce di età senior: la popolazione over 50
si è ridotta del -5,8%. Sempre in Italia, nel 2022 si registrano
1.556 risoluzioni, di cui 1.437 a tempo indeterminato (di cui
il 26% ca. di donne). Complessivamente in Italia si registra a
fine 2022 un rapporto di sostituzione tra nuove assunzioni e
risoluzioni a tempo indeterminato di ca. 1:1,3 (1 ingresso a
fronte di 1,3 uscite).
Occupazione all’estero - La presenza media di personale loca-
le all’estero è sostanzialmente costante e mediamente intorno
all’87% nell’ultimo triennio. All’estero nel 2022 sono state effet-
tuate 1.311 assunzioni di cui 700 a tempo indeterminato (di cui
il 39,4% di donne). Il saldo tra assunzioni e risoluzioni all’estero
a fine anno è pari a +184 di cui 1.311 assunzioni (65% Direzione
Energy Evolution; 26% Direzione Natural Resources; 9% Sup-
port Functions) e 1.127 risoluzioni di cui 778 a tempo indeter-
minato. Di questi, il 25,3% ha riguardato dipendenti con età in-
feriore a 30 anni, e il 37,5% ha riguardato personale femminile.
All’estero, si registra una diminuzione di -351 risorse (-3,1%) ri-
(18) Di cui circa il 56% per pensionamenti e il 38% per dimissioni.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022184
(19) I dati considerano le ore di formazione fruite dai dipendenti. I dati 2020-21 sono stati opportunamente riesposti a valle del cambio metodologia nel calcolo dell’indicatore.
spetto all’anno precedente a fronte di -430 risorse locali (-4,3%)
principalmente riferiti a variazioni di perimetro, +9 espatriati ita-
liani (+0,9%), +70 risorse internazionali (+22%). All’estero opera-
no complessivamente 1.384 espatriati (di cui 1.001 italiani e 383
espatriati internazionali).
Occupazione per linea di business - Le assunzioni a tempo in-
determinato hanno riguardato, per circa il 25%, il settore della
chimica che si è rinforzata sia nei Paesi con attività tradizionali
(es. Francia, UK) sia in Paesi con attività nuove (es. Messico,
India, Romania). Il potenziamento ha riguardato inoltre le aree
di business Retail Market G&P, Upstream e Support, che hanno
ulteriormente consolidato il loro assetto delle competenze. Le
risoluzioni hanno riguardato principalmente i business Upstre-
am (19%), Chimica (22%) e Support (24%).
Età media - L’età media delle persone Eni nel mondo è di 45,1
anni (45,9 in Italia e 43,6 all’estero), invariata rispetto al 2021;
tale risultato è stato conseguito grazie all’importante lavoro di
turnover realizzato attraverso il ricorso agli strumenti straor-
dinari di incentivazione all’esodo (Contratto di espansione ed
isopensione) combinato con un importante programma di as-
sunzione rivolto in particolare alle professionalità innovative:
49 anni (49,7 in Italia e 47,2 all’estero) per dirigenti e quadri,
44,2 anni (45 in Italia e 42,6 all’estero) per impiegati e 41 anni
(40,2 in Italia e 41,9 all’estero) per il personale operaio.
REMUNERAZIONE
Eni monitora annualmente l’equità salariale, principio esplici-
tamente richiamato nelle disposizioni di attuazione annuale
delle politiche retributive, anche al fine di valutare eventua-
li azioni correttive. In particolare, nel 2022, il rapporto tra la
remunerazione dell’AD/DG e la mediana dei dipendenti Italia
(principale sede operativa) risulta pari a 35 per la remunera-
zione fissa e a 137 per la remunerazione totale; considerando
tutti i dipendenti, tali rapporti risultano pari rispettivamente a
35 e 140. La remunerazione totale di tutti i dipendenti rispetto
al 2021 è variata del 5,8% mentre quella dell’AD/DG è variata
del 5,3%. Il pay ratio di genere calcolato per categoria profes-
sionale presenta un sostanziale allineamento delle remunera-
zioni delle donne e degli uomini per middle manager e impie-
gati mentre per senior manager e operai gli scostamenti sono
riferibili principalmente ad una più ridotta presenza femminile.
L’indicatore a livello complessivo, senza considerare le cate-
gorie, risulta a livello globale pari a 101 per la remunerazione
fissa (Italia 102) e 97 per la remunerazione totale (Italia 98).
RELAZIONI INDUSTRIALI
In Italia il 100% dei dipendenti è coperto da contrattazione
collettiva in virtù delle normative vigenti. All’estero, in rela-
zione alle specifiche normative operanti nei singoli Paesi di
presenza, tale percentuale si attesta al 54,87%. Nei Paesi in
cui i dipendenti non sono coperti da contrattazione collettiva,
Eni assicura in ogni caso il pieno rispetto della legislazione in-
ternazionale e locale applicabile al rapporto di lavoro nonché
alcuni più elevati standard di tutela garantiti da Eni in tutto
il gruppo attraverso l’applicazione di proprie policy aziendali
worldwide.
FORMAZIONE
Nel 2022 i trend di formazione sono rimasti tendenzialmente
costanti rispetto al 2021: sia il valore totale di ore fruite che il
valore medio confermano i risultati del 2021 con un valore di
31,1 a dipendente con una diversa combinazione sulle catego-
rie professionali; si registra però un leggero incremento della
spesa media di circa l’1,4% rispetto al 2021 anche dovuta alla
ripresa della formazione in presenza. Questo fenomeno ha in-
ciso anche sul mix della modalità di erogazione: quest’anno la
formazione a distanza ha avuto una lieve riduzione passando
dal 62%
19
al 57%.
SALUTE
Nel 2022, il numero di servizi sanitari sostenuti da Eni è pari a
384.291, di cui 243.118 a favore di dipendenti, 72.261 a favore di
familiari, 61.230 a favore di contrattisti e 7.682 a favore di altre
persone (ad esempio visitatori e pazienti esterni). Il numero di
partecipazioni ad iniziative di promozione della salute nel 2022
è pari a 82.700, di cui 63.760 dipendenti, 16.019 contrattisti e
2.921 familiari. Per quanto riguarda le malattie professionali,
nel 2022 si registrano 29 denunce, di cui 3 riguardanti persona-
le attualmente impiegato e 26 relative ad ex dipendenti. Delle
29 denunce di malattia professionale presentate nel 2022, 2
sono state presentate da eredi (tutte relative ad ex dipendenti).
Nell’ambito delle iniziative digitali per il monitoraggio della salu-
brità degli ambienti di lavoro indoor, nel 2022 sono stati testati
20 sensori presso i siti operativi on-shore in Italia e si prevede
di estendere la sperimentazione di 80 sensori, includendo l’off-
shore e l’estero, entro il 2026.
185ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2022 2021 2020
OCCUPAZIONE E DIVERSITY
(a)
Dipendenti
(b)
(numero) 31.376 31.888 30.775
Donne
8.427 8.360 7.559
Italia
20.471 20.632 21.170
A tempo indeterminato 20.340 20.512 21.162
A tempo determinato 131 120 8
Part-time 287 324 359
Full-time 20.184 20.308 20.811
Lavoratori atipici interinali (agency workers, contractors, etc.) 259 100 65
Estero
10.905 11.256 9.605
A tempo indeterminato 10.084 10.599 9.003
A tempo determinato 821 657 602
Part-time 288 141 126
Full-time 10.617 11.115 9.479
Lavoratori atipici interinali (agency workers, contractors, etc.) 2.433 2.728 2.329
Africa
2.867 3.189 3.143
Americhe
1.872 1.731 925
Asia
2.520 2.786 2.432
Australia e Oceania
89 88 87
Resto d'Europa
3.557 3.462 3.018
Under 30
2.771 2.587 2.037
30-50
17.803 17.302 17.225
Over 50
10.802 11.999 11.513
Dipendenti all’estero locali
(%) 87 88 87
Dipendenti per categoria professionale:
(numero)
Dirigenti 948 966 965
Quadri 9.056 9.113 9.172
Impiegati 15.479 15.554 15.941
Operai 5.893 6.255 4.697
Dipendenti per titolo di studio:
Laurea 15.885 15.583 15.345
Diploma 13.032 13.564 12.826
Licenza media 2.459 2.741 2.604
Dipendenti a tempo indeterminato
30.424 31.111 30.165
Dipendenti a tempo determinato
952 777 610
Dipendenti full-time
30.801 31.423 30.290
Dipendenti part-time
(c)
575 465 485
Lavoratori non dipendenti (atipici interinali)
2.692 2.828 2.394
Assunzioni a tempo indeterminato
1.796 967 607
Risoluzioni da contratto a tempo indeterminato
2.215 2.275 1.323
Tasso di turnover
(d)
(%) 12,6 10,5 6,1
Presenza donne negli organi di amministrazione delle società del Gruppo Eni
24 24 26
Presenza donne negli organi di controllo delle società del Gruppo Eni
(e)
38 43 37
Dirigenti e quadri locali all’estero
17,73 18,03 19,13
Dipendenti non italiani in posizioni di responsabilità
19,8 20,6 18,6
Anzianità lavorativa
Dirigenti (anni) 22,62 22,77 23,21
Quadri 18,86 19,59 20,40
Impiegati 15,99 16,56 17,03
Operai 12,79 13,23 14,15
Dipendenti che hanno usufruito del congedo parentale
(f)
(numero) 522
di cui: uomini (rientrati) 129
di cui: donne (rientrate) 393
Tasso di rientro al lavoro dopo congedo parentale
(f)
(%) 98,08
di cui: uomini 95,35
di cui: donne 98,98
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022186
PAY RATIO DI GENERE - 2022
(a)
Remunerazione fissa Remunerazione totale
DIPENDENTI ITALIA
Pay ratio (donne vs. uomini)
Senior Manager 86 79
Middle Manager e Senior Staff 97 98
Impiegati 102 103
Operai 91 91
TUTTI I DIPENDENTI IN ITALIA E ALL’ESTERO
Pay ratio (donne vs. uomini)
Senior Manager 85 80
Middle Manager e Senior Staff 93 92
Impiegati 100 100
Operai 92 93
(a) Il pay ratio di genere è calcolato come rapporto della retribuzione media delle donne e la retribuzione media degli uomini.
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2022 2021 2020
RELAZIONI INDUSTRIALI
Dipendenti coperti da contrattazione collettiva
(%) 87,72 81,6 83,40
Italia 100 100 100
Estero 54,87 41,6 41,78
FORMAZIONE
Ore di formazione fruite
(g)
(numero) 939.393 960.152 926.407
Ore di formazione fruite medie per dipendente per categoria professionale
(g)
31,1 31,3 29,6
Dirigenti 26,6 30,0 23,5
Quadri 28,3 31,9 26,2
Impiegati 31,7 30,0 32,2
Operai 35,1 35,0 29
Spesa media per formazione e sviluppo per dipendenti full-time
(€) 908,2 895,8 716,1
SALUTE
Denunce di malattie professionali ricevute
(numero) 29 30 28
Dipendenti 3 7 7
Precedentemente impiegati 26 23 21
(a) Dal 2022 i dati relativi all’Occupazione includono FinProject.
(b) I dati differiscono rispetto a quelli pubblicati nella Relazione Finanziaria perché comprendono le sole società consolidate integralmente.
(c) Si evidenzia una percentuale più elevata di donne (5,9% sul totale delle donne) con contratto part-time, rispetto agli uomini che sono lo 0,3% sul totale degli uomini.
(d) Rapporto tra il numero delle Assunzioni + Risoluzioni dei contratti a Tempo Indeterminato e l’occupazione a Ruolo a Tempo Indeterminato dell’anno precedente.
(e) Per l’estero sono state considerate solo le società in cui opera un organo di controllo assimilabile al Collegio Sindacale di diritto italiano.
(f) Tale indicatore fa riferimento alla sola popolazione dipendente Italia.
(g) I dati riportati in tabella considerano le ore di formazione consuntivate dai dipendenti, di cui 78% fruite da uomini e 22% fruite da donne. I dati 2020-21 sono stati opportunamente riesposti a valle del
cambio metodologia nel calcolo dell’indicatore.
187ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Per Eni la cultura della sicurezza e la diffusione del suo valore
imprescindibile fra dipendenti, contrattisti e stakeholder sono da
sempre cruciali per il raggiungimento degli obiettivi di business.
Infatti, Eni investe 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 strumenti per la valuta-
zione e gestione dei rischi e nella promozione della cultura della
sicurezza, al fine di perseguire il suo impegno rivolto all’azzera-
mento degli incidenti e la salvaguardia dell’integrità degli asset.
Nel corso del 2022, nonostante l’impegno profuso in tal senso,
sono occorsi 4 incidenti fatali che hanno riguardato il personale
contrattista, di cui 1 in Italia e 3 all’estero. Dall’analisi degli in-
fortuni dell’anno è emersa la preponderanza di cause apparte-
nenti all’area Sistemi Integrati & Performance Umana, legate in
particolare alla direzione lavori ed esecuzione dell’attività. Per
prevenire tali incidenti in futuro, sono state introdotte sia inizia-
tive per rinforzare la sensibilità e il coinvolgimento di dipendenti
e contrattisti in ambito HSE (Safety Leadership, Coaching Pro-
gram, promozione della Stop Work Authority
20
), sia attività volte
al miglioramento delle aree di lavoro in termini di sicurezza del
personale, nonché sono stati aggiornati i documenti gestionali
e le istruzioni operative. L’impegno di Eni si è, inoltre, focalizza-
to su 3 principali filoni: competenze non-tecniche, competenze
tecniche e digitalizzazione. Per le competenze non-tecniche, nel
2022 è stata applicata la metodologia THEME relativa all’analisi
del comportamento dei lavoratori e all’affidabilità umana al fine
di individuare strategie di azione per rafforzare le barriere umane
e i comportamenti sicuri. In merito alle competenze tecniche è
stato (i) sviluppato e diffuso un nuovo percorso formativo sulla
Gestione della Sicurezza Operativa per far conoscere i principi
fondamentali e i requisiti minimi di sicurezza da applicare in atti-
vità rischiose, al fine di prevenire il verificarsi di possibili incidenti;
(ii) formato il personale HSE sulla nuova metodologia di investi-
gazione delle cause radice degli eventi incidentali secondo gli
standard Eni. Inoltre, relativamente alla digitalizzazione è stato
esteso a tutte le linee di business il tool Safety Presence, che
– sfruttando l’intelligenza artificiale – riesce a prevedere situa-
zioni ricorrenti di pericolo partendo dalle segnalazioni di unsafe
condition/unsafe act/near miss e ad inviare alert al sito per im-
plementare azioni correttive prima del verificarsi di un incidente.
Inoltre, è stato esteso ai contrattisti lo Smart Safety, che prevede
l’utilizzo di dispositivi wearable, in grado di allertare i lavoratori
in condizioni di pericolo ed emergenza. Infine, si è promossa la
diffusione dell’AppHSEni, che permette la segnalazione di condi-
zioni non sicure dal campo, la compilazione di Checklist di prepa-
razione lavori e verifiche in campo, la consultazione delle Safety
Golden Rules e dei Process Safety Fundamentals
21
.
Sicurezza
In ambito process safety per ridurre al minimo gli incidenti e
migliorare le performance, Eni ha svolto diverse attività: la cre-
azione e diffusione capillare dei Process Safety Fundamentals,
i principi di sicurezza di processo da seguire durante le attività
in impianto; lo sviluppo di un percorso formativo, per diffonde-
re gli elementi fondamentali definiti nel Sistema di Gestione di
Process Safety, rivolto a tutto il personale tecnico/operativo e di
area HSEQ; l’approfondimento dei temi legati alla sicurezza nel-
la gestione dei fluidi per le nuove filiere energetiche, rivedendo
gli standard di sicurezza di processo, per includere requisiti di
progettazione specifici per l’idrogeno, la CO
2
e altre sostanze da
nuove filiere.
Eni applica su tutti i propri impianti il processo di Asset Integrity,
che garantisce che questi vengano correttamente progettati,
adeguatamente costruiti con i materiali più idonei, rigorosa-
mente operati e dismessi gestendo al meglio il rischio residuale,
garantendo la massima affidabilità e soprattutto la sicurezza per
le persone e l’ambiente. Il Sistema di Gestione dell’Asset Integrity
si sviluppa quindi dalla fase iniziale di progettazione (Design
Integrity), all’approvvigionamento, costruzione, installazione e
collaudo (Technical Integrity) fino alla gestione operativa e al
decommissioning (Operating Integrity). Nel corso del 2022, Eni
ha proseguito l’organizzazione di iniziative per promuovere la
cultura dell’Asset Integrity, anche attraverso il continuo poten-
ziamento dei propri strumenti di gestione di dati, documenti e
modelli lungo l’intero ciclo di vita degli asset (“Lifecycle Informa-
tion”), con approccio trasversale e capillare, inclusivo anche delle
nuove filiere della transizione energetica.
Per quanto riguarda la gestione dei contrattisti, le 147 persone
del Safety Competence Center (SCC) hanno continuato a presi-
diare e sostenere proattivamente il processo di miglioramento
delle imprese verso modelli di gestione caratterizzati da una
cultura della sicurezza sempre più preventiva, monitorando oltre
2.500 fornitori, pari al 70% di quelli con potenziali criticità HSE
in Italia, gestendo con immediate azioni correttive le anomalie
rilevate e condividendo le buone prassi innovative. Inoltre, i Pat-
ti per la Sicurezza (accordi volontari con le imprese) sono stati
estesi alle tematiche ambientali in tutti i siti in cui Eni opera in
Italia mentre sono attivi o in fase di implementazione con vari
contrattisti presso alcune realtà Eni all’estero (Nigeria, Tunisia,
Congo, Messico, Angola, US, UK, Indonesia, Egitto, Ghana, Libia,
Albania, Pakistan).
Eni promuove l’innovazione tecnologica al fine di disegnare pro-
cessi e prodotti innovativi e adottare metodi e tecniche per ridurre
le sostanze pericolose e/o promuovere l’adozione di prodotti a mi-
nor impatto su ambiente, salute e sicurezza. In accordo alla nor-
mativa, tutte le sostanze e miscele prodotte e commercializzate
(20) Con la Stop Work Authority ogni lavoratore operante in qualsiasi sito Eni ha l’autorità di interrompere un’attività quando rileva un comportamento o una con-
dizione pericolosa.
(21) Regole d’Oro e Principi Eni relativi alla Sicurezza di Processo.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022188
(22) La ISO 14001 è relativa ai sistemi di gestione ambientale mentre la ISO 45001 è relativa ai sistemi di gestione della salute e della sicurezza.
(23) Gli incidenti di sicurezza di processo sono classificati, in funzione della gravità, in Tier 1 (più gravi), Tier 2, Tier 3.1 (meno gravi).
sono accompagnate da opportuna documentazione tecnica, con-
sultabile anche online in tempo reale, volta a informare lavoratori
e clienti sulle condizioni ottimali di manipolazione, stoccaggio e
smaltimento e a fornire indicazioni, qualora necessario, sul cor-
retto utilizzo di mezzi di protezione individuale. Infine, per tutte le
sostanze/miscele classificate come pericolose per la salute ven-
gono valutati gli impatti sulla salute e sicurezza.
In merito al sistema di gestione relativo alla salute e sicurezza sul
posto di lavoro, il sistema normativo HSE di Eni stabilisce i criteri di
clusterizzazione delle linee datoriali di Eni SpA e delle sue società
controllate in base al rischio HSE delle attività svolte. Sono identifi-
cate tre tipologie di cluster: cluster di rischio HSE significativo (at-
tività industriali), per il quale è previsto l’obbligo di adozione di un
sistema di gestione HSE, una certificazione secondo gli standard
ISO 14001 e ISO 45001
22
e verifiche interne HSE annuali; cluster di
rischio HSE limitato (attività di ufficio o a limitata rilevanza), per il
quale è previsto l’obbligo di adozione (ma non di certificazione) di
un sistema di gestione HSE e verifiche interne HSE annuali o quin-
quennali; cluster di rischio HSE assente (assenza di dipendenti e di
attività operative), per il quale non sono previsti obblighi specifici.
In tale contesto, tutte le realtà a rischio significativo, sono coperte
da certificazione ISO 45001 e ISO 14001 o ne hanno pianificato il
conseguimento, così come tutte le realtà a rischio limitato hanno
implementato un sistema di gestione HSE o ne hanno pianificato
lo sviluppo. In particolare, a fine 2022: l’88% delle realtà a rischio
significativo ha già conseguito la certificazione ISO 45001 e l’87%
la ISO 14001, mentre il 79% delle realtà con obbligo di sviluppo di
un sistema di gestione HSE, ha già implementato un sistema di
gestione HSE. Nel corso del 2022, in aggiunta alle verifiche da par-
te terza per il mantenimento delle certificazioni, sono stati svolti
oltre 1.300 audit interni su tematiche HSE.
Metriche e commenti alle performance
Nel 2022 l’indice di frequenza di infortuni totali registrabili
(TRIR) della forza lavoro è aumentato rispetto al 2021 (+20%),
a causa di un incremento del numero di infortuni totali regi-
strabili (113 rispetto a 88 nel 2021), in particolare per quanto
riguarda i contrattisti (88 vs. 55 nel 2021), mentre il numero
di infortuni registrabili dei dipendenti è diminuito (25 vs. 33
nel 2021). In Italia il numero degli infortuni totali registrabili è
aumentato (42 eventi rispetto ai 35 del 2021, di cui 15 dipen-
denti e 27 contrattisti) e l’indice di frequenza infortuni totali
registrabili è peggiorato (+22%); anche all’estero il numero di
infortuni è aumentato (71 eventi rispetto a 53 del 2021, di cui
10 dipendenti e 61 contrattisti) e l’indice di frequenza infortuni
totali registrabili è peggiorato del 22%. Sono stati registrati
4 infortuni mortali a contrattisti, 2 in Pakistan (un incidente
stradale ed un operatore colpito da un oggetto durante attività
di manutenzione), 1 in Egitto (caduta dall’alto) ed uno presso
il petrolchimico di Priolo (operatore colpito da un oggetto).
L’indice di mortalità della forza lavoro è stato pari a 1,46. Il
valore dell’indice di infortuni sul lavoro con conseguenze gravi
(calcolato sulla base degli infortuni con più di 180 giorni di
assenza e con conseguenze quali l’inabilità permanente to-
tale o parziale) è pari a 0,01, a seguito di due infortuni ad un
dipendente in UK (schiacciamento di un arto) e ad un contrat-
tista in Egitto (operatore colpito da un oggetto). Nel corso del
2022, si è assistito ad un’ulteriore diminuzione della somma
degli incidenti di sicurezza di processo Tier 1 e Tier 2
23
, che è
in continua diminuzione dal 2016, indice di una accresciuta
attenzione ai temi della sicurezza di processo in tutti i siti Eni.
In particolare, sono stati registrati 17 eventi di process safety
(PSE) Tier 1 e 21 Tier 2. Oltre la metà degli eventi hanno riguar-
dato le attività upstream (53% degli eventi), il 24% nelle attività
di raffinazione e il 16% nella petrolchimica. Due terzi dei PSE
hanno avuto come conseguenza uno sversamento di prodotto,
il 21% un incendio e il 13% rilascio in atmosfera a cui Eni ha
risposto prontamente. Per quanto riguarda la segnalazione di
eventuali pericoli sul lavoro si è registrato nel 2022 un incre-
mento del numero di registrazioni di unsafe condition e unsafe
act rispetto al 2021, grazie a iniziative e strumenti mirati al raf-
forzamento del reporting e analisi dei segnali deboli.
189ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2022 2021 2020
Totale
di cui società
consolidate
integralmente Totale Totale
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)
(infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 0,41 0,49 0,34 0,36
Dipendenti 0,29 0,36 0,40 0,37
Contrattisti 0,47 0,56 0,32 0,35
Eventi di process safety
(numero)
Tier 1 17 16 16 14
Tier 2 21 16 24 33
Numero di decessi in seguito ad infortuni sul lavoro
4 3 0 1
Dipendenti 0 0 0 0
Contrattisti 4 3 0 1
Fatality index
(infortuni mortali ore lavorate) x 100.000.000 1,46 1,92 0,00 0,39
Dipendenti 0,00 0,00 0,00 0,00
Contrattisti 2,13 2,89 0,00 0,58
Indice di infortuni sul lavoro con gravi conseguenze
(esclusi i decessi)
(infortuni gravi/ore lavorate) x 1.000.000 0,01 0,01 0,00 0,00
Dipendenti 0,01 0,02 0,00 0,00
Contrattisti 0,01 0,00 0,00 0,00
Near miss
(numero) 899 631 780 841
Numero di ore lavorate
(milioni di ore) 273,7 156,4 256,5 255,1
Dipendenti 85,6 52,5 82,9 81,8
Contrattisti 188,1 103,9 173,6 173,3
Eni, operando in contesti geografici molto differenti che richiedo-
no valutazioni specifiche 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 Tech-
nology, sia tecniche che gestionali. Particolare attenzione è rivolta
all’uso efficiente delle risorse naturali come l’acqua, alla riduzione
di oil spill, alla gestione dei rifiuti, alla gestione dell’interazione con
la biodiversità e i servizi ecosistemici. La cultura ambientale è una
leva importante per assicurare la corretta gestione delle tematiche
ambientali e, pertanto, nel 2022, Eni ha proseguito le attività di sen-
sibilizzazione attraverso una campagna di comunicazione rivolta a
tutti i dipendenti, una serie di “Talk Ambientali” su temi di attualità,
e il percorso formativo “Insieme per l’ambiente” (percorso e-lear-
ning su diverse aree tematiche, tra cui: le possibili ricadute a segui-
to di un evento ambientale su scala globale e locale, il valore della
comunicazione efficace dei rischi associati ad aspetti ambientali
e ruoli e responsabilità in materia ambientale). Le attività di sen-
sibilizzazione hanno coinvolto anche i siti operativi con specifiche
attività di engagement sulla gestione delle tematiche ambientali.
Nel 2022 Eni, in collaborazione con l’Università degli Studi di Pa-
dova, ha lanciato il progetto Be Green dedicato alla valutazione e
analisi del ruolo del fattore umano e alla promozione di una cultura
ambientale condivisa a vari livelli nell’organizzazione. Inoltre, è pro-
seguita la campagna per la promozione delle Environmental Gol-
den Rules, volta all’adozione di comportamenti virtuosi da parte
dei dipendenti e dei fornitori, in modo che le loro attività riflettano
i valori, l’impegno e gli standard Eni. Tale percorso ha portato alla
sottoscrizione da parte di 19 siti, in Italia, di Patti per l’ambiente e
la sicurezza, coinvolgendo diversi fornitori che si sono impegnati a
realizzare azioni di miglioramento tangibili e misurabili tramite l’In-
dice di Prestazione della Sicurezza e Ambiente. In continuità con
lo scorso anno, l’azienda ha proseguito le attività dedicate alla di-
gitalizzazione ambientale per l’ottimizzazione dei processi tramite,
ad esempio, la realizzazione di strumenti informatici centrali per
facilitare la gestione della compliance ambientale, anche interna-
zionale, e di modelli di valutazione tecnico-gestionali dedicati per
ciascun sito.
Il percorso di transizione verso un’economia circolare rappre-
senta per Eni una delle principali risposte alle attuali sfide am-
bientali, attraverso la promozione di un modello di business
che applica i principi circolari alle filiere esistenti e dà valore
a nuove filiere e prodotti sostenibili. I principi circolari sono
internalizzati nell’upstream, con la massimizzazione delle op-
portunità di riutilizzo degli asset e con il riciclo dei materiali;
gli stessi temi sono ripresi dagli approvvigionamenti, con le
azioni di sensibilizzazione e di coinvolgimento dei fornitori
attraverso la piattaforma digitale “Open-es”; nel downstream,
con la produzione di biocarburanti e, nei prossimi anni, di bio-
metano ottenuti dalla valorizzazione di rifiuti e scarti, e nuove
tecnologie per la valorizzazione dei rifiuti (es. FORSU). Tra i
suoi business, Versalis è particolarmente impegnata nello svi-
luppo di tecnologie di riciclo dei polimeri sia di tipo meccanico
Rispetto per l’ambiente
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022190
che di tipo chimico. Eni Rewind
24
valorizza suoli, acque e rifiuti
con progetti di risanamento e di riqualificazione sostenibili.
Eni ha anche continuato lo sviluppo e l’applicazione a diversi
contesti aziendali del proprio Modello di misurazione della cir-
colarità
25
, validato da un ente terzo di certificazione, che rap-
presenta uno strumento essenziale per il controllo, la gestio-
ne, la trasparenza e la credibilità degli obiettivi e degli impegni
assunti nel percorso verso un modello di economia circolare.
Le bioraffinerie si inseriscono in un contesto di decarboniz-
zazione della mobilità attraverso l’offerta di prodotti sempre
più a basse emissioni e il mantenimento dell’occupazione; in
quest’ottica, a ottobre 2022, Eni ha definitivamente interrotto
l’approvvigionamento di olio di palma in uso nelle bioraffinerie
di Venezia e Gela per la produzione di biocarburanti idrogena-
ti, raggiungendo in anticipo l’obiettivo dichiarato di diventa-
re “palm oil free” entro fine 2023. La quota dell’olio di palma
è stata definitivamente sostituita da 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) all’interno del ciclo produttivo. Inol-
tre, nella seconda metà del 2022, la bioraffineria di Gela ha
ricevuto il primo carico di olio vegetale prodotto nell’agri-hub
di Makueni, in Kenya, dove avviene la spremitura di sementi di
ricino, di croton e di cotone, agri-feedstock di produzione Eni
che non sono in competizione con la filiera alimentare, colti-
vati in aree degradate, raccolti da alberi spontanei o risultanti
dalla valorizzazione di sottoprodotti agricoli. Anche il piano
di diffusione dei biocarburanti HVO (Hydrogenated Vegetable
Oil) si pone nel quadro dell’economia circolare, consentendo
la valorizzazione degli scarti agricoli, di allevamento e dei
reflui, per i trasporti leggeri, pesanti, marittimi e l’aviazione.
Per la gestione dei rifiuti si pone particolare attenzione alla traccia-
bilità dell’intero processo e alla verifica dei soggetti coinvolti nella
filiera di smaltimento/recupero ricercando ogni soluzione pratica-
bile volta alla prevenzione dei rifiuti. La quasi totalità dei rifiuti in
Italia è gestita da Eni Rewind che ha proseguito il progetto di digita-
lizzazione avviato nel 2020 per l’efficientamento e il monitoraggio
del proprio processo di gestione dei rifiuti. Al fine di limitare gli im-
patti negativi legati ai rifiuti, viene fatto esclusivo ricorso a soggetti
autorizzati, privilegiando le soluzioni di recupero a quelle di smal-
timento, in linea con i criteri di priorità indicati dalla normativa co-
munitaria e nazionale. Eni Rewind, sulla base delle caratteristiche
del singolo rifiuto, seleziona le soluzioni di recupero/smaltimento
tecnicamente percorribili privilegiando nell’ordine il recupero, le
operazioni di trattamento che riducano i quantitativi da avviare a
smaltimento finale e gli impianti idonei a minor distanza del sito
di produzione del rifiuto; inoltre, sono svolti audit sui fornitori am-
bientali, nei quali viene valutata la loro gestione operativa dei rifiuti.
Per garantire la gestione efficiente della risorsa idrica, Eni valu-
ta l’utilizzo dell’acqua con i relativi impatti sull’ecosistema, sugli
altri utenti e sull’organizzazione stessa. Specialmente nelle aree
a stress idrico, realizza la mappatura e il monitoraggio dei rischi
idrici e degli scenari di siccità per definire azioni di breve, medio
e lungo termine volte anche a prevenire e mitigare gli effetti del
cambiamento climatico, inoltre, il processo di qualifica dei for-
nitori Eni include l’utilizzo della risorsa idrica come elemento di
valutazione. Nel 2021 Eni ha pubblicato il proprio posizionamento
sulla risorsa idrica
26
, 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 gestione
ottimale dell’acqua anche al di fuori del perimetro industriale, in-
tegrata nel territorio e in grado di minimizzare l’esposizione delle
proprie attività al rischio idrico, attraverso un approccio integrato
a livello di bacino idrografico. In termini di trasparenza, anche nel
2022 Eni ha dato risposta pubblica al questionario CDP Water Se-
curity, ottenendo il punteggio B, in linea con la media di settore.
Eni persegue la riduzione dei prelievi di acqua dolce agendo su
due leve: l’aumento dell’efficienza o dei ricicli interni di acqua dol-
ce e la sostituzione delle fonti di acqua dolce di alta qualità (di fal-
da, superficiale, municipale o da terzi) con acqua di bassa qualità,
ad esempio, acqua da bonifica, reflua o dissalata. Eni Rewind è
impegnata a rendere disponibile per usi industriali l’acqua trattata
nei propri impianti di bonifica di acque di falda contaminate (TAF
- Trattamento Acque di Falda), contribuendo, in tal modo, alla dimi-
nuzione dei prelievi di acqua di alta qualità, spiazzate dall’impiego
di analoghe quantità di acqua da TAF. L’impegno ad aumentare la
quota di acque di produzione reiniettate permette di ridurre i prelie-
vi di acqua salata o salmastra, contribuendo quindi alla salvaguar-
dia della risorsa idrica specialmente nelle aree a stress idrico
27
.
La realizzazione dei progetti specifici viene condotta nel rispetto
delle autorizzazioni locali necessarie che, in alcuni casi, possono
richiedere il coinvolgimento degli stakeholder locali. Inoltre, Eni si è
dotata di precisi standard interni da utilizzare qualora le norme co-
genti locali siano meno stringenti, o assenti, per quanto concerne
la conservazione dell’ambiente e della risorsa idrica, sottostando,
in ultima analisi, anche a quanto indicato dai principali standard
internazionali. Con riferimento alle sostanze potenzialmente pe-
ricolose
28
per le quali gli scarichi sono oggetto di trattamento Eni
effettua il monitoraggio dei propri scarichi idrici e, in particolare,
degli idrocarburi presenti nelle acque di scarico dopo trattamento
e di oli totali nelle acque di produzione scaricate. Sono inoltre adot-
tate soglie di pre-allarme interne nel caso di superamento della
concentrazione di microinquinanti nelle acque scaricate, specifici
per ogni attività produttiva, allo scopo di avviare eventuali azioni
correttive in maniera tempestiva, qualora necessario.
(24) Eni Rewind è la società ambientale di Eni che opera in linea con i principi dell’economia circolare per valorizzare i terreni, le acque e i rifiuti, industriali o derivanti
da attività di bonifica.
(25) Il modello risponde già a svariati requisiti dello standard UNI/TS 11820 emesso a fine 2022, che rappresenta al momento l’unico benchmark/misura esistente.
di bonifica, attraverso progetti di risanamento e di recupero sostenibili, sia in Italia che all’estero.
(26) https://www.eni.com/assets/documents/ita/sostenibilita/2021/acqua-it.pdf.
(27) Le aree a stress idrico sono individuate con l’impiego di Aqueduct, strumento realizzato dal World Resources Institute, e monitorate annualmente attraverso un’analisi
interna attuata fino al dettaglio del singolo sito operativo.
(28) Come normato dal D.Lgs. n°152 (T.U. ambientale), o analogo riferimento normativo per Paesi esteri.
191ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
In merito alla gestione dei rischi connessi agli oil spill, Eni è co-
stantemente impegnata su ogni fronte di intervento: prevenzio-
ne, preparazione e, a seguire, mitigazione, risposta e ripristino.
Nell’ambito della prevenzione degli oil spill in Italia, in Val d’Agri
sulla rete di produzione è stata completata la manutenzione, con
contestuale aggiornamento tecnologico del sistema e-vpms
®29
.
Tale aggiornamento è stato anche eseguito per il monitoraggio
Leak Detection
30
della linea di trasporto crude oil Rossa del Cen-
tro Olio Val d’Agri (COVA) e sulla linea di iniezione acqua industria-
le del COVA. Sempre in Val D’Agri è stato ottimizzato il sistema di
monitoraggio e allerta meteo Early Warning - Kassandra Meteo
Forecast
31
, applicato al controllo continuo dei rischi idrogeologici,
alla gestione dei deflussi idrici del COVA ed al monitoraggio del-
le coltivazioni agricole (Agri Hub). Inoltre, sono stati svolti studi
di fattibilità per un’evoluzione di tale sistema, per la mitigazione
dei rischi derivanti da eventi naturali per l’impiego in impianti fo-
tovoltatci ed eolici (Early Warning for Asset Integrity). In Italia,
l’aggiornamento tecnologico del sistema e-vpms
®
e successivo
avviamento è stato anche effettuato sulle linee downstream di
Rho-Malpensa e Pantano-Fiumicino e sempre in Italia, sulla rete
retail, è stato eseguito il risanamento cautelativo di alcuni serba-
toi interrati e la bonifica e messa fuori servizio di serbatoi di olio
esausto. In Nigeria è stato completato il programma di aggiorna-
mento tecnologico del sistema e-vpms
®
su alcune trunkline con
contestuale avviamento mentre su altre sono stati completati i
lavori di installazione dei nuovi sensori del sistema. Nel frattem-
po, è stato anche definito un piano operativo per nuove installa-
zioni e-vpms
®
sul network di produzione e trasporto crude oil.
Tra i vari approcci sostenibili e circolari nell’ambito delle attività
di bonifica, si segnala la prossima realizzazione di un impianto
di fitodepurazione, che potrà essere utilizzato anche per il tratta-
mento delle acque provenienti dal processo industriale. Inoltre, al
fine di favorire l’impiego di tecnologie di bonifica più sostenibili,
è stato inserito un set di analisi microbiologiche per la verifica
dell’applicabilità di bioremediation
32
. In aggiunta, è stata comple-
tata ed applicata ad un caso studio, la metodologia di screening
per la valutazione dei rischi derivanti da eventi naturali che pos-
sono coinvolgere le pipeline. Eni continua a collaborare con IPIE-
CA e IOGP - International Association of Oil & Gas Producers per
rafforzare la capacità di risposta all’inquinamento marino a valle
di eventuali oil spill, anche partecipando ad iniziative regionali (in
aree quali Caspian Sea, Black Sea e West/Central/Southern Afri-
ca e Central Eurasia).
Operando su scala globale in contesti ambientali con diverse
sensibilità ecologiche, Eni ha sviluppato nel tempo un modello di
gestione della Biodiversità e Servizi Ecosistemici (BES) “scien-
ce-based”, avvalendosi di collaborazioni di lungo periodo con rico-
nosciute organizzazioni internazionali leader nella conservazione
della biodiversità i.e. Fauna & Flora International (dal 2003), Wildlife
Conservation Society (dal 2016) e più recentemente IUCN - Inter-
national Union for Conservation of Nature (2022); dal 2009 Eni è
membro di Proteus, un’iniziativa di UNEP/WCMC (World Conser-
vation Monitoring Centre) per la raccolta e diffusione di dati ed
informazioni a livello globale relativi alla biodiversità e agli ecosi-
stemi. Da anni, tale modello è parte integrante del Sistema di Ge-
stione Integrato HSE, a conferma della consapevolezza dei rischi
per l’ambiente naturale
33
derivanti dalla presenza dei siti e attività
di Eni. Il modello di gestione BES si basa su un approccio basato
sul rischio, applicato alle operazioni esistenti e ai nuovi progetti, e
assicura che le interrelazioni fra gli aspetti ambientali (come BES,
cambiamento climatico, gestione delle risorse idriche) e sociali
(come lo sviluppo delle comunità locali) siano identificate e gestite
sin dalle prime fasi progettuali. Gli studi BES valutano per ciascu-
na fase del progetto la significatività di un impatto combinando la
magnitudo dell’impatto con la sensibilità del valore BES nell’area
coinvolta
34
. Non solo vengono valutati e gestiti i potenziali impatti
sugli aspetti BES prioritari, ma vengono considerate anche le op-
portunità di dare un contributo positivo alla loro conservazione.
Ciò avviene attraverso l’applicazione sistematica della Gerarchia
di Mitigazione con cui si dà priorità alle misure preventive rispetto
alle correttive e con cui si promuove il miglioramento continuo del-
la gestione BES verso l’assenza di perdite nette di biodiversità (no
net loss) o miglioramento delle condizioni (net gain), a seconda
dei rischi e del contesto specifico del progetto. Il coinvolgimento
attivo degli stakeholder avviene sin dalle fasi iniziali di un progetto
e per tutto il ciclo di vita, al fine di garantire l’effettiva applicazione
della Gerarchia di Mitigazione. La consultazione e la collaborazio-
ne con le comunità, le popolazioni indigene e gli altri stakeholder
locali aiutano a comprendere le aspettative e le preoccupazioni, a
determinare come i servizi ecosistemici e la biodiversità vengono
utilizzati e a identificare opzioni gestionali che includano le esigen-
ze locali. L’esposizione al rischio biodiversità viene periodicamente
valutata mappando i siti operativi di Eni rispetto alla loro vicinanza
geografica con aree protette ed aree importanti per la conserva-
zione della biodiversità. Tale mappatura consente l’identificazione
dei siti prioritari dove intervenire con indagini a più alta risoluzio-
ne per caratterizzare il contesto operativo-ambientale e valutare
i potenziali impatti da evitare o mitigare attraverso Piani d’Azione
(BAP - Biodiversity Action Plan). I BAP inoltre specificano i target, i
monitoraggi, le tempistiche, le responsabilità e gli indicatori di per-
formance e sono periodicamente aggiornati per tutta la vita del
progetto garantendo così un’efficace gestione dell’esposizione al
(29) e-vpms
®
è una tecnologia di rilevazione delle variazioni vibro-acustiche nella struttura delle pipeline e nel fluido trasportato dalle stesse, finalizzato ad individuare
potenziali spill in corso.
(30) Leak Detection è un sistema di rilevamento perdite in condizioni operative sia in fase di trasporto che di standby del fluido.
(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).
(32) Tecnologia di bonifica ambientale che fa leva su microrganismi in grado di biodegradare o detossificare sostanze inquinanti.
(33) La perdita di biodiversità è infatti oggi globalmente riconosciuta come uno dei rischi più importanti in termini di impatto e probabilità, alla stregua del cambiamento
climatico e delle crisi idriche (WEF 2020).
(34) La magnitudo descrive il livello di pressione che il progetto potrebbe esercitare sul valore BES, ed è calcolata come combinazione della durata e/o irreversibilità degli
impatti ed estensione/scala dell’area interessata. La sensibilità del valore BES viene valutata combinandone l’importanza (es. presenza di specie minacciate o habitat
critici interessati) con la sua vulnerabilità e resilienza.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022192
rischio. Nel caso di aree che sono riconosciute dall’UNESCO come
siti con “Eccezionale Valore Universale” (OUV - Outstanding Uni-
versal Value), Eni ha adottato una politica di “NO GO”. Nel 2019,
Eni ha quindi comunicato il suo impegno a non svolgere attività
di esplorazione e sviluppo nei Siti Naturali presenti nella Lista del
Patrimonio Mondiale dell’Umanità dell’UNESCO; inoltre, nelle joint
venture in cui Eni non è operatore, viene promosso con i partner
lo sviluppo e l’adozione di buone pratiche gestionali in linea con la
Policy BES di Eni. Nel 2022 Eni ha siglato una partnership bienna-
le con IUCN per l’identificazione di buone pratiche di mitigazione
degli impatti sulla biodiversità associata allo sviluppo di progetti di
energia rinnovabile. Il progetto, guidato da IUCN e da The Biodiver-
sity Consultancy con la collaborazione di Fauna & Flora Internatio-
nal e di altre quattro società energetiche, fornirà criteri e strumenti
per selezionare le aree più ottimali dal punto di vista ambientale
per lo sviluppo di impianti di energia solare ed eolica, fornendo indi-
cazioni per ridurre al minimo l’impatto sulla biodiversità nell’estra-
zione delle materie prime per la produzione dei componenti degli
impianti di energia rinnovabile, indicazioni sulla gestione degli im-
patti cumulativi, sulla pianificazione territoriale e sulle opportunità
di miglioramento della natura nelle aree di sviluppo di parchi solari
ed eolici. Inoltre, nel 2022 Eni ha partecipato, attraverso associa-
zioni di settore (IPIECA, WBCSD), alle negoziazioni del nuovo ac-
cordo quadro globale per la biodiversità “Kunming-Montreal Global
Biodiversity Framework” accogliendone con favore gli obiettivi e la
visione globale. Tra le inclusioni più significative del Framework c’è
la richiesta alle grandi aziende di monitorare, valutare e divulgare in
modo trasparente i propri rischi, dipendenze e impatti sulla biodi-
versità. Tale approccio è, già da lungo tempo, parte del sistema di
gestione BES di Eni che prevede un aggiornamento periodico delle
valutazioni dell’esposizione al rischio biodiversità per le operazioni
del proprio portfolio.
Metriche e commenti alle performance
Nel 2022 i prelievi di acqua di mare sono risultati in sensibile
riduzione, per il contributo di tutte le aree di business, in parti-
colare dei settori R&M e Chimica (-200 Mm
3
per le fermate per
manutenzione del petrolchimico di Porto Marghera e della Raf-
fineria di Taranto e per le minori produzioni di quella di Gela),
Upstream (oltre -47 Mm
3
per l’uscita dal dominio di Eni Angola
SpA) e Corporate ed Altre Attività (-13 Mm
3
circa per l’uscita dal
dominio di ILCV SpA). I prelievi di acque dolci, pari a circa il 9%
dei prelievi idrici totali e imputabili per oltre il 79% al settore R&M
e Chimica, hanno registrato un complessivo aumento ricondu-
cibile all’entrata nel dominio di consolidamento di Versalis dei
Consorzi di Porto Marghera e Ravenna, che forniscono un ser-
vizio di gestione idrica per l’intero sito industriale, inclusa la di-
stribuzione dell’acqua prelevata anche a società coinsediate dif-
ferenti da Eni. Escludendo i prelievi effettuati per terzi, i prelievi
di acqua dolce utilizzati nei processi produttivi Eni nel 2022 si
riducono del 2% rispetto all’anno precedente, grazie ad iniziati-
ve intraprese per ottimizzare i recuperi interni presso la raffine-
ria di Sannazzaro, alle minori produzioni di energia elettrica di
Enipower, alla riduzione dei consumi della centrale di IPP OKPAI
in Nigeria e all’avvio nella seconda parte del 2021 dell’impianto
di desalinizzazione presso Zohr in Egitto con azzeramento dei
prelievi di acqua dolce. La percentuale di riutilizzo delle acque
dolci di Eni è risultata pari al 90%, in leggero calo rispetto al dato
2021 (91%), anche a causa della fermata generale del sito di
Dunkerque di Versalis (oltre -111 Mm
3
di acqua riciclata). La per-
centuale di reiniezione dell’acqua di produzione del settore E&P è
salita al 59% (58% nel 2021), nonostante il deconsolidamento di
Vår Energi e la vendita di alcuni asset in Congo, con conseguente
riduzione sia dei volumi di acqua prodotta sia di quelli di acqua
reiniettata. Dall’analisi del livello di stress dei bacini idrografici e
da approfondimenti effettuati a livello locale, risulta che i prelie-
vi di acqua dolce da aree a stress rappresentino nel 2022 il 2%
dei prelievi idrici totali di Eni (dato in leggero aumento rispetto al
2021 per effetto dell’entrata nel dominio dei Consorzi Versalis).
Nel 2022, in particolare, Eni ha prelevato 131 Mm
3
di acqua dol-
ce, di cui 30,3 Mm
3
da aree a stress idrico (15,3 Mm
3
da acque
superficiali, 6,3 Mm
3
da acque sotterranee, 3,1 Mm
3
da terze par-
ti, 3,0 Mm
3
da acquedotto e 2,6 Mm
3
da TAF). I prelievi di acqua
di mare e di acque salmastre in aree a stress idrico sono stati
rispettivamente pari a 942 Mm
3
e 8 Mm
3
. L’acqua di produzione
onshore in aree a stress idrico è stata pari a 21,1 Mm
3
. Nel 2022
Eni ha scaricato 98 Mm
3
di acqua dolce di cui 18,8 Mm
3
in aree
a stress idrico, pari al 19% (20% nel 2021). Nel 2022 i consumi
idrici totali di Eni sono stati pari a 122 Mm
3
(di cui 31,7 Mm
3
in
aree a stress idrico).
I barili sversati a seguito di oil spill operativi sono diminuiti del
35% rispetto al 2021. Tra gli eventi più significativi si segnala
uno sversamento in Egitto di 300 barili da un oleodotto adibito
al trasferimento di greggio da una piattaforma offshore all’im-
pianto onshore (quasi la metà del prodotto recuperato). Il 38%
dei barili sversati è riconducibile alle attività in Egitto, il 19% a
quelle in Libia e il 13% a quelle in Nigeria. Complessivamente
è stato recuperato quasi il 22% dei volumi di oil spill operativi.
Per quanto riguarda gli oil spill da sabotaggio, nel 2022 è qua-
si raddoppiato il numero degli eventi rispetto all’anno scorso e
conseguentemente anche i volumi sversati sono aumentati di
oltre il 70%. Tutti gli eventi sono avvenuti in Nigeria: tra gli sver-
samenti più significativi si registra uno spill di 1.250 barili cau-
sato dall’utilizzo di esplosivo sulla linea Ogoda-Brass nell’area
del delta del Niger (di cui oltre 1.000 barili recuperati). Comples-
sivamente è stato recuperato l’80% dei volumi complessivi da
sabotaggio. I volumi sversati da spill operativi hanno impattato
per il 45% il suolo e per il 55% il corpo idrico, mentre quelli da
sabotaggio hanno impattato per il 99,6% il suolo e per lo 0,4%
il corpo idrico. I volumi sversati a seguito di chemical spill (47
barili totali) sono principalmente riconducibili ad uno spill avve-
nuto presso il Centro Olio Val d’Agri (31 barili di prodotto).
I rifiuti da attività produttive generati nel 2022 sono aumen-
tati del 29% rispetto al 2021, principalmente a seguito dell’in-
cremento dell’acqua di produzione di Zohr (Petrobel, Egitto)
trattata come rifiuto pericoloso. I rifiuti non pericolosi sono in
lieve aumento rispetto al 2021 (+2%), in particolare nella raf-
finazione a seguito dei fermi impianti presso le raffinerie di
193ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Taranto e Gela e per i cantieri legati a nuovi impianti presso
le raffinerie di Venezia e Livorno. Al trend in crescita hanno
inoltre contribuito Enipower (costruzione di una nuova caldaia
e due nuove turbine presso la centrale di Ravenna) e le attività
cantieristiche per la realizzazione di nuovi impianti Plenitude
in Italia e Slovenia. I rifiuti recuperati e riciclati sono rimasti
stabili all’11% dei rifiuti totali smaltiti
35
. I rifiuti smaltiti presso
terzi sono stati pari all’87% del totale (92% i rifiuti pericolosi e 83%
quelli non pericolosi), mentre i rifiuti recuperati e riciclati presso
terzi sono stati pari al 91% del totale (100% i rifiuti pericolosi e 89%
quelli non pericolosi). Nel 2022 sono state generate complessiva-
mente 4,4 milioni di tonnellate di rifiuti da attività di bonifica (di
cui 4,1 milioni da Eni Rewind), costituite per oltre l’84% da acque
trattate da impianti TAF, in parte riutilizzate ed in parte restituite
all’ambiente; i restanti volumi sono movimentati e conferiti presso
impianti di terzi. Sono stati spesi €558 milioni in attività di bonifica.
Le emissioni di inquinanti in atmosfera sono diminuite, ad ecce-
zione delle emissioni di particolato (PM) che sono aumentate del
4% rispetto all’anno precedente. La riduzione delle emissioni di SO
x
è legata al minor volume di gas inviato a torcia acida presso il cen-
tro COVA del Distretto Meridionale, mentre la riduzione delle pro-
duzioni di raffinerie e impianti petrolchimici ha influito sulla ridu-
zione degli NMVOC. Le emissioni di PM sono complessivamente
aumentate in relazione all’ingresso nell’area di consolidamento di
DLNG Service SAE (Damietta LNG) e all’aumento del gas traspor-
tato da parte di Sergaz.
L’analisi 2022 della mappatura dei siti ha evidenziato che la so-
vrapposizione anche solo parziale, all’interno di aree prioritarie
36
per la conservazione della biodiversità riguarda 21 siti operativi
37
,
tutti ubicati in Italia ad eccezione di un sito in Spagna e uno in
Francia; ulteriori 45 siti
37
situati in 11 Paesi (Italia, Australia, Au-
stria, Francia, Germania, Regno Unito, Spagna, Svizzera, Tunisia,
Ungheria e USA) sono invece adiacenti ad aree protette o KBA,
ovvero si trovano ad una distanza inferiore a 1 km. Circa il 40% dei
siti in, o adiacenti, ad aree importanti per la biodiversità sono siti
per la generazione di energia rinnovabile, la restante parte sono
stabilimenti petrolchimici, raffinerie o depositi. Per quanto riguar-
da il settore Upstream, 29 concessioni
37
risultano in sovrapposi-
zione parziale con aree protette o KBA, avendo attività operative
nell’area di sovrapposizione. Tali concessioni si trovano in 6 Paesi:
Italia, Nigeria, Pakistan, Stati Uniti/Alaska, Egitto e Regno Unito. In
generale, per tutte le Linee di Business, la maggiore esposizione
in Italia e in Europa risulta essere verso le aree protette della Rete
Natura 2000
38
che ha un’estesa dislocazione sul territorio euro-
peo; tale esposizione risulta meno accentuata rispetto allo scorso
anno a seguito dell’uscita dei Siti Natura 2000 del Regno Unito.
Le stesse aree però sono confluite sotto la categoria “altre aree
protette”. In nessun caso, in Italia o all’estero, c’è sovrapposizio-
ne di attività operativa con siti naturali appartenenti al patrimonio
mondiale dell’UNESCO (WHS
39
); un solo sito Upstream
40
è loca-
lizzato nelle vicinanze di un sito naturale WHS (il Monte Etna) ma
non ci sono attività operative all’interno dell’area protetta, né sono
stati identificati impatti significativi che possano minacciarne l’Ec-
cezionale Valore Universale (OUV - Outstanding Universal Value).
Nel 2022 si sono svolte attività di ripristino di habitat o protezione
della biodiversità (avviate e/o in corso nell’anno) in Congo, Egit-
to, Nigeria, Regno Unito, Usa (Alaska), Messico, Ghana, Spagna e
Italia. Le principali azioni implementate riguardano attività di ripri-
stino ecologico di foreste o altri habitat naturali, attività di moni-
toraggio e conservazione delle specie, attività di sensibilizzazione
delle comunità e dei lavoratori. Ad esempio, in Alaska è in esecu-
zione sin dal 2009 un BAP per mitigare gli impatti e dimostrare i
progressi verso il raggiungimento dell’obiettivo del No Net Loss e,
dove possibile, contribuire a migliorare lo stato (net gain) e la co-
noscenza della biodiversità nell’area dell’Alaska North Slope. Tra le
principali azioni in corso nel 2022 si segnalano (i) il monitoraggio
dei movimenti degli orsi polari all’interno dell’area operativa, (ii) il
ripristino di una cava di ghiaia dismessa come zona umida che
include habitat per gli uccelli selvatici locali. Inoltre, nel 2022 Eni
ha ingaggiato un team di scienziati artici della ONG internazionale
per la conservazione WCS (Wildlife Conservation Society) che sta
collaborando con le autorità e le comunità locali per sperimentare
nuovi approcci a basso disturbo per il rilevamento delle tane degli
orsi polari e approcci per la protezione e il ripristino della tundra
artica. Nel 2022 l’analisi condotta sul database globale della Lista
Rossa IUCN
41
ha evidenziato la possibile presenza di 57 specie in
pericolo critico, 155 in pericolo e 285 specie vulnerabili in prossi-
mità delle aree operative di Eni. Le specie quasi minacciate e di
minor preoccupazione sono invece rispettivamente 318 e 4.568.
Si segnala inoltre che risultano 313 specie catalogate come “data
deficient”, per cui le informazioni a livello globale sono inadeguate
per una valutazione diretta o indiretta del rischio di estinzione. Le
specie carenti di dati sono attenzionate da Eni alla stregua delle
categorie intermediarie di rischio perché hanno alte probabilità di
essere specie in pericolo di estinzione, vista la mancanza di dati
adeguati alla valutazione del rischio di estinzione.
(35) Nel dettaglio, nel 2022 il 4% dei rifiuti pericolosi da attività produttiva smaltiti da Eni è stato recuperato/riciclato, l’1% ha subito un trattamento chimico/fisico/biologico,
il 6% è stato incenerito, l’1% è stato smaltito in discarica, mentre il restante 88% è stato inviato ad altro tipo di smaltimento (incluso il conferimento a impianti di stoccaggio
temporaneo prima dello smaltimento definitivo). Per quanto riguarda i rifiuti non pericolosi da attività produttiva, il 16% è stato recuperato/riciclato, il 3% è stato incenerito, il
6% è stato smaltito in discarica, mentre il rimanente 75% è stato inviato ad altro tipo di smaltimento (incluso il conferimento a impianti di stoccaggio temporaneo prima dello
smaltimento definitivo e, per una piccola quota, l’incenerimento).
(36) Aree Protette e KBA (Key Biodiversity Areas). Le KBA sono siti che contribuiscono in modo significativo alla persistenza globale della biodiversità, a terra, nelle acque dolci
o nei mari. Sono identificati attraverso i processi nazionali dalle parti interessate locali utilizzando una serie di criteri scientifici concordati a livello globale. Le KBA considerate
nell’analisi sono costituite da due sottoinsiemi: 1) Important Bird and Biodiversity Areas; 2) Alliance for Zero Extinction Sites. Le fonti utilizzate per il censimento delle aree
protette e delle KBA sono rispettivamente il “World Database on Protected Areas” e il “World Database of Key Biodiversity Areas”.
(37) Questo valore totale non è calcolabile sommando i valori presenti nella successiva tabella dedicata in quanto un sito operativo/concessione di Eni può risultare in sovrap-
posizione/adiacenza a più aree protette o KBA.
(38) Natura 2000 è il principale strumento della politica dell’Unione Europea per la conservazione della biodiversità. Si tratta di una rete ecologica diffusa su tutto il territorio
dell’Unione, istituita ai sensi della Direttiva 2009/147/CE sulla conservazione degli uccelli selvatici e della Direttiva 92/43/CEE “Habitat”.
(39) World Heritage Site.
(40) Nonostante non rientri nel perimetro di consolidamento, si segnala che il campo di Zubair (Iraq) si trova nelle vicinanze del sito Ahwar classificato sito WHS misto (naturale e
culturale). Anche in questo caso nessuna infrastruttura o attività operativa ricade all’interno di tale area protetta, né sono identificati impatti significativi a minaccia dell’OUV del sito.
(41) La Lista Rossa IUCN è un indicatore per misurare lo stato della biodiversità, in quanto riflette la resilienza o la vulnerabilità degli habitat contribuendo ad indicare le priorità
d’intervento e le azioni necessarie per la conservazione.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022194
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2022 2021 2020
Totale
di cui società
consolidate
integralmente Totale Totale
ACQUA
Prelievi idrici totali
(milioni di metri cubi) 1.424 1.367 1.673 1.723
di cui: acqua di mare 1.283 1.268 1.533 1.599
di cui: acqua dolce
(a)
131
97
125
113
di cui: prelevata da acque superficiali 98 69 82 71
di cui: prelevata da sottosuolo 18 13 23 21
di cui: prelevata da acquedotto o cisterna
6
5
7
7
di cui: acqua da TAF
(b)
utilizzata nel ciclo produttivo 5 5 6 4
di cui: risorse idriche di terze parti
(c)
4 4 7 10
di cui: prelevata da altri stream
0
0
0
0
di cui: acqua salmastra proveniente da sottosuolo o superficie 10 2 15 11
Prelievi di acqua dolce da aree a stress idrico
30,3 20,3 25,9 26,5
Riutilizzo di acqua dolce
(%)
90
92
91
91
Totale acqua di produzione estratta (upstream)
(d)
(milioni di metri cubi) 44 20 58 57
Acqua di produzione reiniettata
(%) 59 43 58 53
Scarico idrico totale
(e)
(milioni di metri cubi)
1.291
1.280
1.539
(g)
1.584
(g)
di cui: in mare 1.215 1.206 1.456
(g)
1.501
di cui: in acque superficiali 61 61 69 67
di cui: in rete fognaria
12
10
11
11
di cui: ceduto a terzi
(f)
3 3 3 4
Scarico di acqua dolce in aree a stress idrico
18,8 17,7 19 18,3
Consumi idrici totali:
122 96 125 136
di cui: in aree a stress idrico
31,7
12,0
33,3
39,0
OIL SPILL
Oil spill operativi
(h)
Numero totale di oil spill (>1 barile) (numero) 36 20 36 46
di cui: upstream 28 12 30 43
Volumi di oil spill (>1 barile)
(barili)
886
375
1.355
958
di cui: upstream 845 334 436 882
Oil spill da sabotaggi (compresi furti)
(h)
Numero totale di oil spill (>1 barile)
(numero)
244
244
125
(h)
110
di cui: upstream 244 244 125 109
Volumi di oil spill (>1 barile)
(barili)
5.253
5.253
3.053
(h)
5.866
di cui: upstream
5.253
5.253
3.053
(h)
5.457
Volumi di oil spill da sabotaggi (compresi furti) in Nigeria (>1 barile)
5.253 5.253 3.053 4.452
Chemical spill
Numero totale di chemical spill (numero) 13 11 20 24
Volumi di chemical spill (barili) 47 45 68 3
RIFIUTI
Rifiuti da attività produttive
(milioni di tonnellate) 2,7 1,8 2,1 1,8
di cui: pericolosi
1,1
0,3
0,5
0,4
di cui: non pericolosi 1,6 1,5 1,6 1,4
Rifiuti riciclati/recuperati
0,3 0,3 0,2 0,2
di cui: pericolosi
0,0
0,0
0,0
0,0
di cui: non pericolosi 0,3 0,3 0,2 0,2
Rifiuti destinati a smaltimento
2,4
1,5
1,9
1,6
di cui: pericolosi
1,0
0,2
0,4
0,4
di cui: non pericolosi 1,4 1,3 1,5 1,2
EMISSIONI DI INQUINANTI IN ATMOSFERA
Emissioni di NO
x
(ossidi di azoto) (migliaia di tonnellate di NO
2
eq) 48,8 27,7 48,8 51,7
Emissioni di SO
x
(ossidi di zolfo)
(migliaia di tonnellate di SO
2
eq)
17,9
3,9
18,5
15,3
Emissioni di NMVOC (Non Methan Volatile Organic Compounds)
(migliaia di tonnellate) 23,1 12,6 24 21,4
Emissioni di PM (Particulate Matter)
1,4 0,6 1,4 1,3
(a) Di cui prelievi di acque dolci ceduti a terzi senza utilizzo nei processi produttivi Eni: 15 Mm
3
nel 2022 (per inclusione nel dominio dei Consorzi Versalis), 3 Mm
3
nel 2021 e 1 Mm
3
nel 2020.
(b) TAF: Trattamento acque di falda.
(c) I prelievi di risorse idriche di terze parti sono relativi esclusivamente ad acqua dolce.
(d) Si segnala che nel 2022 le acque di produzione reiniettate e iniettate a scopo disposal sono state pari a 25,6 Mm
3
. Inoltre, le acque di produzione scaricate in corpo idrico superficiale e di mare o inviate
a bacini di evaporazione sono state pari 14,8 Mm
3
.
(e) Del totale degli scarichi idrici il 7% circa è acqua dolce.
(f) Si tratta di acqua ceduta per uso industriale.
(g) l dati presenti nella DNF 2021 sono stati aggiornati.
(h) l dati presenti nella DNF 2021 sono stati aggiornati a seguito della chiusura di alcune investigazioni in data successiva alla pubblicazione.
195ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Analisi svolta sui siti operativi del downstream di Eni, Versalis,
Enipower e Eni Plenitude
Analisi svolta sulle
concessioni Upstream
In sovrapposizione a siti
operativi
Adiacente a siti operativi
(<1km)
(b)
Con attività operativa
nell’area di sovrapposizione
2022 2022 2022
Siti Naturali Patrimonio Mondiale UNESCO (WHS) (numero) 0 0 0
Natura 2000 14 38 11
IUCN
(c)
5 23 2
Ramsar
(d)
0 3 2
Altre Aree Protette 2 9 14
KBA 9 15 8
(a) Il perimetro di rendicontazione, oltre alle società consolidate integralmente, include anche 4 concessioni Upstream appartenenti a società operate in Egitto e stabilimenti del downstream di Eni,
anch’essi appartenente a società operate. Ai fini 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) Aree protette con assegnata una categoria di gestione IUCN, International Union for Conservation of Nature.
(d) Lista di zone umide di importanza internazionale individuate dai Paesi che hanno sottoscritto la Convenzione di Ramsar firmata in Iran nel 1971 e che ha l’obiettivo di garantire lo sviluppo sostenibile e
la conservazione della biodiversità di tali aree.
NUMERO DI AREE PROTETTE E KBA IN SOVRAPPOSIZIONE O ADIACENTI A SITI E CONCESSIONI
APPARTENENTI A SOCIETÀ OPERATE
(a)
Diritti umani
Eni si impegna a svolgere le proprie attività nel rispetto dei di-
ritti umani e si attende che i propri Business Partner facciano
altrettanto nello svolgimento delle attività assegnate o svolte
in collaborazione con e/o nell’interesse di Eni. Tale impegno,
fondato sulla dignità di ciascun essere umano e sulla respon-
sabilità dell’impresa di contribuire al benessere delle persone
e delle Comunità nei Paesi di presenza, è espresso nella Di-
chiarazione di Eni sul rispetto dei diritti umani approvata nel
2018 dal CdA. Il documento evidenzia 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 dalle Li-
nee Guida OCSE destinate alle Multinazionali
43
. Questi aspetti
sono descritti all’interno di un report dedicato, Eni for Human
Rights
44
, pubblicato annualmente dal 2019, in cui si fornisce
una rappresentazione integrale del modello gestionale adot-
tato sul tema e delle attività degli ultimi anni, avvalendosi
dell’UNGP Reporting Framework per rendicontare impegni
e risultati. Nel 2022 il Comitato Sostenibilità e Scenari, che
ha funzioni propositive e consultive nei confronti del CdA sui
temi ESG e anche Diritti Umani, ha approfondito le attività
dell’anno, tra cui il modello di gestione risk-based adottato da
Eni e lo Slavery and Human Trafficking Statement approvato
dal CdA ad aprile 2022. Anche quest’anno Eni ha proseguito
nel processo di attribuzione al management di incentivi col-
legati alle performance sui diritti umani, assegnando obiettivi
specifici a tutti i primi riporti dell’AD e agli altri livelli manage-
riali, a seconda del ruolo. Con riferimento alla formazione, in
continuità con il programma di sensibilizzazione pluriennale
lanciato nel 2016, anche nel 2022, sono stati erogati specifici
corsi e-learning dedicati principalmente alle funzioni mag-
giormente coinvolte, allo scopo di creare internamente un
linguaggio e una cultura comune e condivisa sul tema e di
migliorare la comprensione dei possibili impatti del business
in materia, inclusi approfondimenti su tematiche di interes-
se 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 significativi per l’a-
zienda – 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” identificati da Eni sono
13, raggruppati in 4 categorie: diritti umani (i) nel posto di
lavoro; (ii) nelle comunità che ospitano le attività di Eni; (iii)
nelle relazioni commerciali (con fornitori, contrattisti e altri
business partner) e (iv) nei servizi di security. Nel 2020 è sta-
to realizzato un modello risk-based di valutazione del presidio
dei diritti umani sul posto di lavoro finalizzato a segmenta-
re le società Eni in base a parametri quantitativi e qualitativi
che colgono le caratteristiche e i rischi specifici del Paese/
contesto operativo e legati al processo di gestione delle ri-
sorse umane (tra cui il contrasto a ogni forma di discrimina-
zione, la parità di genere, le condizioni di lavoro, la libertà di
(42) UN Guiding Principles on Business and Human Rights (UNGPs).
(43) OECD Guidelines for Multinational Enterprises.
(44) Si veda: https://www.eni.com/assets/documents/eng/just-transition/2021/eni-for-human-rights-2021.pdf
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022196
associazione e contrattazione collettiva). Questo approccio
identifica le eventuali aree di rischio, o di miglioramento, per
le quali definire delle azioni specifiche da monitorare nel tem-
po. Nel corso del 2022 è stata approfondita l’applicazione del
modello nelle società controllate del business upstream già
oggetto di monitoraggio nel 2021 ed è stata effettuata una
prima applicazione nell’ambito Energy Evolution. Eni è impe-
gnata nel prevenire possibili impatti negativi sui diritti umani
di individui e comunità ospitanti, derivanti dalla realizzazio-
ne 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 riferimento, quali ad esempio
gli indici di rischio del data provider Verisk Maplecroft, e alle
caratteristiche progettuali, al fine di classificare i progetti di
business delle attività Upstream in base al potenziale rischio
diritti umani e individuare le opportune misure di gestione. I
progetti a rischio più elevato sono oggetto di specifico appro-
fondimento mediante “Human Rights Impact Assessment”
(HRIA) o “Human Rights Risk Analysis” (HRRA) per identifi-
care le misure atte a prevenire gli impatti potenziali sui diritti
umani e a gestire quelli esistenti. Nel 2022 tali approfondi-
menti sono stati condotti per i progetti di sviluppo degli agri-
feedstock avviati in Kenya e in Congo
45
, identificando delle
raccomandazioni volte a mitigare i potenziali impatti negati-
vi, declinate in Piani d’Azione da implementare nel 2023. Nel
corso dell’anno è stato, inoltre, dato seguito ai Piani d’Azione
sugli assessment del 2021: a Cabinda Centro in Angola; nel
Blocco 47 in Oman; nel blocco di Dumre in Albania; nell’Area
C dell’Emirato di Sharjah (UAE). Tutti i report degli HRIA con-
dotti fino al 2020 ed i relativi Piani di Azione adottati, inclusi
i report periodici sull’avanzamento dei Piani, sono disponibili
pubblicamente sul sito Eni
46
.
In alcuni Paesi, quali 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 consulta-
zione preventiva, libera e informata. La più recente di queste
Policy, riferita alle popolazioni indigene in Alaska
47
interessate
dalle attività di business svolte dalla società Eni US Operating
nell’area, è stata adottata nel 2020 e rinnovata nel 2021. Nel
corso dell’anno non sono stati rilevati episodi di violazione dei
diritti di tali popolazioni
48
.
Il rispetto dei diritti umani nella catena di fornitura è per Eni
un requisito imprescindibile, tutelato attraverso un processo
di procurement che prevede l’adozione di un modello di va-
lutazione dedicato ai diritti umani, nonché di comportamen-
ti trasparenti, imparziali, coerenti e non discriminatori nella
selezione dei fornitori, nella valutazione delle offerte e nella
verifica delle attività previste a contratto (si veda capitolo
“Fornitori”). Per sancire e rafforzare l’impegno sui valori fon-
damentali e in particolare sul rispetto dei diritti umani, le im-
prese che collaborano con Eni sono chiamate a sottoscrivere
il “Codice di Condotta Fornitori”, un patto che guida e carat-
terizza i rapporti con i fornitori in tutte le fasi del processo
di procurement (dalla candidatura alla qualifica, ai procedi-
menti di acquisto fino alla fase di esecuzione) sui principi di
responsabilità sociale, tra cui i diritti umani. La valutazione e
il presidio sul rispetto dei diritti umani trovano applicazione
nei processi di procurement attraverso un modello risk-based
che consente di analizzare e classificare i fornitori secondo un
livello di potenziale rischio basato sul contesto Paese e sulle
attività
49
svolte. Al fine di rafforzare il presidio sul tema ed in
particolare sui rischi legati al lavoro forzato/obbligato e al di-
ritto alla libertà di associazione e contrattazione collettiva, nel
2022 l’applicazione del modello risk-based è stata estesa ad
ulteriori 13 società estere, per un totale di 24, e ha consentito
l’individuazione di Nigeria, Congo e Mozambico come Paesi
con il maggior numero di fornitori a rischio. Oltre alle attività
di due diligence, valutazione di gara, feedback d’esecuzione e
aggiornamenti con questionari dedicati, il modello risk-based
prevede lo svolgimento sui fornitori di verifiche atte a moni-
torare, in coerenza con gli standard internazionali SA8000, il
presidio dei diritti umani: nel 2022 sono state effettuate più
di 350 verifiche approfondite, documentali ed in campo, su
fornitori diretti ed indiretti. Per promuovere la conoscenza dei
presidi sui diritti umani, sono stati inoltre organizzati dei pro-
grammi di formazione da remoto e dei workshop verso colle-
ghi delle funzioni di Vendor Management di consociate estere.
Ulteriori misure volte a contrastare le forme di moderna schia-
vitù e la tratta di esseri umani ed impedire lo sfruttamento di
minerali associati a violazioni dei diritti umani nella catena di
fornitura sono approfondite, rispettivamente, nel “Slavery and
Human Trafficking Statement”
50
e nella Posizione sui “Conflict
minerals”
51
. Quest’ultima descrive le politiche ed i sistemi per
l’approvvigionamento di “conflict minerals” (tantalio, stagno,
tungsteno e oro) da parte di Eni, aventi l’obiettivo di minimiz-
zare il rischio che l’approvvigionamento di tali minerali possa
contribuire a finanziare, direttamente o indirettamente, viola-
zioni dei diritti umani nei Paesi interessati.
Eni gestisce le proprie operazioni di security nel rispetto dei
principi internazionali previsti anche dai Voluntary Principles
on Security & Human Rights promossi dalla Voluntary Princi-
ples Initiative (VPI), l’iniziativa multistakeholder che riunisce
le principali energy companies nella tutela e promozione degli
(45) https://www.eni.com/it-IT/mobilita-sostenibile/biocarburanti-oli-vegetali.html
(46) https://www.eni.com/it-IT/trasformazione/rispetto-diritti-umani.html.
(47) Si veda: https://www.eni.com/assets/documents/Indigenous%20Peoples%20Policy%201DEC2020_final.pdf
(48) Con riferimento ai Paesi summenzionati, dove non sono emerse segnalazioni attraverso i grievance mechanism locali, su tematiche riconducibili ai diritti umani, nel
corso dell’anno.
(49) Basato su vulnerabilità e probabilità correlate a specifiche condizioni quali, il livello di formazione e competenze necessarie, il livello di intensità del lavoro, il ricorso ad
agenzie di manpower, i rischi di natura HSE. Sono state classificate come attività ad alto rischio sia attività industriali, come manutenzione, costruzione, assemblaggio, logisti-
ca, sia beni e servizi generali, come servizi di pulizia, catering, servizi di security e gestione degli immobili.
(50) In conformità alla normativa inglese Modern Slavery Act 2015 e, a partire da quest’anno, alla normativa australiana Commonwealth Modern Slavery Act 2018.
(51) In adempimento alla normativa della US SEC.
197ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Human Rights. Come comunicato ufficialmente l’8 dicembre
2022 dalla stessa VPI, dopo aver ottenuto già nel 2020 l’am-
missione in qualità di “Engaged Corporate Participant”, Eni ha
acquisito lo status di “Full Member” della Voluntary Principles
Initiative grazie alla dimostrazione dell’impegno profuso sul
tema della promozione e sensibilizzazione verso gli Human
Rights da parte di tutte le funzioni interessate. Tra le attività
più significative del 2022, si segnala l’applicazione in Nigeria
del Conflict Analysis Tool, progetto proposto ed elaborato dal-
la VPI con l’obiettivo di analizzare le cause dei conflitti di una
determinata area/Paese a partire dall’identificazione di quelle
cause che più contribuiscono a inasprire il conflitto, per poi
provare ad individuare eventuali possibili azioni da parte della
compagnia che possano avere come effetto una mitigazione
delle cause del conflitto. L’applicazione di questo tool ha com-
portato lo svolgimento di più di 30 interviste a livello locale
in cui sono state analizzate le cause del conflitto in Nigeria e
l’elaborazione di un Action Plan che contiene le relative azioni
di mitigazione e coinvolge diversi siti operativi del Paese. Da
ultimo, in linea con i principi del “responsible contracting” sug-
geriti dalle best practices e linee guida internazionali in mate-
ria di Business & 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 contrattuali di Eni e fornisce supporto al business
per la definizione e negoziazione delle stesse.
Metriche e commenti alle performance
Nel 2022 è stato completato il ciclo di formazione triennale,
avviato nel 2020, riguardo la formazione obbligatoria per i di-
rigenti e i quadri (Italia ed estero) dei 4 moduli specifici: “Se-
curity and Human Rights”, “Human Rights and relations with
Communities”, “Human Rights in the Workplace” e “Human
rights in the Supply Chain”. Inoltre, è continuata l’erogazione
rivolta a tutta la popolazione Eni degli altri percorsi offerti
sulle tematiche di sostenibilità e diritti umani. La percentua-
le complessiva di fruizione dei corsi si è attestata all’89%
degli iscritti. È stata anche portata a termine l’erogazione dei
corsi specialistici di Human Rights alla popolazione target
individuata da piano ed è stato erogato ai neo-inseriti il corso
base Business & Human Rights. Nel 2022 sono state avviate
attività di sensibilizzazione e formazione sul contrasto alla
violenza e alle molestie sul lavoro come previsto dalla policy
specifica emessa a fine 2021, anche per rispondere anticipa-
tamente alle previsioni della Convenzione n. 190 dell’Orga-
nizzazione Internazionale del lavoro. La percentuale del per-
sonale della famiglia professionale Security, formato in tema
di diritti umani si è attestata al 93%: tale percentuale riflette
il ricambio quali/quantitativo delle risorse in ingresso ed in
uscita dalla famiglia professionale anno su anno. Inoltre, Eni
dal 2009 conduce un programma di formazione a forze di si-
curezza pubbliche e private presso le controllate, riconosciu-
to come best practice nella pubblicazione congiunta Global
Compact e Principles for Responsible Investment (PRI) delle
Nazioni Unite del 2013. A tal proposito, dal 9 all’11 novem-
bre 2022 presso le società controllate NAOC (Nigerian Agip
Oil Company ltd) e NAE (Nigerian Agip Exploration) in Port
Harcourt si è tenuto il Workshop Security & Human Rights,
condotto da una società indipendente di consulenza, specia-
lizzata nel security management e tutela dei Diritti Umani
in ambito internazionale, con 409 partecipanti appartenenti
alle forze armate nigeriane, alle forze di sicurezza private e a
NAOC e NAE. Tale Workshop ha rappresentato la 21ma edi-
zione dell’iniziativa di formazione che finora ha coinvolto 15
Paesi. Per quanto concerne le segnalazioni, nel 2022 è stata
completata l’istruttoria su 77 fascicoli
52
, di cui 45 includeva-
no tematiche afferenti ai diritti umani, principalmente relati-
ve a potenziali impatti sui diritti dei lavoratori e sulla salute e
sicurezza occupazionale. Tra queste sono state verificate 62
asserzioni, per 12 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 raffor-
zamento dei controlli in essere; (ii) azioni di formazione sulle
tematiche del Codice Etico e della “Zero Tolerance” policy
e (iii) azioni verso dipendenti, con provvedimenti disciplina-
ri, secondo il contratto collettivo di lavoro e le altre norme
nazionali applicabili. A fine anno risultano ancora aperti 16
fascicoli, in 5 dei quali sono richiamate tematiche relative
ai diritti umani, riguardanti principalmente potenziali impatti
sui diritti dei lavoratori.
(52) Fascicolo di segnalazione: è un documento di sintesi degli accertamenti condotti sulla/e segnalazione/i (che può contenere una o più asserzioni circostanziate e verifi-
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. In
particolare Eni, sin dal 2006, si è dotata di una normativa che disciplina il processo di ricezione, analisi e trattamento delle segnalazioni (cd. whistleblowing) trasmesse, anche
in forma confidenziale o anonima, a Eni SpA e alle società controllate in Italia e all’estero per consentire a chiunque, dipendenti e soggetti terzi, di segnalare fatti afferenti al
SCIGR nonché aventi ad oggetto comportamenti posti in essere in violazione del Codice Etico, di leggi, regolamenti, provvedimenti delle Autorità, normative interne, comunque
idonei ad arrecare danno o pregiudizio, anche solo reputazionale, ad Eni. Come indicato nella normativa (pubblicata sul sito internet della Società) che definisce ruoli e respon-
sabilità relativi alle attività istruttorie e ai flussi informativi, tutti i Fascicoli di segnalazione sono sottoposti, tra gli altri, al Collegio Sindacale in qualità di Audit Committee ai fini
della normativa SOA (Sarbanes - Oxley Act del 2002), alla Presidente del Consiglio di Amministrazione, all’Amministratore Delegato e alla Società di revisione.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022198
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2022 2021 2020
Ore dedicate a formazione sui diritti umani
(a)
(numero) 14.245 22.983 28.838
In classe 152 0 260
A distanza 14.093 22.983 28.578
Dipendenti che hanno ricevuto formazione sui diritti umani
(b)
(%) 89 94 92
Forze di Sicurezza che hanno ricevuto formazione sui diritti umani
(c)
(numero) 409 88 32
Personale di security (famiglia professionale) che ha ricevuto formazione sui diritti umani
(d)
(%) 93 90 91
Contratti di security contenenti clausole sui diritti umani
97 98 97
Fascicoli di segnalazioni (asserzioni)
(e)
afferenti al rispetto dei diritti umani - chiusi nell’anno: (numero) 45 (62) 30 (40) 25 (28)
Asserzioni fondate 12 2 11
Asserzioni parzialmente fondate 0 3 n.a.
Asserzioni non fondate con adozione di azioni di miglioramento 0 7 9
Asserzioni non fondate/ non accertabili
(f)
/not applicable
(g)
50 28 8
Inerenti episodi di discriminazione
(h)
3
(a) I dati riportati in tabella considerano le ore di formazione consuntivate dai dipendenti. I dati 2020-21 sono stati opportunamente riesposti a valle del cambio metodologia nel calcolo dell’indicatore.
(b) Tale percentuale è calcolata come rapporto tra il numero di dipendenti iscritti che hanno completato un corso di formazione sul numero totale dei dipendenti iscritti.
(c) Le variazioni nei numeri del personale delle forze di sicurezza formato sui diritti umani, in alcuni casi anche significative tra un anno e l’altro, sono legate alle diverse caratteristiche dei progetti
formativi ed alle contingenze operative.
(d) Si tratta di un valore percentuale cumulato. Nelle Forze di Sicurezza è incluso sia il personale della vigilanza privata che opera contrattualmente per Eni, sia il personale delle Forze di Sicurezza
pubbliche, siano esse militari o civili, che svolgono, anche indirettamente, attività e/o operazioni di security a tutela delle persone e degli asset di Eni.
(e) A partire dal 1° ottobre 2021 è stata definita una diversa classificazione degli esiti dei Fascicoli che passano da 4 (“Fondato”, “Non Fondato con Azioni”, “Non Fondato” e “Not Applicable”) a 5 cate-
gorie (“Fondato”, “Parzialmente Fondato”, “Non Fondato”, “Non Accertabile” e “Not Applicable”).
(f) Asserzioni che non contengono elementi circostanziati, precisi e/o sufficientemente dettagliati e/o, per le quali sulla base degli strumenti di indagine a disposizione, non è possibile confermare o
escludere la fondatezza dei fatti in esse segnalati.
(g) Asserzioni in cui i fatti segnalati coincidono con l’oggetto di pre-contenziosi, contenziosi e indagini in corso da parte di pubbliche autorità (ad esempio, autorità giudiziarie, ordinarie e speciali,
organi amministrativi ed authority indipendenti investiti di funzioni di vigilanza e controllo). La valutazione è effettuata previo parere da parte della funzione affari legali o delle altre funzioni competenti.
(h) Gli asseriti episodi di discriminazione non hanno evidenziato elementi di fondatezza.
199ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Fornitori
Eni ha sviluppato un modello di procurement che tiene conto in
tutte le sue fasi, dalla selezione e qualifica dei fornitori, ai proce-
dimenti di gara fino alla gestione contrattuale e feedback, delle
caratteristiche ESG dei propri fornitori, con l’obiettivo di promuo-
vere presso la supply chain la generazione di valore condiviso e
duraturo. Eni realizza tale impegno promuovendo presso i fornitori
i propri valori, coinvolgendoli in iniziative di sviluppo e includendoli
nelle attività di prevenzione dei rischi. In particolare, nell’ambito
del processo di Procurement Sostenibile, Eni: (i) sottopone, con
cadenza periodica, tutti i fornitori a processi di qualifica e due
diligence per verificarne l’affidabilità etica reputazionale, econo-
mico-finanziaria, tecnico-operativa e l’applicazione dei presidi in
materia di salute, sicurezza, ambiente, governance, cyber security
e tutela dei diritti umani, per minimizzare i rischi lungo la catena
di fornitura; (ii) richiede a tutti i fornitori la sottoscrizione del Codi-
ce di Condotta Fornitori come impegno reciproco nel riconoscere e
tutelare il valore di tutte le persone, impegnarsi a contrastare i cam-
biamenti climatici e i loro effetti, operare con integrità, tutelare le
risorse aziendali, promuovendo l’adozione di tali principi presso le
proprie persone e la propria catena di fornitura; (iii) considera nelle
logiche di assegnazione dei contratti le caratteristiche ESG
53
, rile-
vanti per l’oggetto contrattuale, monitorando periodicamente il ri-
spetto degli impegni assunti dal fornitore, nelle varie fasi del proces-
so di Procurement; (iv) qualora dalle verifiche emergano criticità,
richiede l’implementazione 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 promuo-
vere lo sviluppo sostenibile delle filiere, nel 2022 Eni ha rafforzato
ulteriormente il proprio programma di Sustainable Supply Chain
con iniziative finalizzate a coinvolgere i fornitori nel percorso di
transizione energetica equa e sostenibile, valorizzando gli aspet-
ti di tutela ambientale, sviluppo economico e crescita sociale. Il
Programma di Sustainable Supply Chain ha riguardato in partico-
lare: (i) Coinvolgimento delle imprese nel percorso di sviluppo so-
stenibile. Nel 2022 si è rafforzato il percorso sistemico attraverso
la sempre più ampia diffusione della piattaforma powered by Eni,
Open-es, uno strumento per coinvolgere e supportare tutte le im-
prese nel percorso di misurazione e crescita sulle dimensioni della
sostenibilità. Grazie all’approccio aperto ed inclusivo dell’iniziativa
e l’adesione di diversi attori (capo filiera, istituti finanziari, associa-
zioni, ecc.) e settori della value-chain, Open-es conta più di 10.000
imprese, di cui circa 3.600 della filiera Eni e permette di creare e
aggiornare il proprio profilo ESG, condividere le informazioni di so-
stenibilità con clienti ed altri stakeholder, accedere a benchmark di
settore per confrontarsi con realtà simili e individuare le azioni pri-
oritarie da implementare per migliorare il proprio posizionamento.
Per il processo di Procurement Eni, la partecipazione all’iniziativa è
requisito essenziale per valutare e valorizzare l’impegno profuso da
ciascun fornitore nel percorso di sviluppo sostenibile, con l’obiettivo
di coinvolgere l’intera filiera. Ad ulteriore supporto del miglioramen-
to delle performance ESG delle imprese, nel 2022 è stata effettuata
un’analisi sui dati Open-es di 2.600 imprese italiane che ha consen-
tito di individuare principali gap e aree di forza e di definire priorità
ed azioni da intraprendere per essere un’impresa competitiva e so-
stenibile. Nell’ambito dell’iniziativa, le imprese possono anche parte-
cipare a “Open-es Competenze ESG”, una serie di eventi gratuiti per
accrescere le conoscenze dei propri dipendenti sui temi ESG, un’op-
portunità per confrontarsi con esperti del settore su aspetti specifici
(Neutralità carbonica, Sostenibilità Sociale e di Governance, Diver-
sity & Inclusion, Responsabilità nella gestione dei Fornitori, Diritti
Umani); (ii) Formazione dei fornitori. Oltre alle iniziative formative
Open-es aperte a tutte le imprese, Eni ha organizzato workshop
settoriali di confronto sulle tematiche ESG e webinar su tematiche
digitali e di cyber security; (iii) Supporto finanziario ai fornitori. Nel
2022, nell’ambito dell’iniziativa “Basket Bond - Energia Sostenibile”,
lanciata nel 2021 per supportare dal punto di vista finanziario le filie-
re dell’energia nella transizione energetica e promuovere la realizza-
zione di modelli di business sostenibili, sono stati finanziati €23 Mln
di minibond; (iv) Criteri di sostenibilità e meccanismi premianti.
Per valorizzare l’impegno e favorire l’adozione di best practice da
parte dei fornitori, in fase di acquisto, sono stati applicati criteri di
sostenibilità e meccanismi premianti, nella valutazione delle offerte
per circa €4,5 Mld di procurato.
Metriche e commenti alle performance
Nel corso del 2022, 6.622 fornitori
54
sono stati oggetto di veri-
fica e valutazione con riferimento a tematiche di sostenibilità
ambientale e sociale (tra cui salute, sicurezza, ambiente, diritti
umani, anticorruzione, compliance). I fornitori interessati da
potenziali criticità soggette ad azioni di miglioramento, in au-
mento rispetto al 2021, sono circa il 10% (pari a 659) 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. In analogia
si registra un aumento dei fornitori con i quali sono stati inter-
rotti i rapporti (pari a 54), per valutazione negativa in fase di
qualifica oppure per provvedimento di sospensione o revoca
della qualifica.
Infine, si segnala che nel corso del 2022, è stata rilevata un’in-
fluenza in termini di prezzo e criticità logistiche dovuta alle
dinamiche macroeconomiche, senza però degli impatti sulla
continuità degli approvvigionamenti.
(53) In procedimenti di gara sono stati introdotti dei requisiti premianti quali ad esempio l’efficientamento energetico, l’utilizzo di energia prodotta da fonti rinnovabili, certifi-
cazioni di sostenibilità, parco automezzi, utilizzo di materiale di riciclo, modalità di smaltimento, la parità di genere nei team, il mantenimento del livello occupazionale, etc.
(54) Include anche tutti i nuovi fornitori.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022200
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2022 2021 2020
Fornitori oggetto di assessment con riferimento ad aspetti nell’ambito della responsabilità sociale
(numero) 6.622 6.318 5.655
di cui: fornitori con criticità/aree di miglioramento 659 487 828
di cui: fornitori con cui Eni ha interrotto i rapporti 54
(a)
34 124
Nuovi fornitori valutati secondo criteri sociali
(b)
(%) 100 100 100
(a) Include 18 fornitori con cui Eni ha interrotto i rapporti per violazioni legate alla corruzione.
(b) La valutazione viene svolta sulla base di informazioni disponibili da fonti aperte e/o dichiarate dal fornitore e/o indicatori di performance e/o da audit in campo, attraverso almeno uno dei
seguenti processi: Due Diligence reputazionale, processo di qualifica, feedback di valutazione delle performance sulle aree HSE o compliance, processo di retroazione, assessment su tematiche
di diritti umani (ispirato allo standard SA8000 o certificazione similare).
Trasparenza, lotta alla corruzione e strategia fiscale
I 10 principi di UN Global Compact, tra cui il ripudio della
corruzione, sono riflessi nel Codice Etico Eni, diffuso a tut-
ti i dipendenti in fase di assunzione, e nel Modello 231 di
Eni SpA. A partire dal 2009, Eni ha progettato e sviluppato il
Compliance Program Anti-Corruzione, nel rispetto delle vi-
genti disposizioni applicabili, delle convenzioni internaziona-
li e tenendo conto di guidance e best practice, oltre che delle
policy adottate da primarie organizzazioni internazionali. Si
tratta di un sistema organico di regole e controlli e presidi
organizzativi volti alla prevenzione dei reati di corruzione e
strumentali anche alla prevenzione del fenomeno del rici-
claggio nel contesto delle attività non finanziarie di Eni SpA e
delle sue società controllate. A livello normativo il Complian-
ce Program Anti-Corruzione è rappresentato dalla MSG An-
ti-Corruzione
55
e da strumenti normativi di dettaglio che co-
stituiscono il quadro di riferimento nell’individuazione delle
attività a rischio e degli strumenti di controllo che Eni mette
a disposizione delle sue persone per prevenire e contrastare
il rischio di corruzione e di riciclaggio. Le società controllate,
in Italia e all’estero, devono adottare, con delibera del proprio
CdA
56
, gli strumenti normativi anti-corruzione emessi da Eni
mentre le società in cui è detenuta una partecipazione non di
controllo sono incoraggiate a rispettare gli standard definiti
nella normativa interna sul tema, adottando e mantenendo un
sistema di controllo interno in coerenza con i requisiti di leg-
ge. Il Compliance Program Anti-Corruzione di Eni si è evoluto
negli anni in un’ottica di miglioramento continuo, tanto che nel
gennaio 2017 Eni SpA è stata la prima società italiana ad aver
ricevuto la Certificazione ISO 37001:2016 “Anti-bribery Mana-
gement Systems”. Per il mantenimento di detta certificazione,
nel 2022 Eni si è sottoposta all’audit di ricertificazione conclu-
sosi con esito positivo. In aggiunta, per garantire l’effettività
del Compliance Program Anti-Corruzione, Eni supporta le sue
società controllate in Italia e all’estero, fornendo assistenza
specialistica nell’attività relativa alla valutazione di affidabilità
delle potenziali controparti a rischio (cd. “due diligence”), alla
gestione delle eventuali criticità/red flag emerse e all’elabora-
zione dei relativi presidi contrattuali. In particolare, vengono
proposte, nell’ambito dei contratti con le controparti, speci-
fiche clausole di Business Integrity (Condotta etica, respon-
sabilità amministrativa di impresa, anti-corruzione e anti-rici-
claggio) che prevedono anche l’impegno a prendere visione
e rispettare i principi contenuti nel Codice Etico, nel Modello
231 e nella MSG Anti-Corruzione di Eni.
Nel processo di qualifica dei potenziali fornitori (si veda sezione
Fornitori) viene valutato il profilo etico-reputazionale nonché, per i
casi a maggior rischio corruzione, l’adozione da parte degli stes-
si di un Compliance Program Anti-Corruzione. È prevista in ogni
caso la definizione nei relativi contratti di clausole di Business
Integrity che includono rimedi contrattuali in caso di violazione
degli obblighi di compliance anti-corruzione e, nei casi a maggior
rischio, diritti di audit da parte di Eni. Inoltre, anche il subcontractor
è sottoposto a controlli preventivi per verificarne l’affidabilità sotto
il profilo etico-reputazionale e deve operare esclusivamente sul-
la base di un contratto scritto, che contenga impegni relativi alla
compliance equivalenti a quelli previsti per il fornitore principale.
Eni ha, inoltre, definito e attuato uno strutturato processo di
Compliance risk assessment e monitoring volto rispettiva-
mente a: (i) identificare, valutare e tracciare i rischi di corru-
zione nell’ambito delle proprie attività di business e ad orien-
tare la definizione e l’aggiornamento dei presidi di controllo
previsti negli strumenti normativi Anti-Corruzione; (ii) ana-
lizzare periodicamente l’andamento dei rischi di corruzione
identificati, attraverso lo svolgimento di specifici controlli e
l’analisi di indicatori di rischio volti ad assicurare l’aderenza
ai requisiti normativi e l’efficacia dei modelli posti a loro pre-
sidio. Tra le attività a rischio individuate da Eni attraverso il
Compliance risk assessment, in ragione del proprio conte-
sto operativo e organizzativo di riferimento, rientrano a titolo
esemplificativo: (i) contratti con Terze Parti a Rischio corru-
zione e riciclaggio (quali, a titolo esemplificativo, business
associate, partner di joint venture, broker, controparti nelle
operazioni di gestione di beni immobili, operatori della rete
commerciale, fornitori, acquirenti/cessionari di crediti ecc.);
(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
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) In alternativa, con delibera dell’organo equivalente a seconda della governance della società controllata.
201ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(ii) operazioni di compravendita di partecipazioni societarie,
aziende e rami d’azienda, diritti e titoli minerari ecc. e con-
tratti di joint venture; (iii) iniziative non profit, progetti so-
ciali e sponsorizzazioni; (iv) vendita di beni e servizi (quali
a titolo esemplificativo, contratti con clienti del processo
commerciale), operazioni di trading e/o shipping; (v) selezio-
ne, assunzione e gestione delle risorse umane; (vi) omaggi e
ospitalità; (vii) rapporti con Soggetti Rilevanti. Annualmente
vengono pianificate attività di Compliance risk assessment e
interventi di Compliance Monitoring anti-corruzione secondo
un approccio risk-based. Nel 2022 i primi hanno riguarda-
to l’ambito Anti-Corruzione nel suo complesso e l’attività a
rischio “Vendita di beni e servizi” e i secondi si sono foca-
lizzati sulle attività a rischio “Joint Venture”, “Terze Parti” e
“Omaggi e Ospitalità”. Gli esiti di entrambe le attività hanno
confermato il livello di rischio atteso, l’adeguatezza delle mi-
sure di mitigazione poste in essere e l’efficacia del modello
di compliance adottato.
Eni realizza altresì un programma di formazione anti-cor-
ruzione rivolto a tutti i propri dipendenti (inclusi i dipenden-
ti in part-time), sia attraverso e-learning sia con eventi in
aula articolati in workshop generali e job specific training,
ottimizzando l’individuazione dei destinatari attraverso una
metodologia di segmentazione sistematica in funzione del
rischio corruzione associato ad alcuni driver come ad esem-
pio Paese, qualifica e famiglia professionale. Nel 2022, è sta-
to erogato il nuovo corso online “Codice Etico, Anti-Corruzio-
ne e Responsabilità Amministrativa d’Impresa” rivolto a tutta
Eni, in Italia e all’estero ed è stato aggiornato l’e-learning sul
Compliance Program Anti-Corruzione per il personale a me-
dio e alto rischio da erogare nel 2023.
Inoltre, sono stati svolti interventi in aula anche attraverso
la discussione di casi pratici, nell’ambito del percorso forma-
tivo dedicato ai Managing Director delle società controllate
e partecipate da Eni in Italia e all’estero focalizzandosi sui
temi di compliance e di mitigazione del rischio. Per le pro-
prie terze parti, Eni (i) ha tenuto un webinar rivolto ad alcuni
fornitori ad alto rischio; (ii) ha formato i dipendenti della joint
venture societaria Isatay Operating Company llp in Kaza-
khstan. Le attività rilevanti nell’ambito del Compliance Pro-
gram Anti-Corruzione e la pianificazione di tali attività per i
periodi successivi sono oggetto di una relazione annuale che
costituisce parte integrante della Relazione di Compliance
Integrata verso il management e gli organi di controllo di Eni
SpA. Nel corso del 2022 sono state portate all’attenzione del
Consiglio: (i) la revisione della MSG “Antitrust”per recepire le
modifiche intervenute al processo di Compliance Integrata
e garantire un ancor maggiore allineamento alle linee guida
emanate dall’Autorità Garante della Concorrenza e del Mer-
cato e (ii) l’approvazione della MSG “Modelli di Compliance
in materia di Responsabilità Amministrativa di Impresa per
le Società Controllate italiane di Eni”, in un’ottica di riassetto
del sistema normativo aziendale in materia di responsabili-
tà amministrativa di impresa per le controllate. In aggiunta
vengono svolte attività di informazione e aggiornamento pe-
riodico rivolte ai dipendenti Eni attraverso l’elaborazione di
brevi pillole informative di compliance, ivi compresi eventuali
temi anti-corruzione. L’esperienza di Eni matura anche attra-
verso la partecipazione a convegni eventi e gruppi di lavoro
internazionali quali il Partnering Against Corruption Initiative
(PACI) del World Economic Forum, l’O&G ABC Compliance
Attorney Group (gruppo di discussione sulle tematiche an-
ticorruzione nel settore dell’Oil & Gas) e nel 2021 e 2022 la
Task Force Integrity & Compliance rispettivamente del B20
Italia e del B20 Indonesia. Nell’ambito del piano di audit ap-
provato annualmente dal CdA, Eni svolge specifiche verifiche
sul rispetto delle previsioni del Compliance Program attra-
verso interventi dedicati e analisi su processi e società, indi-
viduati sulla base della rischiosità del Paese in cui operano 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, aggiorna-
ta nel corso del tempo e da ultimo nel 2020, allineata alle
best practice nazionali e internazionali nonché alla normati-
va italiana in materia (L.179/2017), che disciplina il proces-
so di ricezione, analisi e trattamento delle segnalazioni (cd.
di whistleblowing) ricevute, anche in forma confidenziale o
anonima, da Eni e dalle società controllate in Italia e all’este-
ro. Tale normativa consente a dipendenti e soggetti terzi, di
segnalare fatti afferenti al Sistema di Controllo Interno e Ge-
stione dei Rischi ed aventi ad oggetto comportamenti in vio-
lazione del Codice Etico, di leggi, regolamenti, provvedimenti
delle Autorità, normative interne, Modello 231 o Modelli di
Compliance per le controllate estere, idonei ad arrecare dan-
no o pregiudizio, anche solo d’immagine, ad Eni. Al riguardo
sono stati istituiti canali informativi dedicati e facilmente ac-
cessibili, disponibili sul sito eni.com.
La strategia fiscale 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 consape-
volezza di contribuire in modo significativo al gettito fiscale degli
Stati, sostenendo lo sviluppo economico e sociale locale. Eni ha
disegnato e implementato un Tax Control Framework di cui è re-
sponsabile il CFO di Eni, strutturato in un processo aziendale a
tre fasi: (i) valutazione del rischio fiscale (Risk Assessment); (ii)
individuazione e istituzione dei controlli a presidio dei rischi; (iii)
verifica di efficacia dei controlli e relativi flussi informativi (Re-
porting). Nell’ambito delle attività di gestione del rischio fiscale e
di contenzioso, Eni adotta la preventiva interlocuzione con le Au-
(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.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022202
torità fiscali e il mantenimento di rapporti improntati alla traspa-
renza, al dialogo ed alla collaborazione partecipando, laddove
opportuno, a progetti di cooperazione rafforzata (Co-operative
Compliance). A testimonianza dell’impegno verso una migliore
governance e trasparenza del settore estrattivo, fondamentale
per favorire un uso responsabile delle risorse e prevenire feno-
meni corruttivi, Eni aderisce all’Extractive Industries Transparen-
cy Initiative (EITI) dal 2005. In tale contesto, Eni partecipa attiva-
mente sia a livello locale, attraverso i Multi Stakeholder Group nei
Paesi aderenti, che nell’ambito delle iniziative del Board a livello
internazionale. In conformità alla legge italiana n. 208/2015, Eni
redige il “Country-by-Country Report” previsto dalla Action 13 del
progetto “Base erosion and profit shifting – BEPS”, promosso
dall’OCSE con la sponsorship del G-20, il cui obiettivo è fare di-
chiarare i profitti delle aziende multinazionali nelle giurisdizioni
dove le attività economiche che li generano sono svolte, in mi-
sura proporzionale al valore generato. Nell’ottica di favorire la
trasparenza fiscale a beneficio di tutti gli stakeholder interessati,
tale report è oggetto di pubblicazione volontaria da parte di Eni,
pur non essendoci obblighi normativi al riguardo
59
. La pubblica-
zione 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 sulla trasparenza contrattuale in cui
incoraggia i Governi a conformarsi al nuovo standard sulla pub-
blicazione dei contratti ed esprime il proprio sostegno ai mecca-
nismi e alle iniziative che saranno avviate dai Paesi per promuo-
vere la trasparenza in questo ambito. Infine, anticipando di due
anni gli obblighi di rendicontazione in materia di trasparenza dei
pagamenti agli stati nell’esercizio dell’attività estrattiva introdotti
dalla Direttiva Europea 2013/34 UE (Accounting Directive), Eni
aveva iniziato nel 2015 a fornire disclosure su base volontaria di
una serie di dati di sintesi dei flussi finanziari pagati agli Stati nei
quali conduce attività di ricerca e produzione d’idrocarburi.
Metriche e commenti alle performance
Nel corso del 2022 sono stati svolti 25 interventi di audit, in
10 Paesi, nell’ambito dei quali sono state eseguite verifiche
anticorruzione applicabili sul rispetto delle previsioni del Com-
pliance Program Anti-Corruzione e 19 interventi di vigilanza
sui Modelli 231/di Compliance delle società controllate italia-
ne/estere. Come nel 2021, anche quest’anno i casi di corru-
(59) Per maggiori dettagli si veda l’ultimo Country by Country Report: https://www.eni.com/assets/documents/ita/bilanci-rapporti/2021/Country-by-Country-2021-ITA.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 in cui vi sia stato l’accertamento nel merito di un
fatto di corruzione.
(62) L’informazione sopra riportata si riferisce ad eventuali violazioni degli artt. 2 o 3 della legge n. 287/1990, degli artt. 101 o 102 TFUE, o di analoghe disposizioni normative di
altri Paesi in materia di tutela della concorrenza. Non rientrano quindi nel perimetro dei comportamenti anticoncorrenziali e delle violazioni delle normative antitrust e relative
alle pratiche monopolistiche eventuali condotte in violazione degli artt. 20-26 del d.lgs. n. 206/2005 (Codice del consumo) o di analoghe disposizioni normative di altri Paesi
in materia di tutela del consumatore.
zione accertati
61
relativi ad Eni SpA sono pari a 0 e, conse-
guentemente, non vi sono stati licenziamenti legati a questa
casistica. Per i procedimenti in corso e per il totale dei casi
significativi di non conformità a leggi e regolamenti si veda la
sezione “Contenziosi” a pagina 334. In particolare, nel 2022,
in materia di comportamento anticoncorrenziale e violazioni
delle normative antitrust e relative alle pratiche monopolisti-
che, non è stata rilevato alcun caso in cui Eni SpA sia stata
identificata come partecipante
62
. Nel corso dell’anno 2022,
la formazione anti-corruzione in modalità e-learning è stata
erogata attraverso il nuovo corso “Codice Etico, anti-corruzio-
ne e Responsabilità Amministrativa d’Impresa”, rivolto a tutta
la popolazione Eni, in Italia e all’estero (formati circa 28.000
dipendenti). Circa il 93% della popolazione Eni ha fruito di al-
meno un corso anti-corruzione nel corso dell’anno. Inoltre, nel
2022 è proseguita la formazione sui temi anti-corruzione at-
traverso general workshop e job specific training secondo la
metodologia risk-based iniziata nel 2019. Nell’ambito dell’im-
pegno con EITI, Eni segue le attività svolte a livello internazio-
nale e nei Paesi aderenti contribuisce alla preparazione dei
Report; inoltre, in qualità di membro, partecipa alle attività dei
Multi Stakeholder Group in Congo, Ghana, Timor Leste e Re-
gno Unito. In Indonesia, Kazakhstan, Messico, Mozambico e
Nigeria, le società controllate di Eni partecipano ai Multista-
keholder Group locali di EITI mediante le associazioni di cate-
goria presenti nei Paesi.
Nel 2022, Eni ha generato un valore economico pari a €134
miliardi di cui sono stati distribuiti €120 miliardi, in particolare:
85% sono costi operativi, 7% pagamenti alla Pubblica Ammi-
nistrazione, 5% pagamenti ai fornitori di capitale e 3% salari e
stipendi per i dipendenti. Nel 2022, il Gruppo Eni ha ricevuto
circa €370 milioni di assistenza finanziaria dalla Pubblica Am-
ministrazione. Tale ammontare include circa €200 milioni di
crediti di imposta riconosciuti in Italia alle imprese energivore
e gasivore istituiti dai Decreti-Legge n. 4 del 27 gennaio 2022,
n.17 del 1° marzo 2022, n.21 del 21 marzo 2022 e successive
modificazioni, per far fronte ai maggiori oneri sostenuti per
l’acquisto del gas naturale ed energia elettrica.
Nel corso dell’anno, si sono registrati investimenti al netto del-
le svalutazioni pari a €6.916 milioni, l’ammontare relativo allo
share buy-back e al pagamento dei dividendi è pari a €5.469
milioni. Nel corso dell’anno sono state pagate imposte per
€8.488 milioni.
203ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
VALORE ECONOMICO
2022 2021 2020
Totale
Totale
Totale
Valore economico generato
(milioni di euro) 134.232 78.092 45.638
Valore economico distribuito
(a)
120.451 66.138 41.437
di cui: costi operativi 102.529 55.549 33.551
di cui: salari e stipendi per i dipendenti 3.015 2.888 2.863
di cui: pagamenti ai fornitori di capitale 6.419 3.975 2.974
di cui: pagamenti alla Pubblica Amministrazione 8.488 3.726 2.049
Valore economico trattenuto
13.781 11.954 4.201
(a) Per la voce Valore economico distribuito relativo al Community Investment si rimanda alla sezione Principali indicatori di performance del capitolo Alleanze per lo sviluppo a pagg. 206-207.
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2022 2021 2020
Totale
di cui società
consolidate
integralmente Totale Totale
Interventi di audit con verifiche anti-corruzione
(numero) 25 25 20 31
Workshop generale
1.346 1.223 1.284 904
Job specific training
523 492 702 568
Paesi in cui Eni supporta il Multistakeholder Group locali di EITI
9 9 9 9
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022204
ALLEANZE PER LO SVILUPPO
Le Alleanze per lo sviluppo sostenibile in coerenza con l’Agenda
2030 contribuiscono alla creazione di valore di lungo termine
per tutti gli stakeholder e rappresentano l’impegno di Eni per
una transizione energetica equa volta a raggiungere uno svilup-
po umano globale, che richiede un cambiamento culturale, oltre
che sociale, economico e tecnologico. Tale approccio si inseri-
sce nella strategia aziendale di decarbonizzazione e abbraccia
tematiche chiave come: la “Just Transition”, che sempre di più
considera l’impatto della trasformazione energetica sulle per-
sone, a partire dai lavoratori diretti e indiretti, includendo anche
le comunità e i consumatori; la promozione e il rispetto dei di-
ritti umani, attraverso un modello di gestione responsabile nei
principali processi aziendali oramai consolidato; le strategie
per contrastare gli effetti causati dal cambiamento climatico,
migliorando la capacità di adattamento e resilienza; la crescita
demografica e i flussi migratori, anch’essi in parte conseguenza
dei cambiamenti climatici. L’approccio è integrato lungo tutto il
ciclo di business attraverso l’analisi della situazione dei diritti
umani e del contesto socio-economico, l’analisi d’impatto e del-
le misure di compensazione, la valutazione del local content, la
promozione dello sviluppo locale e dell’engagement con gli sta-
keholder. In particolare, i programmi di sviluppo locale promuo-
vono un ampio portafoglio di iniziative a favore delle comunità,
in linea con i piani di sviluppo nazionali e gli Obiettivi di Sviluppo
Sostenibile (SDG), anche a sostegno della creazione di opportu-
nità di lavoro e del trasferimento di know-how e di competenze
ai partner locali. Elemento essenziale per il raggiungimento de-
gli obiettivi comuni sono le alleanze per lo sviluppo sostenibile
con tutti gli attori in gioco – dai privati, al pubblico, alle organiz-
zazioni internazionali, alle associazioni della società civile, agli
istituti di ricerca – che consentono di mettere a fattore comune
risorse e capitale umano per promuovere una crescita inclusi-
va. A partire dall’analisi del contesto socio-economico locale,
realizzata sulla base del global Multidimensional Poverty Index
(MPI) sviluppato da UNDP e Oxford University, che accompa-
gna le varie fasi progettuali di business al fine di assicurare una
maggiore efficienza e sistematicità nell’approccio decisionale,
dal momento dell’acquisizione delle licenze fino al decommis-
sioning, Eni adotta strumenti e metodologie coerenti con i prin-
cipali standard internazionali per rispondere alle esigenze delle
popolazioni locali. Questi strumenti permettono da un lato di
promuovere lo sviluppo locale e dall’altro di ridurre eventuali im-
patti economici negativi (diretti e indiretti) delle nuove attività
di sviluppo del business. A questo scopo, Eni, al di là dei requi-
siti obbligatori previsti nei Paesi di presenza per l’autorizzazio-
ne ambientale, produce sempre un Environmental, Social and
Health Impact Assessment (ESHIA) che garantisce l’aderenza
delle attività ai più alti standard internazionali e prevede azioni
volte a evitare o minimizzare ad un livello ritenuto accettabile
gli impatti socio-economici delle attività. Gli studi di impatto
sono condivisi con le comunità locali
63
e, inoltre, grazie ad una
mappatura degli stakeholder locali interessati alle attività, Eni
proattivamente informa organizzazioni della società civile e di
tutela degli interessi delle minoranze in merito alla possibilità di
contribuire alle valutazioni di impatto. Inoltre, attraverso stru-
menti come l’Eni Local Content Evaluation (ELCE) e Eni Impact
Tool
64
è possibile valorizzare i benefici diretti, indiretti e indotti
generati da Eni nel contesto di operatività del business e attra-
verso il modello di cooperazione. Inoltre, vengono svolte delle
analisi atte a misurare la percentuale di spesa verso fornitori
locali presso alcune rilevanti controllate estere, che nel 2022, è
risultata pari a circa il 45% dello speso totale. A queste attività
si aggiunge la definizione di specifici Programmi per lo Svilup-
po Locale (Local Development Programme – 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), che prevedono cinque linee
di azione: (i) progetti di sviluppo locale: contributo allo svilup-
po 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 migliora-
mento dell’accesso all’energia off-grid e al clean cooking, alla
diversificazione economica (es. progetti agricoli, micro-credito,
interventi infrastrutturali) 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. I relativi progetti sono elaborati utilizzando
il Logical Framework Approach (LFA) e sono monitorati trami-
te lo strumento gestionale Monitoring, Evaluation and Lear-
ning (MEL); (ii) Local Content: generazione di valore aggiunto
attraverso il trasferimento di skill e know-how, l’attivazione di
manodopera lungo la catena di fornitura locale e l’implemen-
tazione di progetti di sviluppo; (iii) Land management: gestione
ottimale del territorio a partire dalla valutazione degli impatti
(63) Salvo se espressamente vietato dalla normativa locale stessa.
(64) 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 quantificare i benefici generati e indirizzare le scelte future di investimento.
205ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
derivanti dall’acquisizione di terreni su cui insistono le attività
di Eni per definire eventuali alternative, valutate con l’obiettivo
di perseguire il benessere delle comunità locali, e misure di miti-
gazione degli impatti; (iv) Stakeholder engagement: la capacità
della Società di relazionarsi con gli stakeholder e di rafforzare
la reciproca comprensione e fiducia è elemento fondamentale
per la definizione e conduzione delle attività di dialogo e coin-
volgimento degli stakeholder, oltre che delle migliori azioni da
mettere in campo per conseguire uno sviluppo sostenibile in
sinergia con le comunità locali; (v) Human Rights: valutazione
degli impatti potenziali o effettivi sui diritti umani riconducibili
– direttamente o indirettamente – alle attività di Eni tramite
HRIA o HRRA (si veda sezione Diritti Umani a pagg. 196-199),
definizione delle relative misure di prevenzione o mitigazione, in
linea con i Principi Guida delle Nazioni Unite (UNGP) e promo-
zione dei diritti umani mediante i Progetti di Sviluppo Locale.
La definizione di Local Development Programme implica l’im-
pegno di Eni in prima linea sul campo e al fianco degli altri attori
locali per contribuire allo sviluppo sostenibile dei Paesi.
In questa direzione si muovono le partnership sviluppate da Eni
con Organizzazioni Internazionali e – più in generale – della
cooperazione allo sviluppo. Ne sono esempi gli accordi firmati
nel 2022 con alcuni importanti attori nazionali ed internazionali
quali United Nations Educational, Scientific and Cultural Orga-
nization (UNESCO) in Messico per ridurre il rischio idrogeologi-
co nella regione del Tabasco e per la protezione del patrimonio
culturale; United Nations Industrial Development Organization
(UNIDO) per avviare il Centro di Ricerca sulle Energie Rinnova-
bili di Oyo in Congo e per valutare potenziali iniziative sull’idro-
geno; Agenzia Italiana per la Cooperazione allo Sviluppo (AICS),
in Egitto e in Kenya, per promuovere lo sviluppo delle comunità
locali; e la Stakeholder Alliance for Corporate Accountability
(SACA) in Nigeria per promuovere iniziative per il rispetto dei
Diritti Umani.
Per quanto riguarda le iniziative legate alla tematica salute
sono stati firmati accordi con diversi Ministeri della Salute e
Autorità sanitarie locali, come ad esempio in Mozambico ed
Egitto. È stato firmato un accordo di cooperazione con l’IRCCS
Centro Coardiologico Monzino per supportare Azule Energy
Angola nell’implementazione del progetto di capacity building
cardiologico ed è stato portato a termine il progetto a tutela
della salute dei rifugiati interni in collaborazione con Medici
con l’Africa CUAMM.
Tra le collaborazioni con il settore privato avviate nel 2022, vi
è quella con CNH Industrial e IVECO Group per la diversifica-
zione economica, l’educazione e la formazione professionale a
partire dal territorio della Basilicata. Eni ha definito tramite “pro-
cedura interna” i principi di indirizzo per la progettazione e at-
tuazione dei “Grievance Mechanism” a livello operativo in capo
alle società controllate che hanno la responsabilità di svilup-
pare tale processo, analizzare e concordare la soluzione con i
ricorrenti, che siano individui o comunità. Infatti, la conoscenza
del contesto anche culturale permette di avere dei processi con
adeguati canali di accesso coerenti con il contesto e di applica-
re le più pertinenti modalità di dialogo e gestione dell’eventuale
conflitto. In particolare, nella progettazione del meccanismo, le
società controllate possono condurre specifiche consultazioni
delle comunità locali, soprattutto verso le popolazioni indige-
ne e nei casi in cui il contesto e/o pregressi progetti facciano
presumere un elevato numero di grievance, oppure nel caso i
propri progetti o attività prevedano rilocalizzazione economica
o fisica delle comunità. Tutti i grievance ricevuti, analizzati e
gestiti dalle società controllate sono tracciati nell’applicativo
aziendale “Stakeholder Management System” (SMS), strumen-
to gestionale per “mappare” la relazione con gli stakeholder e
monitorare lo stato di avanzamento dei progetti e i risultati con-
seguiti e consente di monitorarli sia a livello di società control-
lata che centrale, dalla ricezione fino alla risoluzione, e permette
di classificarli per tema e rilevanza, e verificare la percentuale di
quelli risolti sul totale ricevuti in un dato periodo. Altri ambiti di
indagine riguardano la tempestività della gestione, l’analisi del
trend dei temi associati, per comprendere se vengono reiterati,
e la loro eventuale evoluzione verso un contenzioso. Le società
possono anche richiedere ai ricorrenti coinvolti un feedback sul
livello di soddisfazione in relazione al funzionamento del pro-
cesso, chiedendogli di segnalare eventuali aree di miglioramen-
to. Eni richiede inoltre ai propri fornitori, contrattisti e sub-con-
trattisti di rendere disponibile un proprio Grievance Mechanism
a lavoratori e comunità con cui interagiscono a nome di Eni.
Metriche e commenti alle performance
Nel 2022, gli investimenti per lo sviluppo locale ammontano
a circa €76,4
65
milioni (quota Eni), di cui circa il 93% nell’am-
bito delle attività Upstream. In Africa sono stati spesi un tota-
le di €39,1 milioni, di cui €32,9 milioni nell’area Sub-sahariana
principalmente nell’ambito dello sviluppo e manutenzione di
infrastrutture in particolare edifici scolastici. In Asia sono sta-
ti spesi ca. €26,0 milioni, principalmente investiti nell’ambito
della diversificazione economica, in particolare per lo sviluppo
e la manutenzione di infrastrutture. In Italia sono stati spesi
€6,5 milioni. Complessivamente in attività di sviluppo infra-
strutturale, sono stati investiti circa €31,3 milioni, di cui €17,2
milioni in Asia e €13,4 milioni in Africa, €0,7 milioni in America
Centro-Meridionale. Tra i principali progetti realizzati nel 2022
si segnalano iniziative per favorire: (i) l’accesso al clean co-
oking in Costa D’Avorio, Mozambico, Ghana e Angola, anche
attraverso campagne di sensibilizzazione e distribuzione di si-
stemi di cottura migliorati; in Kazakhstan è stata completata
l’attività di riqualificazione con efficientamento energetico di
una scuola nella regione del Turkestan, realizzata in partena-
riato con UNDP (United Nations Development Programme); (ii)
la diversificazione economica sia nel settore agricolo in Con-
(65) Il dato include le spese per attività di resettlement che nel 2022 sono pari a €1,2 mln, di cui: €1,06 mln in Mozambico, €0,07 mln in Ghana e €0,07 mln in Kazakhstan.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022206
(66) Reclamo o lamentela sollevato da un individuo – o da un gruppo di individui – relativo a incidenti o danni o altri impatti ambientali o sociali, reali o percepiti, avvenuti, in
corso o potenziali e determinati dalle attività della società o da un suo contrattista o fornitore. Un grievance viene definito come “risolto” quando le parti hanno concordato
una proposta di risoluzione.
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
2022 2021 2020
Totale
di cui società
consolidate
integralmente Totale Totale
Investimenti per lo sviluppo locale
(milioni di euro) 76,4 74,3 105,3 96,1
di cui: infrastrutture 31,3 31,1 39,8 41,8
go, Egitto, Nigeria e Angola sia per supportare l’imprenditoria
locale e giovanile in Ghana, Egitto e Mozambico; in Messico
sono state svolte attività di training e formazione a supporto
dei programmi scolastici ed iniziative volte al miglioramento
delle condizioni socio-economiche delle comunità con pro-
grammi di sviluppo dell’attività ittica ed è avvenuto il lancio di
attività di diversificazione economica volte alla creazione di un
ambiente favorevole allo sviluppo e all’integrazione dei giovani;
(iii) l’accesso all’educazione con attività di training e formazione
a supporto dei programmi scolastici in Costa D’Avorio, Egitto,
Mozambico, Ghana, Iraq, Messico e Angola; attività di ristruttura-
zione di edifici scolastici in Ghana, Iraq e Messico; (iv) l’accesso
all’acqua attraverso l’avvio dell’impianto di fornitura di acqua po-
tabile di Al-Burdjazia nell’area di Zubair e prosegue la costruzione
del nuovo impianto di potabilizzazione Al-Buradeiah a Bassora;
le attività ed iniziative sui temi di accesso all’acqua ed energia
rinnovabile a supporto dello sviluppo locale nelle aree operative
di Samboja, Kutai Kartanegara e Kalimantan orientale in Indone-
sia; nel nord-est della Nigeria è stata svolta la manutenzione dei
pozzi alimentati da sistemi fotovoltaici e sono stati completati
11 impianti idrici negli Stati di Borno e Yobe; la manutenzione
dei punti d’acqua preesistenti e attività di sensibilizzazione circa
l’utilizzo dell’acqua pulita e potabile in Angola; in Mozambico l’av-
vio di un programma multisettoriale volto a migliorare la qualità
della vita delle comunità residenti nel Distretto di Mecufi anche
tramite l’accesso a servizi di base quali l’acqua potabile. Nell’am-
bito dei progetti di sviluppo sanitario, nel 2022, Eni ha realizzato
iniziative in 16 Paesi per un totale di spesa di €10,3 milioni, per il
miglioramento dello stato di salute delle popolazioni attraverso
il rafforzamento delle competenze del personale sanitario, come
ad esempio in Angola e Libia, la costruzione e la riabilitazione di
strutture sanitarie e il loro equipaggiamento, come ad esempio,
in Messico, in Iraq e Tunisia, l’informazione, l’educazione e la sen-
sibilizzazione su temi sanitari delle popolazioni coinvolte, come
ad esempio in Egitto, Ghana, Kazakhstan e Messico. Inoltre, in
continuità con il supporto alle istituzioni e strutture sanitarie per
l’emergenza COVID-19, nel 2022 Eni ha portato avanti interventi
di riqualificazione del sistema sanitario in Italia, con l’obiettivo
di contribuire alla resilienza delle strutture locali, come l’Ospe-
dale Vittorio Emanuele di Gela, il presidio Ospedaliero S. Elia di
Caltanissetta, l’Ospedale Luigi Sacco di Milano, e l’Ospedale S.
Matteo di Pavia, nel fronteggiare la presente ed eventuali future
pandemie. Nel 2022, Eni, con l’obiettivo di valutare i potenziali
impatti dei progetti sulla salute delle comunità coinvolte, ha con-
cluso 11 studi di Health Impact Assessment (HIA), di cui 2 studi
preliminari integrati di Environmental, Social and Health Impact
Assessment (pre-ESHIA) e 7 studi integrati ESHIA. Infine, nel cor-
so del 2022 sono stati ricevuti 141 grievance
66
, di cui 61 (pari
al 43%) sono stati già risolti. I reclami hanno riguardato princi-
palmente: gestione delle relazioni con le comunità (categoria più
ricorrente), gestione degli aspetti ambientali, land management,
sviluppo dell’occupazione, diversificazione economica.
207ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
TASSONOMIA EUROPEA
Premessa
Il Regolamento 852 del giugno 2020 del Parlamento Europeo
e del Consiglio “Taxonomy Regulation” istituisce un sistema
di classificazione unitario (Tassonomia) delle attività economi-
che sostenibili al fine di individuare il grado di ecosostenibilità
degli investimenti produttivi. In base al regolamento della Tas-
sonomia un’attività economica è considerata sostenibile se:
i) contribuisce in modo sostanziale a uno o più dei sei obiet-
tivi ambientali dell’UE (di cui all’art. 9 del regolamento).
ii) rispetta il principio del “do no significant 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
imprese e diritti umani, inclusi i principi e i diritti stabiliti
dalle otto convenzioni fondamentali individuate nella di-
chiarazione 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 defini-
scono le condizioni di performance affinché contribuisca in
modo sostanziale a uno dei sei obiettivi ambientali e rispet-
ti il principio DNSH.
Gli obiettivi ambientali previsti dalla Tassonomia sono:
a) la mitigazione dei cambiamenti climatici;
b) l’adattamento ai cambiamenti climatici;
c) l’uso sostenibile e la protezione delle acque e delle risorse
marine;
d) la transizione verso un’economia circolare;
e) la prevenzione e la riduzione dell’inquinamento;
f) la protezione e il ripristino della biodiversità e degli eco-
sistemi.
IDENTIFICAZIONE DELLE ATTIVITÀ
AMMISSIBILI E ALLINEATE DI ENI
In relazione a ciascuno degli obiettivi ambientali della Tasso-
nomia, la Commissione in forza della delega conferita dal Re-
golamento emana un allegato tecnico (Annex) che identifica
le attività economiche in grado potenzialmente di contribuire
a ciascun obiettivo, le attività ammissibili, e i criteri di vaglio
tecnico “TSC”, che stabiliscono le condizioni di performance
che devono essere valutate per ciascuna attività ai fini della
verifica del principio del contributo sostanziale all’obiettivo e
del rispetto del principio di DNSH nei confronti degli altri obiet-
tivi affinché la singola attività possa essere classificata “alli-
neata” alla Tassonomia. A oggi, la Commissione ha emanato
gli Annex I e II relativi agli obiettivi ambientali: mitigazione dei
cambiamenti climatici e adattamento ai cambiamenti climatici
nell’ambito del cosiddetto “Atto Delegato sul Clima” (Regola-
mento Delegato EU 2021/2139) integrato dall’Atto Delegato
Complementare sul Clima (Regolamento EU 2022/1214) su
nucleare e gas. Tali atti delegati individuano le attività ammis-
sibili ai fini di tali obiettivi e ne definiscono i relativi TSC. È pre-
vedibile che nel 2023 siano emanati gli atti delegati relativi agli
altri quattro obiettivi della Tassonomia.
Eni ha valutato le attività economiche svolte dal Gruppo sulla
base di tali Annex per identificare come primo step le attività
ammissibili e come secondo step le attività del Gruppo alli-
neate alla Tassonomia attraverso il riscontro dei TSC relativi
al contributo sostanziale agli obiettivi climatici e del rispetto
dei criteri DNSH nei confronti degli altri obiettivi. La verifica del
contributo sostanziale è stata eseguita limitatamente all’obiet-
tivo mitigazione del cambiamento climatico, poiché il Gruppo
non svolge attività relative alla produzione di soluzioni di adat-
tamento.
La verifica della clausola di salvaguardia di cui all’art. 3 lettera
“c” è stata svolta a livello “Company”.
OBBLIGHI DI REPORTING
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 disposi-
zioni di trasparenza in materia di attività sostenibili attraverso
la pubblicazione in DNF di tre indicatori di performance (“KPI”)
relativi alla quota di ricavi, costi operativi (“opex”) e investimen-
ti (“capex”) associati alle attività economiche ecosostenibili sul
totale delle tre voci a livello di impresa. Con Regolamento Dele-
gato (UE) 2021/2178 la Commissione ha definito il contenuto
e le modalità di presentazione delle informazioni richieste per
rispettare l’obbligo di reporting previsto dall’art. 8, nonché la
metodologia per conformarsi a tale obbligo informativo. Nei
successivi paragrafi sono presentate le informazioni previste
da tale regolamento.
Informativa sulla Tassonomia in base all’Allegato I al REGO-
LAMENTO DELEGATO (UE) 2021/2178 DELLA COMMISSIONE
che integra il regolamento (UE) 2020/852 del Parlamento eu-
ropeo e del Consiglio precisando il contenuto e la presenta-
zione delle informazioni che le imprese soggette all’articolo
19 bis o all’articolo 29 bis della direttiva 2013/34/UE devono
comunicare in merito alle attività economiche ecosostenibili
e specificando la metodologia per conformarsi a tale obbligo
di informativa.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022208
FATTURATO
(mln €)
Attività allineate Attività ammissibili Totale Gruppo
Ricavi da contratti con la clientela (Ricavi della gestione caratteristica)
823 9.051 132.512
GRUPPO ENI - ANNO 2022
FATTURATO SPESE IN CONTO CAPITALE SPESE OPERATIVE
valore ass. in € mln quota % valore ass. in € mln quota % valore ass. in € mln quota %
A. ATTIVIT
À AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA 7,5% 17,5% 12,1%
A.1. ATTIVITÀ ECOSOSTENIBILI
(ALLINEATE ALLA
TASSONOMIA)
823 0,6% 1.753 14,1% 75 1,8%
A.2. ATTIVIT
À AMMISSIBILI ALLA
TASSONOMIA
MA NON ECOSOSTENIBILI
(ATTIVIT
À NON ALLINEATE ALLA TASSONOMIA)
9.051 6,9% 419 3,4% 428 10,3%
TOTALE A.1 + A.2
9.874 7,5% 2.172 17,5% 503 12,1%
B. ATTIVIT
À NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA 122.638 92,5% 10.224 82,5% 3.657 87,9%
TOTALE A+B
132.512 100% 12.396 100% 4.160 100%
TASSONOMIA EUROPEA: TABELLA DI SINTESI DEGLI INDICATORI FONDAMENTALI DI PRESTAZIONE (KPI) DELLE
IMPRESE NON FINANZIARIE
1. Contenuto dei KPI che devono essere comunicati
dalle imprese non finanziarie
1.1. Specifiche dei KPI
1.1.1. KPI relativo al fatturato
Nella redazione del bilancio consolidato il Gruppo Eni applica i
principi internazionali d’informativa finanziaria (IFRS, Interna-
tional Financial Reporting Standards) adottati con regolamen-
to (CE) n. 1126/2008.
In conformità a questo, il fatturato totale del Gruppo Eni e i fat-
turati attribuiti alle attività economiche ammissibili ed ecoso-
stenibili (allineate) di Eni sono stati rilevati conformemente al
principio contabile internazionale (IAS) n. 1, punto 82, lettera a).
La quota del 7,5% delle attività ammissibili ed allineate di Eni
è calcolata rapportando la somma del fatturato relativo alle
attività ammissibili e alle attività allineate, descritte al punto
1.2.2, al fatturato totale del Gruppo che coincide con la voce di
bilancio “Ricavi della gestione caratteristica” del conto econo-
mico consolidato. Di seguito la riconciliazione:
La quota del fatturato di cui all’articolo 8, paragrafo 2, lettera a),
del regolamento (UE) 2020/852 “KPI fatturato” è calcolata come
la parte dei ricavi netti ottenuti da prodotti o servizi associati ad
attività economiche allineate alla Tassonomia (numeratore), divi-
sa per i ricavi consolidati del Gruppo (denominatore).
Il fatturato è rilevato al netto degli effetti dei derivati su com-
modity attivati per ridurre l’esposizione del Gruppo alle oscil-
lazioni dei prezzi delle materie prime energetiche per i quali
è stata dimostrata l’efficacia della relazione di copertura tra
lo strumento e il sottostante “cash flow hedges”, per cui alla
consegna del prodotto (energia elettrica o altra materia prima
energetica) è contabilizzato il prezzo della transazione al net-
to degli effetti di hedging.
Gli altri derivati su commodity utilizzati dal Gruppo per la ge-
stione complessiva dei rischi prezzo delle commodity energeti-
che, privi del requisito della own use exemption o per i quali si
è reputato di non attivare la relazione di copertura, sono rilevati
a conto economico (mark-to-market) in una voce separata dal
fatturato. In tale voce sono compresi anche gli effetti inefficaci
ai fini della copertura dei cash flow hedge. Il mark-to-market dei
derivati CFH è rilevato nelle riserve di patrimonio netto.
1.1.2. KPI relativo alle spese in conto capitale (CapEx)
Le spese in conto capitale sostenute dal Gruppo Eni e le spe-
se in conto capitale “CapEx” attribuite alle attività economiche
ammissibili ed ecosostenibili di Eni comprendono i costi conta-
bilizzati sulla base di:
a) IAS 16 “Immobili, impianti e macchinari”, punto 73, lettera
e), sottopunti i) e iii);
b) IAS 38 “Attività immateriali”, punto 118, lettera e), sotto-
punto i);
c) IFRS 16 “Leasing”, punto 53, lettera h).
I CapEx comprendono anche gli incrementi degli attivi materiali
e immateriali derivanti da aggregazioni aziendali. Il Gruppo Eni
non è presente in attività economiche che prevedono l’applica-
zione dei principi IAS 40 e IAS 41.
Indicatori fondamentali di prestazione (KPI) delle imprese non finanziarie
209ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
La quota del 17,5% delle attività ammissibili ed allineate dell’E-
ni è calcolata rapportando la somma delle spese in conto ca-
pitale relative alle attività ammissibili e alle attività allineate,
descritte al punto 1.2.2, alle spese in conto capitale totali del
Gruppo che corrispondono agli incrementi rilevati nell’eser-
cizio delle voci dell’attivo “Immobili, Impianti e Macchinari”,
“Attività Immateriali & Goodwill” e “ Diritto di utilizzo beni in
leasing”, compresi quelli derivanti da business combination,
di cui è data informativa nelle note n. 12, 13 e 14 al bilancio
consolidato:
OPEX
(mln €)
Attività allineate Attività ammissibili Totale Gruppo
Costi di R&D spesati a conto economico
86 164
Spese operative
75 342 3.996
Totale spese operative
75 428 4.160
SPESE IN CONTO CAPITALE CAPITALE
(mln €)
Attività allineate Attività ammissibili Totale Gruppo
Incrementi att. Materiali & Immateriali
460 408 8.056
Goodwill acquisito
482
Incrementi ROU
7 11 2.404
Aquisizioni/Variazione area di consolidamento
1.286 1.936
A dedurre
Goodwill acquisito
(482)
Totale Spese c/capitale
1.753 419 12.396
La quota delle spese in conto capitale di cui all’articolo 8, pa-
ragrafo 2, lettera b), del regolamento (UE) 2020/852 è calco-
lato come il numeratore definito al punto 1.1.2.2 dell’allegato
I al Reg. Delegato (EU) 2021/2178 diviso per il denominatore
definito al punto 1.1.2.1 dello stesso allegato.
La quota delle spese operative di cui all’articolo 8, paragrafo 2, lette-
ra b), del regolamento (UE) 2020/852 “OpEx KPI” è calcolata come
il numeratore definito al punto 1.1.3.2 dell’allegato I al Reg. Delegato
(EU) 2021/2178 diviso per il denominatore definito al punto 1.1.3.1
dello stesso allegato.
1.2. Specifiche dell’informativa a corredo dei KPI delle
imprese non finanziarie
1.2.1. Principi contabili
I dati di fatturato, di spese operative e di spese in conto capitale re-
lativi alle attività Eni ammissibili e alle attività Eni allineate alla Tas-
sonomia per il calcolo degli indicatori fondamentali di prestazione
(KPI) e delle quote sui valori del bilancio consolidato sono stati
estratti a cura delle società consolidate del Gruppo dai sistemi di
contabilità generale e di contabilità analitica utilizzati per la prepa-
razione dei bilanci civilistici, redatti nella maggior parte dei casi a
principi IFRS. I dati delle contabilità societarie sono rettificati, ove
necessario, per adeguarli ai principi IFRS adottati nella preparazio-
ne del bilancio consolidato di Eni e apportando le opportune eli-
sioni di consolidamento (transazioni intercompany, eliminazione
utili interni, ecc.).
Pertanto, i dati utilizzati per il calcolo dei KPI relativi alle attività
allineate alla Tassonomia e delle quote relative alle attività ammis-
sibili alla Tassonomia sono gli stessi dati utilizzati nella preparazio-
1.1.3. KPI relativo alle spese operative (OpEx)
La quota del 12,1% delle attività ammissibili ed allineate di Eni è
calcolata rapportando la somma delle spese operative delle attivi-
tà ammissibili e alle attività allineate, descritte al punto 1.2.2, alle
spese operative totali del Gruppo. Di seguito la riconciliazione:
ne del bilancio consolidato del Gruppo Eni. Le voci di ricavi, costi
operativi, incrementi delle immobilizzazioni materiali e immateriali,
compresi gli incrementi derivanti da acquisizioni e per accensio-
ne/rinnovo/revisione di contratti di leasing, sono stati determinati
estraendo le corrispondenti voci dei conti di contabilità generale per
le società del Gruppo che svolgono in modo esclusivo un’attività
allineata o ammissibile (mono-business), mentre per le società plu-
ri-business si è reso necessario attribuire le voci di contabilità gene-
rale alle diverse attività economiche, utilizzando la contabilità anali-
tica che disaggrega i dati della contabilità generale e li attribuisce a
più oggetti di reporting: centri di profitto di norma corrispondenti a
unità di business, linee di prodotto che possono avere costi comu-
ni, stabilimenti, unità produttive, commesse di costo/investimento,
in funzione delle esigenze del management di comprensione delle
modalità di formazione dei risultati, di calcolo di convenienza eco-
nomica e di controllo dei costi. Questa strutturazione dei flussi am-
ministrativi funzionale alla preparazione del bilancio assicura che i
ricavi, le spese in conto capitale e le spese operative siano attribuite
a una sola attività economica, evitando doppi conteggi, considerato
che le rilevazioni di contabilità analitica sono portate in quadratura
con il bilancio civilistico, nonché che i costi comuni siano attribuiti
alle diverse attività economiche sulla base di criteri di ripartizione
che riflettono il fattore critico di assorbimento della capacità.
I costi operativi attribuiti alle attività Eni allineate alla Tassonomia
e alle attività Eni ammissibili alla Tassonomia sono stati determi-
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022210
nati sulla base del modello di controllo dei costi fissi adottato dal
management che, a partire dai dati di contabilità generale relativi
ad acquisti, prestazioni, costo lavoro e oneri diversi, esclude i costi
relativi all’acquisto delle materie prime, utenze industriali e di pro-
dotti per la rivendita e aggrega le voci di costo in base al criterio di
destinazione rispetto alle varie fasi di misura e controllo del pro-
cesso di produzione/vendita:
• costi fissi industriali che comprendono il costo lavoro del perso-
nale addetto alla manutenzione, funzionamento e servizio degli
impianti industriali, le prestazioni esterne (essenzialmente le
manutenzioni appaltate a fornitori terzi), i costi generali di stabi-
limento, i materiali di consumo (parti di ricambio e beni per l’am-
modernamento degli impianti) e comprendono gli interventi per
l’efficienza energetica degli edifici e altri beni immobili, nonché
l’acquisto di output da attività ammissibili abilitanti per consegui-
re riduzioni delle emissioni climalteranti;
• i costi diretti della ricerca e sviluppo non capitalizzati all’attivo;
• i costi fissi della fase commerciale;
• i costi fissi del personale di sede e delle attività amministrative
e generali (essenzialmente costo lavoro e prestazioni nelle aree
legali, gestione del personale, informatica, finanza, amministra-
zione, societaria).
Ai fini dell’obbligo di reporting il management ha individuato i costi
fissi industriali e i costi di R&D non capitalizzati quali voci che rappre-
sentano le spese operative delle attività economiche e in aggregato
il denominatore del KPI spese operative delle attività allineate alla
Tassonomia e della quota della attività ammissibili alla Tassonomia.
In linea con le disposizioni del Reg. Tassonomia, le spese opera-
tive sostenute per l’acquisto di prodotti abilitanti o in relazione a
singole misure che consentono alle attività obiettivo di raggiun-
gere basse emissioni di carbonio o di conseguire riduzioni dei gas
a effetto sono stati riconosciuti dalle attività economiche svolte
da Eni nel rispetto della limitante prevista dall’art. 16 di non com-
portare una dipendenza da attività che compromettano gli obiet-
tivi ambientali a lungo termine, in considerazione della loro vita
economica. In tale ambito, gli opex e i capex sostenuti dal settore
E&P per incrementare l’efficienza energetica/ridurre le emissioni
di carbonio degli impianti Oil & Gas sono stati esclusi.
1.2.2. Valutazione della conformità al regolamento (UE)
2020/852
1.2.2.1. Informazioni sulla valutazione della conformità al regola-
mento (UE) 2020/852
Le attività ammissibili di Eni ai fini dell’obiettivo di mitigazione dei
cambiamenti climatici sono:
3.14 produzione di prodotti chimici organici di base: produzio-
ne di monomeri e altri prodotti chimici di base da carica
petrolifera/etano;
3.17 produzione di plastiche in forma primaria: produzione di
polietilene e di stirenici ottenuti dalla trasformazione dei
monomeri;
4.1 produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare
fotovoltaica: impianti fotovoltaici di proprietà della controllata
Plenitude attivi in Italia, Spagna, Stati Uniti, Australia e Francia;
4.3 generazione di e.e. eolica: impianti di generazione eolica
per sfruttare l’energia del vento installati sulla terraferma
di proprietà della controllata Plenitude attivi in Italia, Spa-
gna e Kazakhstan;
4.4 generazione di e.e. dalla tecnologia dell’energia del mare: im-
pianto sperimentale che sfrutta l’energia del moto ondoso
installato nei mari italiani;
4.8 generazione di e.e. da bioenergia: produzione di energia elet-
trica da biomassa mediante impianti di taglia piccola (infe-
riori a 2MW di potenza installata) operativi in Italia;
4.13 produzione di biogas e di biocarburanti per l’utilizzo nei tra-
sporti e di bioliquidi: produzione di biocarburanti mediante
idrogenazione di materie prime vegetali o componenti orga-
niche di scarto; il prodotto risultante è un olio vegetale idro-
genato (HVO) che può essere venduto e utilizzato in purezza
o essere miscelato con i carburanti tradizionali per ridurre le
emissioni di carbonio. L’attività è svolta presso le bioraffinerie
di Gela e Venezia con una capacità produttiva di 1,1 ml t/a;
4.20 cogenerazione di caldo/freddo ed e.e. da bioenergia: pro-
duzione cogenerativa di vapore ed energia elettrica utiliz-
zando biomassa forestale presso lo stabilimento di Cre-
scentino (Italia);
5.3-5.4 costruzione, estensione ed esercizio di reti di raccolta e di
trattamento di acqua di risulta: attività svolte prevalente-
mente per scopi interni;
5.7 digestione anaerobica di rifiuti organici: digestione anaero-
bica, produzione di biogas e successiva cogenerazione per
produzione di energia elettrica, oltre a compost, presso l’im-
pianto Po’ Energia Srl a partire da frazione organica prove-
niente dalla raccolta differenziata dei rifiuti urbani;
5.12 stoccaggio geologico permanente sotterraneo della CO
2
:
stoccaggio permanente della CO
2
all’interno di giacimenti di
gas naturale esauriti operati da Eni. L’attività comprende il
progetto sperimentale di Ravenna per la valutazione della
fattibilità economico-tecnica della realizzazione di un hub
di cattura con l’utilizzo dei giacimenti di gas esauriti operati
da Eni nell’offshore ravennate e la realizzazione dell’hub di
stoccaggio di Hyte in UK che sfrutterà i giacimenti esauriti
operati da Eni nella Liverpool Bay;
6.5 trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali
leggeri: servizio di noleggio Enjoy basato sul modello “free
floating” con prelievo e rilascio del veicolo in qualsiasi punto
all’interno dell’area coperta dal servizio. La flotta è costituita
da veicoli a combustione interna, ibrida ed elettrica;
6.15 infrastrutture per il trasporto low carbon su strada e traspor-
to pubblico: attività di installazione e gestione di punti di ri-
carica per veicoli elettrici nel territorio italiano svolta dalla
controllata Plenitude.
Le attività
3.10 produzione d’idrogeno;
6.10 trasporto marittimo e costiero di merci, navi per operazio-
ni portuali e attività ausiliarie relativo agli idrocarburi;
6.15 infrastrutture che consentono il trasporto su strada il tra-
sporto pubblico a basse emissioni di carbonio relativa ai
combustibili fossili.
211ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Sono state escluse dalle attività eligible poiché ritenute non con-
formi alla clausola di lock-in dell’art. 16 della Tassonomia.
Eni ha valutato l’ecosostenibilità delle attività ammissibili ai sensi
dell’art. 3 del Regolamento (UE) 2020/852 come integrato dal Re-
golamento Delegato (UE) 2021/2139 della Commissione del 4 giu-
gno 2021 adottato come previsto dagli art. 10-11 par. 3 del citato
regolamento, che fissa i criteri di vaglio tecnico che consentono di
determinare a quali condizioni si possa considerare che un’attività
economica contribuisce in modo sostanziale alla mitigazione dei
cambiamenti climatici o all’adattamento ai cambiamenti climatici,
se non arreca un danno significativo a nessun altro obiettivo am-
bientale del regolamento (UE) 2020/852 ed è svolta nel rispetto
delle garanzie minime di salvaguardia previste dall’art. 18 del cita-
to regolamento.
Eni non svolge attività che forniscono soluzioni di adattamento
climatico. L’obiettivo dell’adattamento climatico è stato conside-
rato solo ai fini della verifica di cui all’art. 3 del regolamento (UE)
2020/852 del criterio del “non arrecare un danno significativo a nes-
suno degli obiettivi ambientali” della Tassonomia.
In esito a tale valutazione alla data di riferimento della presente
Relazione Finanziaria Annuale comprensiva della DNF 2022 le se-
guenti attività sono state valutate allineate alla Tassonomia poiché
contribuiscono in maniera sostanziale al raggiungimento dell’obiet-
tivo di mitigazione del cambiamento climatico.
4.1. Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare
fotovoltaica
Contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici
L’attività produce energia elettrica utilizzando la tecnologia solare
fotovoltaica.
Non arrecare danno significativo (“DNSH”)
Adattamento ai cambiamenti climatici
Il Gruppo ha eseguito una valutazione del rischio di esposizione agli
eventi metereologici acuti e cronici previsti dall’allegato A al Regola-
mento Delegato sul clima.
Il management ha adottato procedure e sistemi per l’individuazio-
ne, la valutazione e la gestione del rischio fisico legato ai cambia-
menti climatici, definito come il rischio che le variazioni potenziali
prospettiche degli eventi naturali e i fenomeni metereologici estre-
mi legati ai cambiamenti climatici, attesi nel medio-lungo termine,
possano avere ricadute significative sulle condizioni di operabilità,
sicurezza e redditività degli attivi, violando in tal modo il principio
del “non arrecare un danno significativo” all’obiettivo di adatta-
mento climatico della Tassonomia.
Il management esegue con cadenza regolare un assessment/scre-
ening top-down in base a una metodologia proprietaria della poten-
ziale futura esposizione delle attività Eni ai pericoli legati al clima
previsti nel citato allegato A, in ottica di medio-lungo termine, con
l’obiettivo di individuare gli interventi necessari per adattare le atti-
vità ai rischi metereologici identificati, considerate le mitiganti del
rischio già in essere presso ciascun attivo.
La metodologia di assessment Eni dell’esposizione prospettica ai
pericoli legati al clima:
• utilizza in input dati forniti da un provider esterno (attual-
mente Verisk Maplecroft) che ha elaborato mappe di rischio
prospettiche, basate su indicatori qualitativi, in grado di assi-
curare una copertura globale (offshore e onshore) delle aree
dove sono localizzati gli attivi Eni. Le fonti di tali mappe di
rischio combinano i modelli climatici predittivi più aggiornati
con le informazioni di eventi storici, per fornire un andamen-
to qualitativo tendenziale dei fenomeni naturali a seguito dei
cambiamenti climatici;
• sviluppa un esercizio di stress sull’attuale portafoglio di attivi a
prescindere dalla specifica vita residua utile di ciascun attivo,
valutando la teorica esposizione prospettica al 2050 rispetto ai
pericoli legati al cambiamento climatico;
• è applicata con cadenza annuale e sarà oggetto di continuo mi-
glioramento alla luce dell’esperienza che si consoliderà nel tem-
po, nonché della futura evoluzione dei framework sulla tematica;
• utilizza lo scenario IPCC RPC 8.5 come strumento di proiezione
delle mappe di rischio climatico prospettico;
• utilizza le coordinate geografiche di ciascun attivo Eni (longitu-
dine e latitudine) per il collocamento nei reticoli di rischio mete-
orologico (generalmente ciascun reticolo è pari a 20 chilometri
quadrati) definiti dal provider esterno per rilevare il tipo di rischio
climatico a cui ciascun attivo potenzialmente esposto nei prossi-
mi trent’anni sulla base dello scenario climatico adottato;
• considerazione nel processo di valutazione del rischio anche gli
attivi della catena di fornitura ove rilevanti.
Una volta definiti i rischi climatici associati a ciascun attivo, il
management esegue una valutazione delle barriere esistenti sia
fisiche (caratteristiche progettuali dell’attivo, materiali impiegati,
muri di contenimento, distanza dalle fonti di pericolo, ecc.) sia
in termini di sistemi e procedure (sistemi di allerta, procedure di
messa in sicurezza degli attivi, esistenza di piani di monitoraggio
e verifica, ecc.).
Al termine di questa fase il management valuta il rischio residuo a
cui è esposto ciascun attivo e definisce il piano di azione per gli attivi
esposti a elevati rischi residuali:
• in caso di pericoli cronici (es. water stress) sono pianificate ed
eseguite attività di monitoraggio con eventuale successiva defi-
nizione e follow up di un piano di intervento;
• in caso di rischio acuto è valutato, definito ed attuato un piano di
adattamento che può prevedere modifiche alle procedure e siste-
mi operativi, la realizzazione di opere di protezione/aumento della
sicurezza e della capacità di resistere agli eventi avversi dell’atti-
vo, ovvero la riconfigurazione dello stesso in funzione dell’orizzon-
te temporale e della vita utile residua dell’attivo.
Sulla base della procedura e metodologia descritte le installazio-
ni Eni di produzione di e.e. da impianti fotovoltaici non eviden-
ziano rischi residui di esposizione a eventi metereologici avversi
considerata la loro vita utile residua e pertanto l’attività è stata
valutata adatta al CC.
Transizione verso un’economia circolare
L’attività ha valutato la disponibilità di e utilizza, ove possibile, appa-
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022212
recchiature e componenti di elevata durabilità e riciclabilità e facili
da smantellare e riqualificare.
Protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi
Tutte le installazioni fotovoltaiche di Eni hanno ottenuto una VIA ai
sensi della Direttiva 2011/92/EU e pertanto rispettano il principio
del non arrecare un danno significativo all’obiettivo di protezione e
ripristino della biodiversità e degli ecosistemi.
4.3. Produzione di energia elettrica a partire dall’energia eolica
Contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici
L’attività produce energia elettrica a partire dall’energia eolica.
DNSH
Adattamento ai cambiamenti climatici
Il Gruppo ha eseguito una valutazione del rischio di esposizione agli
eventi climatici acuti e cronici in base alla metodologia descritta al
punto 4.1 e ha concluso che tutte le installazioni eoliche di Eni sono
adattate al cambiamento climatico.
Transizione verso un’economia circolare
L’attività ha valutato la disponibilità di e utilizza, ove possibile, appa-
recchiature e componenti di elevata durabilità e riciclabilità e facili
da smantellare e riqualificare.
Protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi
Tutte le installazioni per la produzione di energia elettrica da
bioenergia dell’Eni hanno ottenuto una VIA ai sensi della Di-
rettiva 2011/92/EU e pertanto rispettano il principio del non
arrecare un danno significativo all’obiettivo di uso sostenibile
delle acque e di protezione e ripristino della biodiversità e de-
gli ecosistemi.
4.8. Produzione di energia elettrica a partire dalla bionergia
Contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici
Le installazioni Eni hanno ciascuna una potenza termica nomi-
nale totale inferiore a 2 MW e utilizzano combustibili gassosi da
biomassa.
DNSH
Adattamento ai cambiamenti climatici
Il Gruppo ha eseguito una valutazione del rischio di esposizione agli
eventi metereologici acuti e cronici in base alla metodologia descritta
al punto 4.1 e ha concluso che tutte le installazioni per la produzione
di bioenergia di Eni sono adattate al cambiamento climatico.
Uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine
Protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi
Tutte le installazioni per la produzione di energia elettrica da
bioenergia di Eni hanno ottenuto una VIA ai sensi della Diret-
tiva 2011/92/EU e pertanto rispettano il principio del non ar-
recare un danno significativo all’obiettivo di uso sostenibile
delle acque e di protezione e ripristino della biodiversità e de-
gli ecosistemi.
4.13. Produzione di biocarburanti destinati ai trasporti
Eni produce olio vegetale idrogenato (HVO) per l’utilizzo nel settore
dei trasporti. L’attività è condotta presso la bioraffineria di Gela.
Contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici
Ciascun lotto di HVO prodotto nel 2022 è stato analizzato per veri-
ficare il contributo sostanziale all’obiettivo di mitigazione del cam-
biamento climatico. I volumi di HVO prodotti utilizzando colture
alimentari e foraggere sono stati esclusi dal KPI, nonché quelli pro-
dotti a partire da biomassa agricola che non soddisfa i requisiti di
sostenibilità della Direttiva 2001/2018.
Il risparmio emissivo ottenuto dall’HVO prodotto da feedstock so-
stenibili è stato calcolato sulla base della metodologia di cui all’al-
legato V della Direttiva EU 2001/2018 in relazione a ciascun tipo
di biomassa lavorata. Sulla base dell’analisi condotta, circa il 98%
dell’HVO prodotto contribuisce a ridurre di almeno il 65% le emissio-
ni di CO
2
rispetto al carburante tradizionale. Gli ammontari di ricavi,
costi e investimenti relativi all’attività dichiarati nei KPI sono stati
attribuiti in proporzione alla percentuale di HVO rispondente al para-
metro del contributo sostanziale.
DNSH
Adattamento ai cambiamenti climatici
Il Gruppo ha eseguito la valutazione del rischio di esposizione agli
eventi metereologici acuti e cronici previsti dall’allegato A all’Atto
Delegato sul clima della bioraffineria di Gela, in base alla metodo-
logia descritta al punto 4.1, e ha concluso che l’attività è esposta al
rischio di stress idrico. È in fase di attuazione un piano di monito-
raggio dell’evoluzione del rischio con l’obiettivo di rendere l’attività
adattata entro cinque anni.
Uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine
Protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi
La costruzione della bioraffineria e i successivi progetti di riconfi-
gurazione, ampliamento o ristrutturazione hanno ottenuto prima
dell’avvio dei lavori una VIA ai sensi della Direttiva 2011/92/EU e
pertanto rispettano il principio del non arrecare un danno significa-
tivo all’obiettivo di uso sostenibile e protezione delle acque e delle
risorse marine e all’obiettivo di protezione e ripristino della biodiver-
sità e degli ecosistemi.
5.12. Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO
2
L’attività riguarda la realizzazione dell’hub di stoccaggio geologico
permanente di Hyte nel Regno Unito, che utilizzerà i giacimenti di
gas naturale Eni esauriti localizzati nella Liverpool Bay. Il servizio
di stoccaggio della CO
2
sarà offerto a operatori locali appartenenti
a industrie con emissioni “hard-to-abate” sulla base di una tariffa
regolata in corso di negoziazione. È stata approvata dalle compe-
tenti autorità italiane il progetto sperimentale per valutare la rea-
lizzazione di un hub di cattura della CO
2
presso i giacimenti di gas
naturale esauriti di Eni nell’offshore di fronte Ravenna.
Contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici
L’attività è svolta in conformità alla normativa internazionale ISO
213ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
27914:2017 per lo stoccaggio geologico di CO
2
. Il progetto svol-
to in Italia rispetta, per quanto applicabile, i requisiti della Direttiva
2009/31/C.
DNSH
Adattamento ai cambiamenti climatici.
Il Gruppo ha eseguito una valutazione del rischio di esposizione
agli eventi metereologici acuti e cronici previsti dall’allegato A
all’Atto Delegato sul clima dell’attività sulla base della metodo-
logia di cui al punto 4.1 e ha concluso che è adattata al cambia-
mento climatico.
Prevenzione e riduzione dell’inquinamento
Si prevede che l’attività adottando i sistemi di risk manage-
ment e di M&V previsti dalla citata normativa ISO assicurerà
il rispetto dei parametri d’inquinamento in conformità direttiva
2009/31/C.
Uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine
Protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi
Si prevede che l’attività adottando i sistemi di risk management
e di M&V previsti dalla citata normativa ISO e attuando tutte le
misure pianificate per assicurare il livello minimo di impatto am-
bientale in vista dell’ottenimento delle necessarie autorizzazioni
amministrative dalle autorità UK, sarà in grado di rispettare il
criterio DNSH relativo agli obiettivi uso sostenibile e protezione
delle acque e delle risorse marine e protezione e ripristino della
biodiversità e degli ecosistemi.
6.15. Infrastrutture che consentono il trasporto su strada a
basse emissioni di carbonio
Contributo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici
L’attività consiste nell’installazione, gestione e manutenzione di
una rete di punti di ricarica per veicoli elettrici.
DNSH
Adattamento ai cambiamenti climatici
Il Gruppo ha eseguito una valutazione del rischio di esposizione
dell’attività agli eventi metereologici acuti e cronici previsti dall’al-
legato A all’Atto Delegato sul clima in base alla metodologia di
cui al punto 4.1 e ha concluso che l’attività è adattata al cambia-
mento climatico.
Prevenzione e riduzione dell’inquinamento
L’installazione di nuovi punti di ricarica non produce sostan-
zialmente rifiuti di cantiere, ovvero sono adottate tecniche per
limitare la produzione di rifiuti nei processi di installazione ed
eventuale demolizione, conformemente al protocollo UE per la
gestione dei rifiuti da costruzione e demolizione, tenendo con-
to delle migliori tecniche disponibili (quali ad esempio il riciclo
dei materiali di scarto e la riduzione del consumo di acqua).
Sono adottate misure per ridurre il rumore, le polveri e le emis-
sioni inquinanti durante i lavori di costruzione o manutenzio-
ne, quali ad esempio:
1. utilizzare attrezzature a basso impatto ambientale che produ-
cano meno rumore, polvere ed emissioni inquinanti rispetto a
quelle tradizionali;
2. limitare gli orari di lavoro, programmando, quando e dove
possibile, le attività di costruzione o manutenzione durante le
ore in cui c’è meno traffico per limitare l’impatto sulle attività
circostanti.
Uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine
Protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi
L’installazione delle colonnine di ricarica per veicoli elettrici
rispetta specifiche norme di legge e regole tecniche per ga-
rantire la sicurezza degli utenti e l’integrità delle infrastruttu-
re, che comprendono anche la protezione della biodiversità/
ecosistemi.
1.2.2.2. Contributo al conseguimento di più obiettivi
Non applicabile.
1.2.2.3. Disaggregazione dei KPI
Nell’attività di produzione di biocarburanti per il trasporto l’im-
pianto di produzione di Gela è utilizzato in maniera congiunta
sia per la produzione di HVO allineato alla Tassonomia, sia per la
produzione di HVO ammissibile ma non allineato. Come indicato
nella descrizione dell’attività, i dati di ricavo e di costi comuni alle
due tipologie di produzioni (spese operative e di investimento)
sono stati ripartiti in proporzione ai volumi lavorati di biomassa
che consentono il conseguimento di un risparmio emissivo di al-
meno il 65%.
Si ritiene che tale criterio di ripartizione è basato su un criterio
adeguato al processo di produzione impiegato e ne rifletta le spe-
cificità tecniche.
1.2.3. Informazioni contestuali
1.2.3.1. Informazioni contestuali sul KPI relativo al fatturato
I valori che concorrono al numeratore del KPI relativo fatturato de-
rivano da contratti con la clientela rilevati in base all’ IFRS 15. L’am-
montare totale del numeratore di €823 milioni è così articolato:
• €31 milioni dalla vendita di e.e. prodotta da impianti fotovoltaici;
• €79 milioni dalla vendita di e.e. prodotta da impianti eolici;
• €41 milioni dalla vendita di e.e. prodotta da impianti alimentati a
biomassa;
• €667 milioni dalla vendita di HVO.
1.2.3.2. Informazioni contestuali sul KPI relativo alle spese in con-
to capitale
Le spese in conto capitale del numeratore del relativo KPI pari a
€1.753 milioni sono relative alle seguenti attività:
• €603 milioni relativi all’attività produzione di energia elettrica da fo-
tovoltaico, che comprendono €220 milioni di incrementi di PP&E
per l’avanzamento nel programma di costruzione di cui €188 mi-
lioni relativi alla nuova capacità installata nel 2022 per 319 MW (o
il revamping di installazioni esistenti) e 383 milioni di acquisizioni
di impianti da terzi perfezionate nell’esercizio per una capacità in
operation di 311 MW.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022214
Nello specifico gli investimenti di €220 milioni si riferiscono
principalmente: (i) per €146 milioni al progetto Brazoria in
Texas completato nel corso del 2022; (ii) per circa €30 milioni
al progetto in fase di completamento Cerrillares in Spagna
con fid nel dicembre ’21;
• €906 milioni relativi all’attività produzione di energia elettrica
da eolico, che comprendono €8 milioni di incrementi di PP&E
per l’avanzamento nel programma di costruzione di cui circa
€5 milioni relativi alla nuova capacità installata nel 2022 per 5
MW (progetto Badamsha 2 in Kazakhistan) e €898 milioni di
acquisizioni di impianti da terzi perfezionate nell’esercizio per
una capacità in operation di 368 MW;
• €97 milioni relativi all’attività di produzione di biocarburanti,
interamente imputati a incremento di PP&E, principalmente
relativi alle bioraffinerie di Venezia e Gela per €94 milioni.
Con riferimento a Venezia sono in corso diversi progetti per
l’upgrading della bioraffineria di cui i principali riguardano: la
realizzazione di una nuova sezione (degumming) dell’unità di
trattamento della biomassa per potenziare la lavorazione di
cariche più complesse, con avvio nella prima parte del 2023;
la realizzazione di un impianto di steam reforming e del relati-
vo interconnecting. L’impianto sostituirà il ciclo benzine per la
fornitura dell’idrogeno necessario a produrre HVO puro, con
un conseguente aumento della capacità di lavorazione fino a
0,6 milioni di tonnellate/anno, con completamento atteso nel
2024.
Con riferimento a Gela i principali progetti riguardano: l’upgra-
ding dell’unità di trattamento della biomassa (BTU) per poten-
ziare la lavorazione di cariche più complesse, con completa-
mento atteso nel IH 2024; la realizzazione dell’impianto per la
produzione di biojet, con completamento atteso nel 2024.
Tali progetti di bioraffinazione sono parte del piano industriale
degli investimenti Eni per il quadriennio ’23-’26 approvato dal
Consiglio di Amministrazione il 22 febbraio 2023 e sono alcuni
dei driver che il Gruppo ha attivato per conseguire l’obiettivo di
capacità di 3 milioni di tonnellate/anno entro il 2025;
• €78 milioni relativi all’attività di stoccaggio permanente del-
la CO
2
, interamente imputati a incremento di PP&E, nell’am-
bito dei progetti per la realizzazione dell’hub di stoccaggio
di Hynet in Regno Unito e, in misura minore, della prima fase
dell’hub di stoccaggio di Ravenna, entrambi inclusi nel pia-
no quadriennale degli investimenti del Gruppo Eni approva-
to dalla Direzione Aziendale il 22 febbraio 2023. Il progetto
Hynet prevede un impegno di spesa nel piano di €125 mi-
lioni e la prima iniezione di CO
2
nei giacimenti esauriti della
Liverpool Bay operati da Eni è programmata nel 2025. Il pro-
getto Ravenna hub prevede un impegno di spesa nel piano
di €150 milioni e la prima iniezione di CO
2
nei giacimenti
esauriti dell’offshore ravennate operati da Eni è programma-
ta entro il termine di cinque anni;
• 60 milioni all’attività relativi all’attività di installazione di punti
ricarica per EV, interamente imputati a incremento di PP&E,
nell’ambito del piano di espansione della rete di ricarica con
l’installazione nel 2022 di circa 6,8 mila nuove colonnine a
marchio Plenitude.
1.2.3.3. Informazioni contestuali sul KPI relativo alle spese
operative
Le spese operative incluse nel numeratore del relativo KPI pari a €75
milioni riguardano manutenzioni e riparazioni nonché le altre spe-
se dirette connesse al “servicing” quotidiano di immobili, impianti e
macchinari, a opera dell’impresa o di terzi cui sono esternalizzate
tali mansioni, necessarie per garantire il funzionamento continuo
ed efficace di tali attivi. Il dettaglio riferito alle principali attività è il
seguente:
• €15 milioni sostenuti nell’attività di produzione di e.e. da impianti
fotovoltaici, relativi alle manutenzioni e altre spese di funziona-
mento quotidiano (ispezioni, pulizia e altre);
• €28 milioni sostenuti nell’attività di produzione di e.e. da impianti
eolici, relativi alle manutenzioni e altre spese di funzionamento
quotidiano (ispezioni, pulizia e altre);
• €24 milioni sostenuti nell’attività di produzione di biocarburanti,
relativi alle manutenzioni e altre spese di funzionamento quotidia-
no (ispezioni, pulizia e altre).
Verifica rispetto clausola di salvaguardia di cui art. 3 lettera “c”
I criteri di ecosostenibilità delle attività economiche di cui all’art. 3
del Reg. Tassonomia prevedono in aggiunta ai principi del contribu-
to sostanziale e del “non arrecare danno”, il rispetto di garanzie mini-
me di salvaguardia nella conduzione del business (di cui al comma
“c”), rinviando al successivo art. 18 per la loro definizione. La norma
le identifica con le procedure attuate da un’impresa al fine di garan-
tire che la gestione aziendale sia conforme alle Linee Guida OCSE
per le imprese multinazionali e ai Principi Guida delle Nazioni Unite
su imprese e diritti umani, inclusi i principi e i diritti stabiliti dalle otto
convenzioni fondamentali individuate nella dichiarazione dell’Orga-
nizzazione internazionale del lavoro sui principi e i diritti fondamen-
tali nel lavoro e dalla Carta internazionale dei diritti dell’uomo.
Nel dare attuazione a tali procedure, le imprese devono rispettare
il principio “non arrecare un danno significativo” di cui all’articolo 2,
punto 17), del regolamento (UE) 2019/2088, la Sustainable Finance
Disclosure Regulation “SFRD”. La SFRD prevede che le istituzioni
finanziarie “financial market participants” valutino i rischi ESG degli
investimenti inclusi nei prodotti finanziari che intendono collocare
presso i risparmiatori, attraverso la misurazione dei risultati ottenuti
dalle aziende oggetto di investimento in relazione a una serie prede-
finita di indicatori chiave d’impatto in aree critiche “principal adverse
impacts”. Cinque di questi indicatori sono di natura sociale: (i) vio-
lazioni dei principi del Global Compact delle NU e delle linee guida
OCSE per le imprese multinazionali; (ii) mancanza di processi e di
meccanismi di ottemperanza per monitorare il rispetto dei principi
di cui al punto precedente; (iii) divario retributivo di genere; (iv) di-
versità di genere nella composizione degli organi amministrativi; (v)
esposizione ai settori degli armamenti controversi. La definizione
di investimento sostenibile di cui al punto 17 dell’art. 2 della SFDR
stabilisce che un investimento è tale se contribuisce a obiettivi am-
bientale o sociali definiti in maniera ampia, a condizione che non
leda nessuno di tali obiettivi. Pertanto, Eni assume che il rispetto
del principio “non arrecare un danno significativo” della SFRD sia da
intendere con riferimento ai cinque indicatori d’impatto sociale de-
scritti in precedenza, quattro dei quali sono compresi nei processi
215ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
di due diligence Eni in ambito diritti umani, mentre per il quinto Eni
conferma di non essere presente nei settori degli armamenti con-
troversi.
Le linee guida OCSE per le aziende multinazionali sono principi di
conduzione responsabile del business relativi ad otto aree di attività:
• tre riconducibili al tema dei diritti umani (diritti umani, protezione
dei consumatori, occupazione e relazioni industriali);
• Anti-corruzione;
• competizione equa;
• tassazione.
Infine, l’ambiente è affrontato negli altri criteri di sostenibilità dell’art. 3
del Reg. Tassonomia, mentre scienza/tecnologia sono fuori ambito.
Le otto convenzioni ILO sul lavoro sono nel loro complesso riconduci-
bili al rispetto dei diritti umani.
L’osservanza dei principi fondamentali in materia di diritti umani con-
tenuti nell’International Bill of Human Rights (Universal Declaration
of Human Rights, International Covenant on Civil and Political Rights
and International Covenant on Economic Social and Cultural Rights)
è garantita dal rispetto della Costituzione e della normativa italiana
che fa suoi tali principi e che Eni, quale azienda incorporata in Italia,
è tenuta a osservare.
La verifica del rispetto della clausola di salvaguardia si fonda sull’isti-
tuzione e mantenimento di adeguati processi e sistemi aziendali di
due diligence nei seguenti ambiti:
• diritti umani;
• lotta alla corruzione;
• rispetto della competition law;
• tassazione d’impresa;
nonché sull’inesistenza di procedimenti legali a carico dell’im-
presa, di un sua controllata o di esponenti del top manage-
ment per violazioni di leggi nazionali o internazionali relative
a tali materie che abbiano dato luogo a sentenze di condanna
passate in giudicato, ovvero sull’assenza di “complaints” o se-
gnalazioni per presunte violazioni dei diritti umani, presentati
da singoli stakeholder o gruppi di stakeholder presso un Punto
di Contatto Nazionale OCSE o presso il “Business and Human
Rights Resource Centre” a fronte dei quali la Società non abbia
dimostrato un impegno concreto di affrontare e gestire la se-
gnalazione, non cooperando per una sua risoluzione e/o non
adottando un piano di rimedio (“remediation plan”) nel caso di
una sua responsabilità per aver causato e/o contribuito all’im-
patto negativo lamentato.
I sistemi di due diligence di Eni:
• ANTI-CORRUZIONE. Nell’ambito della policy aziendale di tolle-
ranza zero nei confronti della corruzione, Eni si è dotata di un
ambiente di controllo e di processi e presidi con l’obiettivo di pre-
venire qualsiasi forma di comportamento o transazione aventi
intento corruttivo e di garantire la costante e puntuale osservan-
za da parte delle persone che lavorano in Eni o per conto di Eni
delle leggi vigenti nei Paesi in cui la Società opera, ivi incluse le
leggi di ratifica delle Convenzioni Internazionali, che proibiscono
la corruzione nei confronti di pubblici ufficiali nonché la corru-
zione fra privati. Tale sistema si applica anche al riciclaggio di
denaro. L’ambiente di controllo si fonda su valori condivisi dall’or-
ganizzazione a partire dal top management, che includono l’i-
stituzione di un codice etico ispirato ai principi di trasparenza,
onestà, correttezza e buona fede nella conduzione del business,
l’adesione ai dieci principi delle NU in tema di responsabilità
d’impresa, la partecipazione al Global Compact e la formazio-
ne del personale sui temi etici. I processi e i presidi hanno la
finalità di assicurare la corretta e trasparente registrazione delle
transazioni aziendali, le verifiche delle controparti economiche
nel caso di operazioni significative (acquisizioni/cessioni di so-
cietà, rami d’azienda, titoli minerari, business combination, ecc.),
coinvolgimento di determinati tipi di controparti (business asso-
ciate, joint venture partner, broker) o in ambiti (trading, iniziative
non profit, sponsorizzazioni) esposti ai rischi corruttivi, nonché
la conformità dei comportamenti aziendali alle regole interne
in tutte le circostanze dove sono possibili infrazioni del codice
etico, con l’obiettivo di prevenire qualsiasi forma di corruzione
nella conduzione del business. Parte integrante della DD Eni in
tema di anticorruzione è l’istituzione di un meccanismo di whi-
stleblowing per la gestione delle segnalazioni anche anonime
ricevute dalla Società attraverso un canale ben indentificato e
riconoscibile di presunte violazioni delle normative anticorruzio-
ne antiriciclaggio (tale meccanismo si applica anche alla DD sui
diritti umani). Nel 2022 la Società o esponenti del senior mana-
gement non sono stati parte di alcun procedimento penale per
violazioni delle normative anticorruzione che si sia concluso con
una sentenza di condanna definitiva. Per maggiori informazioni
sullo status del contenzioso del Gruppo, si rinvia alle note del
bilancio consolidato.
• TASSAZIONE. Eni ha adottato un sistema di DD della gestione
dei rapporti con le Autorità fiscali dei Paesi in cui opera, con
l’obiettivo di assicurare con ragionevole certezza che le opera-
zioni di business siano svolte nel rispetto della normativa fisca-
le applicabile e dei presidi operativi istituiti dalla Tax Strategy
aziendale che prevede l’assolvimento delle imposte nei Paesi
dove avviene l’operatività secondo lo spirito oltreché la lettera
delle regole locali e rifiuta scelte di politica fiscale aggressive
fra le quali anche la localizzazione di legal entities nei cosid-
detti paradisi fiscali. La Società si è dotata di un Tax Control
Framework, cioè di un sistema di controllo specifico del rischio
fiscale di cui è responsabile il management per la verifica della
coerenza tra le scelte di gestione fiscale e la strategia approva-
ta dal Consiglio. L’ambiente di controllo e i processi/procedure
sono stati disegnati in modo da ridurre a un livello relativamen-
te contenuto il rischio di violazioni con impatto finanziario o
reputazionale significativo (rischio fiscale). Nel 2022 nessuna
società del Gruppo è stata parte di alcun contenzioso fisca-
le per violazioni della normativa o per frode fiscale che si sia
concluso con una sentenza di condanna definitiva. Per mag-
giori informazioni sullo status del contenzioso del Gruppo in
materia fiscale, si rinvia alle note del bilancio consolidato; tali
contenziosi sono relativi all’interpretazione tecnica delle norme
fiscali locali, spesso molto complesse, e sono gestiti in un’otti-
ca di conciliazione.
• FAIR COMPETITION. Eni ha istituito un ambiente di controllo
e un insieme di procedure e presidi con l’obiettivo di garantire
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022216
che la conduzione degli affari e delle attività aziendali avvenga
nel rispetto delle regole poste a tutela della concorrenza nei
vari Paesi in cui opera. I principi della concorrenza intesa come
contesto di mercato che incentiva le imprese ad eccellere nella
qualità ed economicità dei prodotti e/o servizi venduti/forniti e
l’osservanza della normativa antitrust sono valori fondamentali
della Società. Il sistema di controllo Eni è articolato nelle tre fasi
della prevenzione, monitoraggio/mitigazione dei rischi e contra-
sto alle condotte illecite ed è disegnato in modo da assicurare
la ragionevole certezza che le unità di business non adottino
comportamenti anticoncorrenziali o diano luogo a pratiche re-
strittive del libero mercato o collusioni con imprese concorrenti
e non commettano abusi di posizione dominante. Le operazioni
aziendali di incremento della quota di mercato (concentrazioni)
sono eseguite previa notifica delle stesse alle Autorità antitrust
delle giurisdizioni interessate, attraverso la formulazione di op-
portuni remediation plan in risposta alle osservazioni ricevute,
nonché in osservanza degli obblighi di standstill e del divieto di
scambio illegittimo di informazioni nella fase di negoziazione e
di due diligence. Nel 2022 nessuna società del Gruppo e nes-
sun esponente del senior management sono stati parte di alcun
contenzioso per violazioni della normativa antitrust che si sia
concluso con una sentenza di condanna definitiva. Alla data di
bilancio non ci sono contenziosi pendente in materia antitrust.
• DIRITTI UMANI. I diritti umani sono al centro della visione Eni
come impresa responsabile e parte integrante dei valori, della cul-
tura e delle prassi dell’organizzazione. Eni è impegnata a rispetta-
re i diritti umani in tutte le attività d’impresa e pone analoga aspet-
tativa nei confronti dei business partner che operano per conto
di Eni o ai quali sono appaltate fasi delle attività industriali di Eni.
Eni ha adottato un processo di due diligence dei diritti umani con-
forme alle Linee Guida OCSE per le imprese multinazionali e ai
Principi Guida delle Nazioni Unite su Impresa e diritti umani UN
Guiding Principles on Business and Human Rights (UNGP), che
prevedono lo svolgimento di cinque fasi:
i) l’adozione di una dichiarazione di impegno, adottata al livello del
top management, che affermi il rispetto dei diritti umani e l’inte-
grazione dei diritti umani nei processi e nelle politiche aziendali;
ii) un processo risk-based di identificazione e valutazione degli im-
patti negativi delle attività aziendali sui diritti umani che preveda
anche il coinvolgimento degli stakeholder;
iii) la definizione e l’adozione di misure atte a prevenire, cessare o
mitigare eventuali impatti negativi;
iv) la verifica dell’efficacia delle misure adottate;
v) la comunicazione pubblica in merito ai processi avviati dalla
Società per prevenire, cessare, mitigare gli impatti avversi e alle
misure adottate.
A tale processo è associata l’istituzione da parte di Eni di un mecca-
nismo di raccolta e di valutazione dei reclami e delle preoccupazioni
portate a conoscenza della Società attraverso opportuni canali di
ascolto e comunicazione da parte di singoli individui, comunità o as-
sociazioni d’individui, che comprenda la previsione di un rimedio per
rispondere agli impatti negativi sui diritti umani che la Società abbia
causato o cui abbia contributo. Eni inoltre coopera attivamente con
altri meccanismi di reclamo di natura statale o non statale.
In tale ambito la Dichiarazione di Eni sul rispetto dei diritti umani,
approvata dal CdA nel dicembre 2018, oltre ad affermare l’impe-
gno su questo tema, evidenzia le aree prioritarie (salient issues)
su cui Eni esercita un’approfondita due diligence, secondo un
approccio sviluppato in coerenza con le Linee Guida OCSE per
le imprese multinazionali e gli UNGPs. Con l’obiettivo di dare con-
creta attuazione a tale Dichiarazione di impegno, Eni si è dota-
ta progressivamente di modelli risk-based basati su elementi di
contesto (rischi specifici nei Paesi di operatività) e sulle caratteri-
stiche delle attività di business, che in base al potenziale rischio
diritti umani consentono all’azienda di individuare e adottare le
opportune misure di gestione.
Eni è inoltre attivamente impegnata nel verificare e fornire, o coo-
perare per fornire, rimedi in caso di impatti negativi sui diritti umani
che potrebbe aver causato o a cui ha contribuito, ed a compiere ogni
sforzo per promuovere il raggiungimento dello stesso obiettivo nei
casi in cui l’impatto sia direttamente collegato alle sue operazioni,
prodotti o servizi. Per presentare eventuali casi di violazione Eni ha
adottato un sistema di whistleblowing e un grievance mechanism,
canale dedicato alla ricezione e risoluzione dei reclami da parte delle
comunità, e coopera attivamente ed in buona fede con altri mecca-
nismi di accesso al rimedio, giudiziari o extra-giudiziari. In nessun
caso Eni impedisce ai potenziali reclamanti l’accesso a misure di
rimedio, al contrario si impegna a prevenire ritorsioni nei confronti
dei lavoratori e di altri stakeholder per aver sollevato preoccupazioni
relative ai diritti umani, e non tollera né contribuisce a minacce, in-
timidazioni, ritorsioni o attacchi contro difensori dei diritti umani e
stakeholder coinvolti in relazione alle proprie operazioni.
Parte integrante della due diligence è la comunicazione dei risultati
ottenuti. Eni pubblica ogni anno il suo report di sostenibilità “Eni
for”, cui ha affiancato un report dedicato al tema dei diritti umani
“Eni for - Human Rights”. Eni redige inoltre anche la Dichiarazione
consolidata di carattere Non Finanziario (DNF), documento sinteti-
co redatto in conformità con le richieste del D.Lgs. 254/2016 (che
recepisce la Direttiva Europea 95/2014) e pubblicato nella Relazio-
ne Finanziaria Annuale.
Conclusione
Nel 2022 Eni non ha ricevuto alcuna condanna passata in giudicato
per violazioni di leggi, regolamenti o altri istituti normativi in materia
di diritti umani, corruzione, violazione delle norme sulla concorren-
za o di quelle fiscali, e collabora attivamente ed in buona fede con
i Punti di Contatto Nazionali OCSE per la risoluzione delle Istanze
Specifiche in corso.
Sul tema dei diritti umani inoltre, Eni mantiene con gli stakeholder un
dialogo costante: si vedano ad esempio le risposte al Business and
Human Rights Resource Centre e la valutazione da parte di World
Benchmarking Alliance , nell’ambito della cui ultima rilevazione Eni
si è collocata al 1° posto (insieme ad un’azienda di altro settore) su
tutte le società analizzate.
Eni, considerato anche il draft Report “Minimum Safeguards”, con-
clude di essere in compliance con la clausola di salvaguardia di cui
alla lettera “c” dell’art. 3 del Regolamento UE sulla Tassonomia.
217ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Criteri per il contributo sostanziale
Criteri per “non arrecare un danno significativo”
Attività economiche (1)
Codice/i
(2)
Fatturato assoluto
(3)
Quota di spese operative
(4)
Mitigazione dei
cambiamenti climatici
(5)
Adattamento ai
cambiamenti climitaici
(6)
Acque e risorse marine
(7)
Economia circolare
(8)
Inquinamento
(9)
Biodiversità ed ecosistemi
(10)
Mitigazione dei
cambiamenti climatici
(11)
Adattamento ai
cambiamenti climitaici
(12)
Acque e risorse marine
(13)
Economia circolare
(14)
Inquinamento
(15)
Biodiversità ed ecosistemi
(16)
Garanzie minime di
salvaguardia
(17)
Quota di fatturato
allineata alla Tassonomia,
anno 2022 (18)
Categoria
(attività abilitante)
(20)
Categoria
(attività di transizione)
(21)
m€ % % % % % % %
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
%
A
T
A. ATTIVITÀ AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA 9.874 7,5%
A. ATTIVITÀ AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA
A.1. Attività ecosostenibili (allineate alla Tassonomia)
Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare
fotovoltaica
4.1 (D35.11) 31 0,0% 100%
S
S
S
S
S
S
S
0,0%
Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica 4.3 (D35.11) 79 0,1% 100%
S
S
S
S
S
S
S
0,1%
Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia 4.8 (D35.11) 41 0,0% 100%
S
S
S
S
S
S
S
0,0%
Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti
e di bioliquidi
4.13 (D35.21) 667 0,5% 100%
S
S
S
S
S
S
S
0,5%
Digestione anaerobica di rifiuti organici 5.7 (E38.21) 5 0,0% 100%
S
S
S
S
S
S
S
0,0%
Fatturato delle attività ecosostenibili (allineate alla
Tassonomia) (A.1)
823 0,6% 100%
0,6%
A.2. Attività ammissibili alla Tassonomia ma non
ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia)
Fabbricazione di prodotti chimici di base organici 3.14 (C20.14) 2.126 1,6%
Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie 3.17 (C20.16) 2.186 1,6%
Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti
e di bioliquidi
4.13 (D35.21) 8 0,0%
Trasmissione e distribuzione di energia elettrica
4.9 (D35.12,
D35.13)
7 0,0%
Cogenerazione di calore/freddo ed energia elettrica
a partire dalla bioenergia
4.20 (D35.11,
D35.30)
11 0,0%
Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia
elettrica a partire da combustibili gassosi fossili
4.30 (D35.11,
D35.30)
4.682 3,5%
Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta
e trattamento delle acque reflue
5.3 (E37.00,
F42.99)
9 0,0%
Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali
leggeri
6.5 (N77.11,
H49.32,
H49.39)
22 0,0%
Fatturato delle attività ammissibili alla Tassonomia ma non
ecosostenibili (attività non allineate allaTassonomia) (A.2)
9.051 6,8%
Totale (A.1 + A.2) 9.874 7,5%
Totale (A.1 + A.2)
B. ATTIVITÀ NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA
Fatturato delle attività non ammissibili alla Tassonomia (B) 122.638 92,5%
Totale (A+B) 132.512 100%
Quota del fatturato KPI
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022218
Criteri per il contributo sostanziale
Criteri per “non arrecare un danno significativo”
Attività economiche (1)
Codice/i
(2)
Fatturato assoluto
(3)
Quota di spese operative
(4)
Mitigazione dei
cambiamenti climatici
(5)
Adattamento ai
cambiamenti climitaici
(6)
Acque e risorse marine
(7)
Economia circolare
(8)
Inquinamento
(9)
Biodiversità ed ecosistemi
(10)
Mitigazione dei
cambiamenti climatici
(11)
Adattamento ai
cambiamenti climitaici
(12)
Acque e risorse marine
(13)
Economia circolare
(14)
Inquinamento
(15)
Biodiversità ed ecosistemi
(16)
Garanzie minime di
salvaguardia
(17)
Quota di fatturato
allineata alla Tassonomia,
anno 2022 (18)
Categoria
(attività abilitante)
(20)
Categoria
(attività di transizione)
(21)
m€
%
%
%
%
%
%
%
S/N S/N S/N S/N S/N S/N S/N % A T
A. ATTIVITÀ AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA
9.874
7,5%
A. ATTIVITÀ AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA
A.1. Attività ecosostenibili (allineate alla Tassonomia)
Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare
fotovoltaica
4.1 (D35.11)
31
0,0%
100%
S S S S S S S 0,0%
Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica
4.3 (D35.11)
79
0,1%
100%
S S S S S S S 0,1%
Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia
4.8 (D35.11)
41
0,0%
100%
S S S S S S S 0,0%
Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti
e di bioliquidi
4.13 (D35.21)
667
0,5%
100%
S S S S S S S 0,5%
Digestione anaerobica di rifiuti organici
5.7 (E38.21)
5
0,0%
100%
S S S S S S S 0,0%
Fatturato delle attività ecosostenibili (allineate alla
Tassonomia) (A.1)
823
0,6%
100%
0,6%
A.2. Attività ammissibili alla Tassonomia ma non
ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia)
Fabbricazione di prodotti chimici di base organici
3.14 (C20.14)
2.126
1,6%
Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie
3.17 (C20.16)
2.186
1,6%
Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti
e di bioliquidi
4.13 (D35.21)
8
0,0%
Trasmissione e distribuzione di energia elettrica
4.9 (D35.12,
D35.13)
7
0,0%
Cogenerazione di calore/freddo ed energia elettrica
a partire dalla bioenergia
4.20 (D35.11,
D35.30)
11
0,0%
Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia
elettrica a partire da combustibili gassosi fossili
4.30 (D35.11,
D35.30)
4.682
3,5%
Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta
e trattamento delle acque reflue
5.3 (E37.00,
F42.99)
9
0,0%
Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali
leggeri
6.5 (N77.11,
H49.32,
H49.39)
22
0,0%
Fatturato delle attività ammissibili alla Tassonomia ma non
ecosostenibili (attività non allineate allaTassonomia) (A.2)
9.051
6,8%
Totale (A.1 + A.2)
9.874
7,5%
Totale (A.1 + A.2)
B. ATTIVITÀ NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA
Fatturato delle attività non ammissibili alla Tassonomia (B)
122.638
92,5%
Totale (A+B)
132.512
100%
219ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Quota delle spese in conto capitale KPI
Criteri per il contributo sostanziale
Criteri per “non arrecare un danno significativo”
Attività economiche (1)
Codice/i
(2)
Spese operative assolute
(3)
Quota di spese operative
(4)
Mitigazione dei
cambiamenti climatici (5)
Adattamento ai
cambiamenti climitaici (6)
Acque e risorse marine
(7)
Economia circolare
(8)
Inquinamento
(9)
Biodiversità ed ecosistemi
(10)
Mitigazione dei
cambiamenti climatici
(11)
Adattamento ai
cambiamenti climitaici
(12)
Acque e risorse marine
(13)
Economia circolare
(14)
Inquinamento
(15)
Biodiversità ed ecosistemi
(16)
Garanzie minime di
salvaguardia (17)
Quota di spese in conto
capitale allineate alla
Tassonomia, anno 2022
(18)
Categoria
(attività abilitante)
(20)
Categoria
(attività di transizione)
(21)
m€ % % % % % % %
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
%
A
T
A. ATTIVITÀ AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA 2.172 17,5%
A.1. ATTIVITÀ ECOSOSTENIBILI (ALLINEATE ALLA
TASSONOMIA)
Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare
fotovoltaica
4.1 (D35.11) 603 4,9% 100%
S
S
S
S
S
S
S
4,9%
Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica 4.3 (D35.11) 906 7,3% 100%
S
S
S
S
S
S
S
7,3%
Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia 4.8 (D35.11) 1 0,0% 100%
S
S
S
S
S
S
S
0,0%
Accumulo di energia elettrica 4.10 5 0,0% 100%
S
S
S
S
S
S
S
0,0%
0,0%
Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti
e di bioliquidi
4.13 (D35.21) 97 0,8% 100%
S
S
S
S
S
S
S
0,8%
Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO
2
5.12 (E39.00) 78 0,6% 100%
S
S
S
S
S
S
S
0,6%
Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli
commerciali leggeri
6.5 (N77.11,
H49.32,
H49.39)
3 0,0% 100%
S
S
S
S
S
S
S
0,0%
0,0%
Infrastrutture che consentono il trasporto su strada
e il trasporto pubblico a basse emissioni di carbonio
6.15 (F71.1,
F71.20)
60 0,5% 100%
S
S
S
S
S
S
S
0,5%
0,5%
Spese in conto capitale delle attività ecosostenibili
(allineate alla Tassonomia) (A.1)
1.753 14,1% 100%
14,1%
0,5%
0,0%
A.2. Attività ammissibili alla Tassonomia ma non
ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia)
Fabbricazione di prodotti chimici di base organici 3.14 (C20.14) 109 0,9%
Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie 3.17 (C20.16) 77 0,6%
Trasmissione e distribuzione di energia elettrica
4.9 (D35.12,
D35.13)
2 0,0%
Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti
e di bioliquidi
4.13 (D35.21) 28 0,2%
Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia
elettrica a partire da combustibili gassosi fossili
4.30 (D35.11,
D35.30)
148 1,2%
Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta
e trattamento delle acque reflue
5.3 (E37.00,
F42.99)
44 0,4%
Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali
leggeri
6.5 (N77.11,
H49.32,
H49.39)
11 0,1%
Spese in conto capitale delle attività ammissibili
alla Tassonomia ma non ecosostenibili
(attività non allineate alla Tassonomia) (A.2)
419 3,4%
Totale (A.1 + A.2) 2.172 17,5%
B. ATTIVITÀ NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA
Spese in conto capitale delle attività non ammissibili
alla Tassonomia (B)
10.224 82,5%
Totale (A+B) 12.396 100%
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022220
Criteri per il contributo sostanziale
Criteri per “non arrecare un danno significativo”
Attività economiche (1)
Codice/i
(2)
Spese operative assolute
(3)
Quota di spese operative
(4)
Mitigazione dei
cambiamenti climatici (5)
Adattamento ai
cambiamenti climitaici (6)
Acque e risorse marine
(7)
Economia circolare
(8)
Inquinamento
(9)
Biodiversità ed ecosistemi
(10)
Mitigazione dei
cambiamenti climatici
(11)
Adattamento ai
cambiamenti climitaici
(12)
Acque e risorse marine
(13)
Economia circolare
(14)
Inquinamento
(15)
Biodiversità ed ecosistemi
(16)
Garanzie minime di
salvaguardia (17)
Quota di spese in conto
capitale allineate alla
Tassonomia, anno 2022
(18)
Categoria
(attività abilitante)
(20)
Categoria
(attività di transizione)
(21)
m€
%
%
%
%
%
%
%
S/N S/N S/N S/N S/N S/N S/N % A T
A. ATTIVITÀ AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA
2.172
17,5%
A.1. ATTIVITÀ ECOSOSTENIBILI (ALLINEATE ALLA
TASSONOMIA)
Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare
fotovoltaica
4.1 (D35.11)
603
4,9%
100%
S S S S S S S 4,9%
Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica
4.3 (D35.11)
906
7,3%
100%
S S S S S S S 7,3%
Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia
4.8 (D35.11)
1
0,0%
100%
S S S S S S S 0,0%
Accumulo di energia elettrica
4.10
5
0,0%
100%
S S S S S S S 0,0% 0,0%
Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti
e di bioliquidi
4.13 (D35.21)
97
0,8%
100%
S S S S S S S 0,8%
Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO
2
5.12 (E39.00)
78
0,6%
100%
S S S S S S S 0,6%
Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli
commerciali leggeri
6.5 (N77.11,
H49.32,
H49.39)
3
0,0%
100%
S S S S S S S 0,0% 0,0%
Infrastrutture che consentono il trasporto su strada
e il trasporto pubblico a basse emissioni di carbonio
6.15 (F71.1,
F71.20)
60
0,5%
100%
S S S S S S S 0,5% 0,5%
Spese in conto capitale delle attività ecosostenibili
(allineate alla Tassonomia) (A.1)
1.753
14,1%
100%
14,1% 0,5% 0,0%
A.2. Attività ammissibili alla Tassonomia ma non
ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia)
Fabbricazione di prodotti chimici di base organici
3.14 (C20.14)
109
0,9%
Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie
3.17 (C20.16)
77
0,6%
Trasmissione e distribuzione di energia elettrica
4.9 (D35.12,
D35.13)
2
0,0%
Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti
e di bioliquidi
4.13 (D35.21)
28
0,2%
Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia
elettrica a partire da combustibili gassosi fossili
4.30 (D35.11,
D35.30)
148
1,2%
Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta
e trattamento delle acque reflue
5.3 (E37.00,
F42.99)
44
0,4%
Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli commerciali
leggeri
6.5 (N77.11,
H49.32,
H49.39)
11
0,1%
Spese in conto capitale delle attività ammissibili
alla Tassonomia ma non ecosostenibili
(attività non allineate alla Tassonomia) (A.2)
419
3,4%
Totale (A.1 + A.2)
2.172
17,5%
B. ATTIVITÀ NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA
Spese in conto capitale delle attività non ammissibili
alla Tassonomia (B)
10.224
82,5%
Totale (A+B)
12.396
100%
221ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Criteri per il contributo sostanziale
Criteri per “non arrecare un danno significativo”
Attività economiche (1)
Codice/i
(2)
Spese operative assolute
(3)
Quota di spese operative
(4)
Mitigazione dei
cambiamenti climatici (5)
Adattamento ai
cambiamenti climitaici (6)
Acque e risorse marine
(7)
Economia circolare
(8)
Inquinamento
(9)
Biodiversità ed ecosistemi
(10)
Mitigazione dei
cambiamenti climatici
(11)
Adattamento ai
cambiamenti climitaici
(12)
Acque e risorse marine
(13)
Economia circolare
(14)
Inquinamento
(15)
Biodiversità ed ecosistemi
(16)
Garanzie minime di
salvaguardia (17)
Quota di spese operative
allineate alla Tassonomia,
anno 2022 (18)
Categoria
(attività abilitante)
(20)
Categoria
(attività di transizione)
(21)
m€ % % % % % % %
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
%
A
T
A. ATTIVITÀ AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA 503 12,1%
A.1. ATTIVITÀ ECOSOSTENIBILI (ALLINEATE ALLA
TASSONOMIA)
Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare
fotovoltaica
4.1 (D35.11) 15 0,4% 100%
S
S
S
S
S
S
S
0,4%
Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica 4.3 (D35.11) 28 0,7% 100%
S
S
S
S
S
S
S
0,7%
Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia 4.8 (D35.11) 5 0,1% 100%
S
S
S
S
S
S
S
0,1%
Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti
e di bioliquidi
4.13 (D35.21) 24 0,6% 100%
S
S
S
S
S
S
S
0,6%
Digestione anaerobica di rifiuti organici 5.7 (E38.21) 3 0,1% 100%
S
S
S
S
S
S
S
0,1%
Spese operative delle attività ecosostenibili
(allineate alla Tassonomia) (A.1)
75 1,8% 100%
1,8%
A.2. Attività ammissibili alla Tassonomia ma non
ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia)
Fabbricazione di altre tecnologie a basse emissioni
di carbonio
3.6 (C22, C25,
C26, C27, C28)
26 0,6%
Fabbricazione di prodotti chimici di base organici 3.14 (C20.14) 69 1,7%
Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie 3.17 (C20.16) 68 1,6%
Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare
fotovoltaica
4.1 (D35.11) 11 0,3%
Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica 4.3 (D35.11) 1 0,0%
Produzione di energia elettrica mediante tecnologie
dell'energia oceanica
4.4 (D35.11,
F42.22)
7 0,2%
Trasmissione e distribuzione di energia elettrica
4.9 (D35.12,
D35.13)
2 0,0%
Accumulo di energia elettrica 4.10 3 0,1%
Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti
e di bioliquidi
4.13 (D35.21) 30 0,7%
Cogenerazione di calore/freddo ed energia elettrica a partire
dalla bioenergia
4.20 (D35.11,
D35.30)
8 0,2%
Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia
elettrica a partire da combustibili gassosi fossili
4.30 (D35.11,
D35.30)
49 1,2%
Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta
e trattamento delle acque reflue
5.3 (E37.00,
F42.99)
136 3,3%
Raccolta e trasporto di rifiuti non pericolosi in frazioni
separate alla fonte
5.5 (E38.11) 5 0,1%
Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO
2
5.12 (E39.00) 9 0,2%
Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli
commerciali leggeri
6.5 (N77.11,
H49.32,
H49.39)
4 0,1%
Spese operative delle attività ammissibili
alla Tassonomia ma non ecosostenibili
(attività non allineate alla Tassonomia) (A.2)
428 10,3%
Totale (A.1 + A.2) 503 12,1%
B. ATTIVITÀ NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA
Spese operative delle attività non ammissibili alla Tassonomia (B)
3.657 87,9%
Totale (A+B) 4.160 100%
Quota delle spese operative KPI
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022222
Criteri per il contributo sostanziale
Criteri per “non arrecare un danno significativo”
Attività economiche (1)
Codice/i
(2)
Spese operative assolute
(3)
Quota di spese operative
(4)
Mitigazione dei
cambiamenti climatici (5)
Adattamento ai
cambiamenti climitaici (6)
Acque e risorse marine
(7)
Economia circolare
(8)
Inquinamento
(9)
Biodiversità ed ecosistemi
(10)
Mitigazione dei
cambiamenti climatici
(11)
Adattamento ai
cambiamenti climitaici
(12)
Acque e risorse marine
(13)
Economia circolare
(14)
Inquinamento
(15)
Biodiversità ed ecosistemi
(16)
Garanzie minime di
salvaguardia (17)
Quota di spese operative
allineate alla Tassonomia,
anno 2022 (18)
Categoria
(attività abilitante)
(20)
Categoria
(attività di transizione)
(21)
m€
%
%
%
%
%
%
%
S/N S/N S/N S/N S/N S/N S/N % A T
A. ATTIVITÀ AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA
503
12,1%
A.1. ATTIVITÀ ECOSOSTENIBILI (ALLINEATE ALLA
TASSONOMIA)
Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare
fotovoltaica
4.1 (D35.11)
15
0,4%
100%
S S S S S S S 0,4%
Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica
4.3 (D35.11)
28
0,7%
100%
S S S S S S S 0,7%
Produzione di energia elettrica a partire dalla bioenergia
4.8 (D35.11)
5
0,1%
100%
S S S S S S S 0,1%
Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti
e di bioliquidi
4.13 (D35.21)
24
0,6%
100%
S S S S S S S 0,6%
Digestione anaerobica di rifiuti organici
5.7 (E38.21)
3
0,1%
100%
S S S S S S S 0,1%
Spese operative delle attività ecosostenibili
(allineate alla Tassonomia) (A.1)
75
1,8%
100%
1,8%
A.2. Attività ammissibili alla Tassonomia ma non
ecosostenibili (attività non allineate alla Tassonomia)
Fabbricazione di altre tecnologie a basse emissioni
di carbonio
3.6 (C22, C25,
C26, C27, C28)
26
0,6%
Fabbricazione di prodotti chimici di base organici
3.14 (C20.14)
69
1,7%
Fabbricazione di materie plastiche in forme primarie
3.17 (C20.16)
68
1,6%
Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare
fotovoltaica
4.1 (D35.11)
11
0,3%
Produzione di energia elettrica a partire dall'energia eolica
4.3 (D35.11)
1
0,0%
Produzione di energia elettrica mediante tecnologie
dell'energia oceanica
4.4 (D35.11,
F42.22)
7
0,2%
Trasmissione e distribuzione di energia elettrica
4.9 (D35.12,
D35.13)
2
0,0%
Accumulo di energia elettrica
4.10
3
0,1%
Produzione di biogas e biocarburanti destinati ai trasporti
e di bioliquidi
4.13 (D35.21)
30
0,7%
Cogenerazione di calore/freddo ed energia elettrica a partire
dalla bioenergia
4.20 (D35.11,
D35.30)
8
0,2%
Cogenerazione ad alto rendimento di calore/freddo ed energia
elettrica a partire da combustibili gassosi fossili
4.30 (D35.11,
D35.30)
49
1,2%
Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta
e trattamento delle acque reflue
5.3 (E37.00,
F42.99)
136
3,3%
Raccolta e trasporto di rifiuti non pericolosi in frazioni
separate alla fonte
5.5 (E38.11)
5
0,1%
Stoccaggio geologico permanente sotterraneo di CO
2
5.12 (E39.00)
9
0,2%
Trasporto mediante moto, autovetture e veicoli
commerciali leggeri
6.5 (N77.11,
H49.32,
H49.39)
4
0,1%
Spese operative delle attività ammissibili
alla Tassonomia ma non ecosostenibili
(attività non allineate alla Tassonomia) (A.2)
428
10,3%
Totale (A.1 + A.2)
503
12,1%
B. ATTIVITÀ NON AMMISSIBILI ALLA TASSONOMIA
Spese operative delle attività non ammissibili alla Tassonomia (B)
3.657
87,9%
Totale (A+B)
4.160
100%
223ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Modello 1 – Attività legate al nucleare e ai gas fossili
Riga
Attività legate all’energia nucleare 2022
1
L’impresa svolge, finanzia o ha esposizioni verso la ricerca, lo sviluppo, la dimostrazione e la realizzazione di impianti innovativi per la generazione di
energia elettrica che producono energia a partire da processi nucleari con una quantità minima di rifiuti del ciclo del combustibile.
No
2
L’impresa svolge, finanzia o ha esposizioni verso la costruzione e l’esercizio sicuro di nuovi impianti nucleari per la generazione di energia elettrica o
calore di processo, anche a fini di teleriscaldamento o per processi industriali quali la produzione di idrogeno, e miglioramenti della loro sicurezza, con
l’ausilio delle migliori tecnologie disponibili.
No
3
L’impresa svolge, finanzia o ha esposizioni verso l’esercizio sicuro di impianti nucleari esistenti che generano energia elettrica o calore di processo, anche
per il teleriscaldamento o per processi industriali quali la produzione di idrogeno a partire da energia nucleare, e miglioramenti della loro sicurezza.
No
Attività legate ai gas fossili
4
L’impresa svolge, finanzia o ha esposizioni verso la costruzione o la gestione di impianti per la produzione di energia elettrica che utilizzano
combustibili gassosi fossili.
No
5
L’impresa svolge, finanzia o ha esposizioni verso la costruzione, la riqualificazione e la gestione di impianti di generazione combinata di calore/freddo
ed energia elettrica che utilizzano combustibili gassosi fossili.
Si
6
L’impresa svolge, finanzia o ha esposizioni verso la costruzione, la riqualificazione e la gestione di impianti di generazione di calore che producono
calore/freddo utilizzando combustibili gassosi fossili.
No
Modello 2 – Attività economiche allineate alla Tassonomia (denominatore)
(€ milioni, eccetto dove diversamente indicato)
Riga
Attività legate
all’energia nucleare
Turnover Capex Opex
CCM+CCA
Mitigazione
dei cambia-
menti climati-
ci (CCM)
Adatta-
mento ai
cambiamen-
ti climatici
(CCA)
CCM+CCA
Mitigazione
dei cam-
biamenti
climatici
(CCM)
Adatta-
mento ai
cambiamen-
ti climatici
(CCA)
CCM+CCA
Mitigazione
dei cam-
biamenti
climatici
(CCM)
Adatta-
mento ai
cambiamen-
ti climatici
(CCA)
Impor-
to
%
Impor-
to
%
Im-
porto
%
Im-
porto
%
Im-
porto
%
Im-
porto
%
Impor-
to
%
Im-
porto
%
Im-
porto
%
1
Importo e quota dell’attività
economica allineata alla
Tassonomia di cui alla sezione
4.26 degli allegati I e II del
regolamento delegato (UE)
2021/2139 al denominatore del
KPI applicabile
2
Importo e quota dell’attività
economica allineata alla
Tassonomia di cui alla sezione
4.27 degli allegati I e II del
regolamento delegato (UE)
2021/2139 al denominatore del
KPI applicabile
3
Importo e quota dell’attività
economica allineata alla
Tassonomia di cui alla sezione
4.28 degli allegati I e II del
regolamento delegato (UE)
2021/2139 al denominatore del
KPI applicabile
4
Importo e quota dell’attività
economica allineata alla
Tassonomia di cui alla sezione
4.29 degli allegati I e II del
regolamento delegato (UE)
2021/2139 al denominatore
del KPI applicabile
5
Importo e quota dell’attività
economica allineata alla
Tassonomia di cui alla sezione
4.30 degli allegati I e II del
regolamento delegato (UE)
2021/2139 al denominatore
del KPI applicabile
0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0%
6
Importo e quota dell’attività
economica allineata alla
Tassonomia di cui alla sezione
4.31 degli allegati I e II del
regolamento delegato (UE)
2021/2139 al denominatore
del KPI applicabile
7
Importo e quota di altre
attività economiche allineate
alla Tassonomia non
incluse nelle righe da 1 a6
al denominatore del KPI
applicabile
823 0,6% 823 0,6% 0 0%
1.753
14,1%
1.753
14,1% 0 0% 75 1,8% 75 1,8% 0 0%
8 KPI applicabile totale
132.512
100% 132.512 100% 0 0% 12.396 100%
12.396
100% 0 0% 4.160 100% 4.160 100% 0 0%
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022224
Modello 3 – Attività economiche allineate alla Tassonomia (numeratore)
(€ milioni, eccetto dove diversamente indicato)
Riga
Attività economiche
Turnover Capex Opex
CCM+CCA
Mitigazione
dei cam-
biamenti
climatici
(CCM)
Adatta-
mento ai
cambiamen-
ti climatici
(CCA)
CCM+CCA
Mitigazione
dei cam-
biamenti
climatici
(CCM)
Adatta-
mento ai
cambiamen-
ti climatici
(CCA)
CCM+CCA
Mitigazione
dei cam-
biamenti
climatici
(CCM)
Adatta-
mento ai
cambiamen-
ti climatici
(CCA)
Im-
porto
%
Im-
porto
%
Im-
porto
%
Im-
porto
%
Im-
porto
%
Im-
porto
%
Im-
porto
%
Im-
porto
%
Im-
porto
%
1
Importo e quota dell’attività
economica allineata alla
Tassonomia di cui alla sezione
4.26 degli allegati I e II del
regolamento delegato (UE)
2021/2139 al numeratore del
KPI applicabile
2
Importo e quota dell’attività
economica allineata alla
Tassonomia di cui alla sezione
4.27 degli allegati I e II del
regolamento delegato (UE)
2021/2139 al numeratore del
KPI applicabile
3
Importo e quota dell’attività
economica allineata alla
Tassonomia di cui alla sezione
4.28 degli allegati I e II del
regolamento delegato (UE)
2021/2139 al numeratore del
KPI applicabile
4
Importo e quota dell’attività
economica allineata alla
Tassonomia di cui alla sezione
4.29 degli allegati I e II del
regolamento delegato (UE)
2021/2139 al numeratore del
KPI applicabile
5
Importo e quota dell’attività
economica allineata alla
Tassonomia di cui alla sezione
4.30 degli allegati I e II del
regolamento delegato (UE)
2021/2139 al numeratore del
KPI applicabile
0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0%
6
Importo e quota dell’attività
economica allineata alla
Tassonomia di cui alla sezione
4.31 degli allegati I e II del
regolamento delegato (UE)
2021/2139 al numeratore del
KPI applicabile
7
Importo e quota di altre
attività economiche
allineate alla Tassonomia
non incluse nelle righe da
1 a6 al numeratore del KPI
applicabile
823 100% 823 100% 0 0%
1.753
100%
1.753
100% 0 0% 75 100% 75 100% 0 0%
8
Importo e quota totali
delle attività economiche
allineate alla Tassonomia
al numeratore del KPI
applicabile
823 100% 823 100% 0 0%
1.753
100%
1.753
100% 0 0% 75 100% 75 100% 0 0%
225ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Modello 4 – Attività economiche ammissibili alla Tassonomia ma non allineate alla Tassonomia
(€ milioni, eccetto dove diversamente indicato)
Riga
Attività economiche
Turnover Capex Opex
CCM+CCA
Mitigazione
dei cam-
biamenti
climatici
(CCM)
Adatta-
mento ai
cambiamen-
ti climatici
(CCA)
CCM+CCA
Mitigazione
dei cam-
biamenti
climatici
(CCM)
Adatta-
mento ai
cambiamen-
ti climatici
(CCA)
CCM+CCA
Mitigazione
dei cam-
biamenti
climatici
(CCM)
Adatta-
mento ai
cambiamen-
ti climatici
(CCA)
Im-
porto
%
Im-
porto
%
Im-
porto
%
Im-
porto
%
Im-
porto
%
Im-
porto
%
Im-
porto
%
Im-
porto
%
Im-
porto
%
1
Importo e quota dell’attività
economica ammissibile alla
Tassonomia ma non allineata
alla Tassonomia di cui alla
sezione 4.26 degli allegati I e II
del regolamento delegato (UE)
2021/2139 al denominatore del
KPI applicabile
2
Importo e quota dell’attività
economica ammissibile alla
Tassonomia ma non allineata
alla Tassonomia di cui alla
sezione 4.27 degli allegati I e II
del regolamento delegato (UE)
2021/2139 al denominatore del
KPI applicabile
3
Importo e quota dell’attività
economica ammissibile alla
Tassonomia ma non allineata
alla Tassonomia di cui alla
sezione 4.28 degli allegati I e II
del regolamento delegato (UE)
2021/2139 al denominatore del
KPI applicabile
4
Importo e quota dell’attività
economica ammissibile alla
Tassonomia ma non allineata
alla Tassonomia di cui alla
sezione 4.29 degli allegati I e II
del regolamento delegato (UE)
2021/2139 al denominatore
del KPI applicabile
5
Importo e quota dell’attività
economica ammissibile alla
Tassonomia ma non allineata
alla Tassonomia di cui alla
sezione 4.30 degli allegati I e II
del regolamento delegato (UE)
2021/2139 al denominatore
del KPI applicabile
4.682
51,7%
4.682
51,7% 0 0% 148 35,3% 148 35,3% 0 0% 49 11,4% 49 11,4% 0 0%
6
Importo e quota dell’attività
economica ammissibile alla
Tassonomia ma non allineata
alla Tassonomia di cui alla
sezione 4.31 degli allegati I e II
del regolamento delegato (UE)
2021/2139 al denominatore
del KPI applicabile
7
Importo e quota di altre
attività economiche
ammissibili alla Tassonomia
ma non allineate alla
Tassonomia non incluse
nelle righe da 1 a6 al
denominatore del KPI
applicabile
4.369
48,3%
4.369
48,3% 0 0% 271 64,7% 271 64,7% 0 0% 379 88,6% 379 88,6% 0 0%
8
Importo e quota totali
delle attività economiche
ammissibili alla Tassonomia
ma non allineate alla
Tassonomia al denominatore
del KPI applicabile
9.051
100%
9.051
100% 0 0% 419 100% 419 100% 0 0% 428 100% 428 100% 0 0%
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022226
Modello 5 – Attività economiche non ammissibili alla Tassonomia
(€ milioni, eccetto dove diversamente indicato)
Riga
Attività economiche
Turnover Capex Opex
Importo % Importo % Importo %
1
Importo e quota dell’attività economica di cui alla riga 1 del modello 1 che non è ammissibile alla
Tassonomia conformemente alla sezione 4.26 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE)
2021/2139 al denominatore del KPI applicabile
2
Importo e quota dell’attività economica di cui alla riga 2 del modello 1 che non è ammissibile alla
Tassonomia conformemente alla sezione 4.27 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE)
2021/2139 al denominatore del KPI applicabile
3
Importo e quota dell’attività economica di cui alla riga 3 del modello 1 che non è ammissibile alla
Tassonomia conformemente alla sezione 4.28 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE)
2021/2139 al denominatore del KPI applicabile
4
Importo e quota dell’attività economica di cui alla riga 4 del modello 1 che non è ammissibile alla
Tassonomia conformemente alla sezione 4.29 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE)
2021/2139 al denominatore del KPI applicabile
5
Importo e quota dell’attività economica di cui alla riga 5 del modello 1 che non è ammissibile alla
Tassonomia conformemente alla sezione 4.30 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE)
2021/2139 al denominatore del KPI applicabile
0 0% 0 0% 0 0%
6
Importo e quota dell’attività economica di cui alla riga 6 del modello 1 che non è ammissibile alla
Tassonomia conformemente alla sezione 4.31 degli allegati I e II del regolamento delegato (UE)
2021/2139 al denominatore del KPI applicabile
7
Importo e quota di altre attività economiche non ammissibili alla Tassonomia non incluse nelle
righe da 1 a6 al denominatore del KPI applicabile
122.638
100%
10.224
100%
3.657
100%
8
Importo e quota totali delle attività economiche non ammissibili alla Tassonomia al
denominatore del KPI applicabile
122.638
100%
10.224
100%
3.657
100%
227ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
TREND
IMPACT
MATERIALITY
FINANCIAL
MATERIALITY
TEMA rispetto al 2021 Impatti positivi Impatti negativi Significatività Significatività
Contrasto
al cambiamento climatico
SDG: 7 9 12 13 15 17
Riduzione delle emissioni climalteranti con strategie di decarbonizzazione, sviluppo
di tecnologie e sensibilizzazione dei consumatori
Emissioni climalteranti nello svolgimento delle proprie attività o lungo la catena del valore
Sviluppo del capitale umano
SDG: 4 5 8 10
Accrescimento delle competenze dei dipendenti e miglioramento delle opportunità
di carriera attraverso formazione continua
Formazione inadeguata dei dipendenti, non rispetto delle norme contrattuali, della libertà di associazione
e contrattazione collettiva, precarietà del posto di lavoro
Diversità, inclusione
e work-life balance
SDG: 3 4 5 8 10
Aumento del benessere dei lavoratori grazie ad adeguati piani di welfare e tutela delle
pari opportunità
Peggioramento del benessere dei lavoratori e delle proprie famiglie e casi di discriminazione
Salute e sicurezza dei lavoratori
SDG: 2 3 6 8
Attività di formazione e sensibilizzazione su salute e sicurezza; riduzione degli incidenti
e degli infortuni grazie all’utilizzo di tecnologie
Infortuni e/o malattie professionali e/o danni alla salute dovuti a mancata compliance delle normative,
guasti e/o malfunzionamento di strutture e asset aziendali, esposizione a sostanze pericolose, ecc.
Asset integrity
SDG: 8 9 11 14
Affidabilità del servizio attraverso la corretta manutenzione e il costante monitoraggio
dell’integrità delle infrastrutture e degli asset
Interruzioni delle attività economiche causate da guasti alle infrastrutture e agli asset
Riduzione degli impatti ambientali
SDG: 3 6 9 11 12 14 15
Creazione di nuovi habitat naturali attraverso l’utilizzo di strutture dismesse, progetti
di salvaguardia dei territori, ripristino/bonifica dei terreni e conservazione delle foreste
Danni ambientali, perdita di biodiversità e aumento del rischio di siccità
Economia circolare
SDG: 6 12 14 15
Riduzione dell’utilizzo delle risorse naturali grazie all’impiego di pratiche e processi
aziendali volti al riciclo e al recupero
Tutela dei diritti umani
SDG: 1 2 3 8 10 16
Tutela e rispetto dei diritti umani grazie ad attività di due diligence sulle attività aziendali
e su quelle di fornitori e partner commerciali
Violazione dei diritti umani dei lavoratori, delle comunità locali e delle popolazioni indigene
Gestione responsabile
della catena di fornitura
SDG: 3 5 7 8 9 10 12 13 16 17
Diffusione di principi di sostenibilità ambientale e sociale grazie al coinvolgimento
dei fornitori e dei partner della filiera
Violazione dei diritti dei lavoratori e impatti ambientali negativi dei fornitori a causa del mancato
monitoraggio da parte di Eni
Relazioni con i clienti
SDG: 7 12 16
Promozione di relazioni solide con i clienti grazie al coinvolgimento, all’ascolto
e al customer care
Interruzione del servizio offerto (es. fornitura energetica) ai clienti per cause riconducibili ad Eni
Trasparenza, lotta alla corruzione
e strategia fiscale
SDG: 16 17
Contrasto alla diffusione di pratiche illecite con presidi e formazione in ambito
anti-corruzione, creazione di valore economico nei territori di presenza con investimenti,
pagamento di tasse e royalties
Episodi di corruzione e condotta illecita con possibili ripercussioni economiche su mercati e imprese causati
anche da pratiche di evasione fiscale, monopolistiche e di lobbying
Chiusura e ripristino
SDG: 4 8 11 14 15
New
Riutilizzo delle strutture, dei materiali e degli stabilimenti dismessi a beneficio delle
comunità locali e dell’economia circolare
Perdita di posti di lavoro e mancato aggiornamento delle competenze dei dipendenti per la chiusura
di stabilimenti o siti
Sviluppo locale
SDG: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 13 15 17
Sviluppo delle comunità e del tessuto imprenditoriale locale grazie ad iniziative in vari
settori di intervento e anche grazie a partnership e accordi commerciali con fornitori locali
Violazioni dei diritti e del benessere delle comunità e reinsediamenti involontari; non equa compensazione
e sfruttamento delle risorse naturali ai danni delle comunità locali
Accesso all’energia
SDG: 7 13
Realizzazione di infrastrutture e miglioramento della qualità del servizio nelle zone remote Dispersioni ed inefficienze della rete di distribuzione con effetti su comunità e ambiente
Innovazione
SDG: 7 9 12 13
Iniziative di innovazione e di trasformazione coinvolgendo anche le aziende della filiera
e i partner
Digitalizzazione e Cyber Security
SDG: 9 13 16
—
Miglioramento della sicurezza informatica nei Paesi di presenza tramite collaborazioni
con istituzioni e aziende
Perdita di dati e informazioni sensibili di dipendenti, clienti, partner, etc.
TEMI MATERIALI PER ENI
L’analisi di materialità è volta all’identificazione dei temi di so-
stenibilità che sono maggiormente rilevanti per Eni e per i propri
stakeholder. I temi materiali sono funzionali all’elaborazione del
Piano Strategico – da cui ha origine il processo di definizione
dei Management by Objective (MbO) di sostenibilità per tutti i
dirigenti – e indirizzano la reportistica. Nel 2022, l’analisi è sta-
ta aggiornata sulla base del nuovo Standard GRI che prevede
l’identificazione dei temi materiali in funzione degli impatti più
significativi – positivi e negativi, attuali e potenziali – generati
dall’organizzazione su economia, ambiente e persone, inclusi
gli impatti sui diritti umani (cd. prospettiva di Impact Materiali-
ty). In aggiunta, in previsione dell’entrata in vigore della nuova
Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD), che preve-
de un approccio di Doppia Materialità, l’analisi ha considerato
anche la prospettiva della Financial Materiality. Quest’ultima
richiede l’identificazione anche di quei temi che presentano ri-
schi e opportunità di sostenibilità che influenzano o possono
influenzare significativamente i flussi di cassa futuri dell’azien-
da, con ripercussioni sullo sviluppo, le performance ed il posi-
zionamento nel breve, medio o lungo periodo.
Il processo di materialità di Eni ha previsto le seguenti fasi:
• Identificazione dei temi rilevanti e dei relativi impatti, coniu-
gando i risultati dell’analisi di materialità del 2021 con i temi
maggiormente significativi per il contesto di riferimento 2022
e il settore di operatività, anche sulla base del nuovo Sector
Standard del GRI per l’Oil & Gas;
• Valutazione dei temi attraverso l’approccio della Doppia Ma-
Neutralità carbonica al 2050 Eccellenza operativa Alleanze per lo sviluppo Temi trasversali
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022228
TREND
IMPACT
MATERIALITY
FINANCIAL
MATERIALITY
TEMA rispetto al 2021 Impatti positivi Impatti negativi Significatività Significatività
Contrasto
al cambiamento climatico
SDG: 7 9 12 13 15 17
Riduzione delle emissioni climalteranti con strategie di decarbonizzazione, sviluppo
di tecnologie e sensibilizzazione dei consumatori
Emissioni climalteranti nello svolgimento delle proprie attività o lungo la catena del valore
Sviluppo del capitale umano
SDG: 4 5 8 10
Accrescimento delle competenze dei dipendenti e miglioramento delle opportunità
di carriera attraverso formazione continua
Formazione inadeguata dei dipendenti, non rispetto delle norme contrattuali, della libertà di associazione
e contrattazione collettiva, precarietà del posto di lavoro
Diversità, inclusione
e work-life balance
SDG: 3 4 5 8 10
Aumento del benessere dei lavoratori grazie ad adeguati piani di welfare e tutela delle
pari opportunità
Peggioramento del benessere dei lavoratori e delle proprie famiglie e casi di discriminazione
Salute e sicurezza dei lavoratori
SDG: 2 3 6 8
Attività di formazione e sensibilizzazione su salute e sicurezza; riduzione degli incidenti
e degli infortuni grazie all’utilizzo di tecnologie
Infortuni e/o malattie professionali e/o danni alla salute dovuti a mancata compliance delle normative,
guasti e/o malfunzionamento di strutture e asset aziendali, esposizione a sostanze pericolose, ecc.
Asset integrity
SDG: 8 9 11 14
Affidabilità del servizio attraverso la corretta manutenzione e il costante monitoraggio
dell’integrità delle infrastrutture e degli asset
Interruzioni delle attività economiche causate da guasti alle infrastrutture e agli asset
Riduzione degli impatti ambientali
SDG: 3 6 9 11 12 14 15
Creazione di nuovi habitat naturali attraverso l’utilizzo di strutture dismesse, progetti
di salvaguardia dei territori, ripristino/bonifica dei terreni e conservazione delle foreste
Danni ambientali, perdita di biodiversità e aumento del rischio di siccità
Economia circolare
SDG: 6 12 14 15
Riduzione dell’utilizzo delle risorse naturali grazie all’impiego di pratiche e processi
aziendali volti al riciclo e al recupero
Tutela dei diritti umani
SDG: 1 2 3 8 10 16
Tutela e rispetto dei diritti umani grazie ad attività di due diligence sulle attività aziendali
e su quelle di fornitori e partner commerciali
Violazione dei diritti umani dei lavoratori, delle comunità locali e delle popolazioni indigene
Gestione responsabile
della catena di fornitura
SDG: 3 5 7 8 9 10 12 13 16 17
Diffusione di principi di sostenibilità ambientale e sociale grazie al coinvolgimento
dei fornitori e dei partner della filiera
Violazione dei diritti dei lavoratori e impatti ambientali negativi dei fornitori a causa del mancato
monitoraggio da parte di Eni
Relazioni con i clienti
SDG: 7 12 16
Promozione di relazioni solide con i clienti grazie al coinvolgimento, all’ascolto
e al customer care
Interruzione del servizio offerto (es. fornitura energetica) ai clienti per cause riconducibili ad Eni
Trasparenza, lotta alla corruzione
e strategia fiscale
SDG: 16 17
Contrasto alla diffusione di pratiche illecite con presidi e formazione in ambito
anti-corruzione, creazione di valore economico nei territori di presenza con investimenti,
pagamento di tasse e royalties
Episodi di corruzione e condotta illecita con possibili ripercussioni economiche su mercati e imprese causati
anche da pratiche di evasione fiscale, monopolistiche e di lobbying
Chiusura e ripristino
SDG: 4 8 11 14 15
New
Riutilizzo delle strutture, dei materiali e degli stabilimenti dismessi a beneficio delle
comunità locali e dell’economia circolare
Perdita di posti di lavoro e mancato aggiornamento delle competenze dei dipendenti per la chiusura
di stabilimenti o siti
Sviluppo locale
SDG: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 13 15 17
Sviluppo delle comunità e del tessuto imprenditoriale locale grazie ad iniziative in vari
settori di intervento e anche grazie a partnership e accordi commerciali con fornitori locali
Violazioni dei diritti e del benessere delle comunità e reinsediamenti involontari; non equa compensazione
e sfruttamento delle risorse naturali ai danni delle comunità locali
Accesso all’energia
SDG: 7 13
Realizzazione di infrastrutture e miglioramento della qualità del servizio nelle zone remote
Dispersioni ed inefficienze della rete di distribuzione con effetti su comunità e ambiente
Innovazione
SDG: 7 9 12 13
Iniziative di innovazione e di trasformazione coinvolgendo anche le aziende della filiera
e i partner
Digitalizzazione e Cyber Security
SDG: 9 13 16
—
Miglioramento della sicurezza informatica nei Paesi di presenza tramite collaborazioni
con istituzioni e aziende
Perdita di dati e informazioni sensibili di dipendenti, clienti, partner, etc.
terialità: (i) prospettiva di Impact Materiality - sottoponendo un
questionario a stakeholder interni ed esterni per valutare l’im-
portanza dei temi in base alla significatività degli impatti e alla
loro probabilità di accadimento (per approfondimenti sulle ca-
tegorie di stakeholder intervistati e le risultanze si veda “Attività
di stakeholder engagement” a pagg. 16-17); e (ii) prospettiva
di Financial Materiality - considerando i risultati del processo
di valutazione dei rischi del Risk Management Integrato (per
approfondimenti si veda “Risk Management Integrato” a pagg.
24-29 e “Principali Rischi ESG” a pagg. 172-173);
• Prioritizzazione dei temi attraverso la combinazione degli esiti
delle due valutazioni. I temi sottoposti a valutazione, risultati tutti
materiali, sono stati suddivisi in 3 differenti livelli di significatività;
• Condivisione dei risultati dell’analisi di materialità con il Comitato
Controllo e Rischi, il Comitato Sostenibilità e Scenari e il CdA, che
ha successivamente approvato la DNF nella sua interezza.
In virtù delle evoluzioni del contesto, i risultati dell’analisi mostra-
no un certo dinamismo nel tempo sia a livello di significatività sia
per l’accorpamento
67
o l’introduzione di nuovi temi. Tra i nuovi si
segnala “Chiusura e ripristino” emerso dal Sector Standard GRI
e “Sicurezza e indipendenza energetica” come tema emergente
dai questionari e dall’ascolto dei social media.
Nella tabella si evidenziano i risultati delle due materialità; sono
riportati anche alcuni impatti positivi e negativi attuali/potenziali
a titolo esemplificativo e non esaustivo ed il trend rispetto all’e-
sercizio dello scorso anno.
(67) Rispetto alla precedente analisi, nel 2022 tre temi sono stati accorpati in temi già esistenti: “Tecnologie low carbon” con “Contrasto al cambiamento climatico”, “Biodiver-
sità” con “Riduzione degli impatti ambientali” e “Local content” con “Sviluppo Locale”.
229ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Standard, linee guida e raccomandazioni. La Dichiarazione con-
solidata di carattere Non Finanziario è stata predisposta in con-
formità al D.Lgs. 254/2016 che recepisce la Direttiva Europea
sulle Non-Financial Information, e ai “Sustainability Reporting
Standards”, pubblicati dal Global Reporting Initiative (GRI Stan-
dards) ed è stata sottoposta ad esame limitato dalla Società
indipendente, revisore anche del bilancio consolidato al 31 di-
cembre 2022. Tutti gli indicatori GRI, riportati nel Content Index,
fanno riferimento alla versione dei GRI Standard pubblicata nel
2016, ad eccezione di quelli degli: (i) “Standard 403: Occupational
Health and Safety”, (ii) “Standard 303: Water and Effluents” – che
fanno riferimento all’edizione 2018 –, (iii) “Standard 207: Tax” del
2019 e (iv) “Standard 306: Waste” del 2020. Inoltre si è tenuto in
considerazione l’aggiornamento dei nuovi standard GRI Univer-
sale e Sector Standard Oil & Gas pubblicati nel 2021 e obbligato-
rio a partire da ques’anno. Inoltre, le raccomandazioni segnalate
dall’ESMA (Autorità europea degli strumenti finanziari e dei mer-
cati) in materia di rendicontazione non finanziaria sono state re-
cepite sia all’interno della DNF sia nella Relazione sulla gestione,
nonché il set di metriche “core” definite dal WEF nel White Paper
“Measuring Stakeholder Capitalism - Towards Common Metrics
and Consistent Reporting of Sustainable Value Creation” di set-
tembre 2020. La Dichiarazione include le informazioni richieste
dall’art. 8 del Regolamento (UE) 2020/852 del 18 giugno 2020
(cd. “Regolamento Tassonomia”) e dei Regolamenti delegati (UE)
2021/2178 e (UE) 2021/2139 ad esso collegati. L’esame limita-
to svolto dalla Società di revisione (PwC SpA) sulla DNF non si
estende alle informazioni, fornite ai sensi del Regolamento Tas-
sonomia, contenute nel paragrafo dedicato (pagg. 208-227).
Indicatori di performance. I KPI sono selezionati in base ai
temi individuati come più significativi a valle di un’analisi di
materialità e sono raccolti su base annuale secondo il perime-
tro di consolidamento dell’anno di riferimento e si riferiscono
al periodo 2020-2022. In generale, i trend relativi ai dati e agli
indicatori di performance sono calcolati utilizzando anche ci-
fre decimali non riportate nel documento. I dati relativi all’anno
2022 costituiscono la migliore stima possibile con i dati dispo-
nibili al momento della redazione del presente prospetto. I dati
sono anche soggetti a revisione e approvazione da parte degli
organi competenti e del CdA. Inoltre, è possibile che alcuni dati
pubblicati negli anni precedenti siano oggetto di riesposizione
nella presente edizione per una delle seguenti cause: affina-
mento/cambio delle metodologie di stima o calcolo, modifi-
che significative del perimetro di consolidamento o qualora
si rendessero disponibili informazioni significative aggiornate,
eventuali errori di calcolo e perimetro. Nel caso in cui una ri-
esposizione dovesse essere effettuata, le relative motivazioni
sono oggetto di appropriata disclosure nel testo. La maggior
parte dei KPI presentati sono raccolti ed aggregati automa-
ticamente attraverso l’utilizzo di software aziendali specifici
per area tematica. Tali dati vengono inviati ad una piattaforma
dedicata a salvare e storicizzare tutti i dati pubblicati da Eni
nella Dichiarazione non Finanziaria: questo sistema permette
anche di tracciare il controllo e l’approvazione di tali dati da
parte dei propri Process Owner.
Perimetro. Il perimetro degli indicatori di performance è allinea-
to con gli obiettivi prefissati dalla Società e rappresenta i poten-
ziali impatti delle attività di cui Eni ha la gestione. In particolare:
(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
68
;
(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, incluso l’indice OIFR, che si riferiscono alle sole
società consolidate);
(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) infine, il perimetro dei dati relativi agli interventi di audit con
verifiche anticorruzione si riferisce a Eni SpA, le società
controllate direttamente o indirettamente (escluse le so-
cietà quotate dotate di un proprio presidio di internal audit),
le società partecipate, in virtù di specifici 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 affiancata una vista
addizionale solamente relativa al 2022 in cui si presentano i
dati delle società consolidate integralmente. Si segnala che,
dove non diversamente specificato, i dati riportati non includo-
no il gruppo Finproject in quanto entrato recentemente nel pe-
rimetro e tutt’ora è in corso l’allineamento dei sistemi rispetto
ai requisiti Eni. Per quanto concerne tutti gli altri KPI/dati il peri-
metro, coerentemente con la normativa di riferimento, coincide
con le società consolidate integralmente ai fini della predispo-
sizione del bilancio consolidato dal Gruppo Eni.
(68) Oltre alle società consolidate integralmente, il perimetro include le seguenti società: Mozambique Rovuma Venture S.p.A; Agiba Petroleum Co; Cardon IV SA; Eni Iran BV;
Eni Mozambique Engineering Ltd; Eni South Africa BV; Groupment Sonatrach-Eni; Karachaganak Petroleum Operating BV; Mellitah Oil & Gas BV; LLC “EniEnerghia”; Petrobel
Belayim Petroleum Co; Eni Gas Transport Services Srl; DLNG Service SAE; Société énergies renouvelables Eni-Etap (Seree); Costiero Gas Livorno SpA; SeaPad S.p.A.; Servizio
Fondo Bombole Metano SpA; Società Oleodotti Meridionali - SOM S.p.A.; Eni Abu Dhabi Refining & Trading Services BV; Esacontrol SA; Oléoduc du Rhone SA; LLC “Eni-Nefto”;
Tecnoesa SA; Brindisi Servizi Generali S. c. a r. l.(BSG); Ravenna Servizi Industriali S.C.p.A. (RSI); Servizi Porto Marghera S.c. a r. l. (SPM); Versalis Pacific (India) Private Limited;
Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA; Oleodotto del Reno SA; Società Enipower Ferrara Srl - Ferrara; EniProgetti Egypt Ltd; Eniverse Ventures Srl.
PRINCIPI E CRITERI DI REPORTING
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022230
KPI METODOLOGIA
CAMBIAMENTO CLIMATICO
EMISSIONI GHG Scope 1: le emissioni di GHG dirette sono quelle derivanti dalle sorgenti riconducibili agli asset della compagnia
(es. combustione, flaring, fuggitive e venting), e comprendono i CO
2
, CH
4
e N
2
O; il Global Warming Potential utiliz-
zato per la conversione in CO
2
equivalente è 25 per il CH
4
e 298 per l’N
2
O. Non comprende i contributi di emissioni
di CO
2
di origine biogenica.
Scope 2: sono le emissioni di GHG indirette relative alla generazione di energia elettrica, vapore e calore acqui-
stati da terzi e destinati al consumo interno e comprendono i CO
2
, CH
4
e N
2
O; il Global Warming Potential utilizza-
to per la conversione in CO
2
equivalente è 25 per il CH
4
e 298 per l’N
2
O. Non comprende i contributi di emissioni
di CO
2
di origine biogenica. Sono rendicontate secondo approccio “location based” (è in corso la raccolta delle
informazioni specifiche sui contratti di fornitura al fine di costruire anche la vista “market-based”).
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. Le emissioni comprendono i CO
2
, CH4 e N
2
O; il
Global Warming Potential utilizzato per la conversione in CO
2
equivalente è 25 per il CH
4
e 298 per l’N
2
O. Poiché
l’indicatore si riferisce alla produzione equity O&G Upstream, le emissioni non comprendono i contributi di emis-
sioni di CO
2
di origine biogenica.
INTENSITÀ
DI EMISSIONI
Gli indicatori includono le emissioni di GHG dirette (Scope 1) che sono derivanti dagli asset operati da Eni, com-
prendono 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 raffinerie tradizionali e bioraffinerie. Il denominatore
fa riferimento alle quantità lavorate in ingresso (materie prime e semilavorati).
• Enipower: indicatore focalizzato sulle emissioni derivanti dalla produzione di elettricità e vapore delle centrali ter-
moelettriche. Il denominatore fa riferimento all’energia elettrica equivalente prodotta (ad esclusione dell’impianto
di cogenerazione di Bolgiano).
• Intensità emissiva di metano upstream: calcolata come rapporto tra le emissioni dirette di metano espresse in
m
3
di CH
4
e la produzione venduta di gas naturale degli asset operati upstream.
EFFICIENZA
OPERATIVA
L’efficienza 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 equi-
valente utilizzando i fattori di conversione medi Eni) nei singoli business di riferimento, misurandone quindi il
grado di efficienza operativa in un contesto di decarbonizzazione. In particolare si specifica che:
• Upstream: inclusi gli impianti di produzione di idrocaruburi e di energia elettrica;
• R&M: incluse solo le raffinerie;
• Chimica: inclusi tutti gli stabilimenti;
• Enipower: incluse le centrali ad esclusione dell’impianto di cogenerazione di Bolgiano.
A differenza degli altri indici di intensità emissiva che si riferiscono alle singole aree di business e che considera-
no le sole emissioni di GHG Scope 1, l’indice di efficienza operativa misura sinteticamente l’impegno di Eni per la
riduzione dell’intensità emissiva GHG, includendo anche le emissioni Scope 2.
INTENSITÀ
ENERGETICA
L’indice di intensità energetica della raffinazione rappresenta il valore complessivo dell’energia effettiva-
mente utilizzata in un determinato anno nei vari impianti di processo delle raffinerie, rapportato al corri-
spondente valore determinato in base a consumi standard predefiniti 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 significativi associati agli impianti operati e
le relative produzioni.
NET CARBON
FOOTPRINT
Net Carbon Footprint Eni: l’indicatore considera le emissioni GHG Scope 1 e Scope 2 delle attività ope-
rate 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 svi-
luppo 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 rife-
rimento.
NET GHG
LIFECYCLE
EMISSIONS
L’indicatore fa riferimento alle emissioni GHG Scope 1+2+3 associate alla filiera dei prodotti energetici
venduti da Eni, includendo sia quelli derivanti da produzioni proprie, che quelli acquistati da terzi, contabi-
lizzate 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 filiere 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.
231ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
KPI METODOLOGIA
CAPACITÀ
INSTALLATA
DA RINNOVABILI
L’indicatore misura la capacità massima degli impianti di generazione di energia elettrica da fonti rinnova-
bili in quota Eni (eolica, solare, da moto ondoso e ogni altra fonte non fossile derivante da risorse naturali,
escludendo l’energia nucleare). La capacità si definisce installata quando gli impianti sono in esercizio o
quando è raggiunta la “mechanical completion” che rappresenta la fase finale di realizzazione dell’impianto
ad eccezione della connessione alla rete.
ENERGIA
CONSUMATA
Il bilancio dei consumi energetici Eni viene calcolato come segue: (i) ciascuno dei vettori energetici viene con-
vertito in milioni di giga Joule (unità di misura comune) secondo gli opportuni fattori di conversione indicati a
livello di sito/società; (ii) per ciascun vettore energetico viene quindi calcolato il consumo Eni come somma dei
valori di produzione e import da società esterne al perimetro di consolidamento Eni, a cui vengono poi sottratti
i valori di export a società esterne al perimetro di consolidamento Eni (ai fini del calcolo del bilancio energetico
Eni, il consolidamento dei dati avviene escludendo gli scambi interni tra siti/società del gruppo); (iii) la somma in
milioni di giga Joule dei consumi di tutti i singoli vettori energetici rappresenta il bilancio energetico Eni.
In particolare, i parametri considerati sono: (i) Consumo totale di energia (con il di cui relativo a consumo di fonti
primarie, energia primaria acquistata da terzi (energia elettrica, vapore e calore diretto di processo) e consumo di
idrogeno); (ii) Consumo di energia da fonti rinnovabili; (iii) Vendita di energia elettrica; (iv) Vendita di calore e vapore.
PERSONE, SALUTE E SICUREZZA
LAVORATORI
NON DIPENDENTI
In merito ai lavoratori non dipendenti il cui lavoro è controllato dall’organizzazione è stato considerato il persona-
le somministrato in Italia e all’estero.
RELAZIONI
INDUSTRIALI
In merito alle relazioni industriali, il periodo minimo di preavviso per modifiche operative è in linea con quanto
previsto dalle leggi vigenti e dagli accordi sindacali sottoscritti nei singoli Paesi in cui Eni opera.
Dipendenti Coperti da Contrattazione collettiva: si intendono quei dipendenti il cui rapporto di lavoro è regolato
da contratti o accordi di tipo collettivo, siano essi nazionali, di categoria, aziendali o di sito. Questo è l’unico KPI
dedicato alle persone che considera i dipendenti a ruolo (società con cui il dipendente stipula il contratto di
assunzione). Tutti gli altri, compresi gli indicatori sulla formazione, sono calcolati secondo il metodo dell’utilizzo
(società dove è prestata effettivamente l’attività lavorativa). Si segnala che, utilizzando questo secondo metodo,
le due dimensioni (società di ruolo e servizio) potrebbero coincidere.
REMUNERAZIONE Gender Pay Ratio: Il Gender Pay Ratio è calcolato come rapporto tra la remunerazione media della popolazione
femminile e la remunerazione media di quella maschile per la singola qualifica e per la popolazione complessiva.
Variazione della retribuzione dell’AD/DG e della mediana dipendenti: Variazione percentuale rispetto all’anno
precedente della retribuzione complessiva dell’AD/DG e della mediana dei dipendenti Italia ed estero.
La sede operativa significativa è costituita dall’Italia, sede dell’headquarter.
ANZIANITÀ
LAVORATIVA
Numero medio degli anni lavorati dal personale dipendente presso Eni e controllate.
CONGEDO PARENTALE Il tasso di rientro relativo al congedo parentale è calcolato attraverso il rapporto tra il numero delle persone
che sono rientrate dal congedo parentale dopo averne usufruito e il numero delle persone che hanno usufruito
del congedo parentale all’interno dell’anno 2022.
ORE DI FORMAZIONE Ore fruite dai dipendenti di Eni SpA e società controllate nei percorsi formativi gestiti e realizzati da Eni Corporate
University (aula e distanza) e nelle attività realizzate dalle unità organizzative delle aree di Business/Società di
Eni in autonomia, anche in modalità training on the job. Le ore medie di formazione sono calcolate come ore di
formazione totali diviso il numero medio di dipendenti nell’anno.
DIRIGENTI E QUADRI
LOCALI ALL’ESTERO
Rapporto tra numero di dirigenti + quadri locali (dipendenti originari del Paese nel quale ha sede la loro principale
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, differen-
ziandosi 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.
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.
Incidente di sicurezza di processo: perdita di contenimento primario (rilascio non pianificato o non controllato
di qualsiasi materiale, inclusi materiali non tossici ed infiammabili) da un “processo”. Gli incidenti di sicurezza di
processo sono classificati, in funzione della gravità, in Tier 1 (più gravi), Tier 2, Tier 3.1 (meno gravi).
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022232
KPI METODOLOGIA
SALUTE Numero di denunce di malattia professionale presentate da eredi: indicatore utilizzato come proxy del numero
di decessi dovuti a malattie professionali.
Casi registrabili di malattie professionali: numero di denunce di malattia professionale.
Tipologie principali di malattie: le denunce di sospetta malattia professionale rese note al datore di lavoro
riguardano patologie che possono avere un nesso causale con il rischio lavorativo, in quanto possono es-
sere 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 prolun-
gata 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 fisici (es.
di malattia: ipoacusia).
AMBIENTE
BIODIVERSITÀ Numero di siti in sovrapposizione ad aree protette e a Key Biodiversity Areas (KBA): siti operativi in Italia e
all’estero, che si trovano dentro (o parzialmente dentro) i confini di una o più aree protette o KBA (a dicembre di
ogni anno di riferimento).
Numero di siti “adiacenti” ad aree protette e a Key Biodiversity Areas (KBA): siti operativi in Italia e all’estero
che, pur trovandosi fuori dai confini di aree protette o KBA, sono ad una distanza inferiore a 1 km (a dicembre di
ogni anno di riferimento).
Numero di concessioni Upstream in sovrapposizione ad aree protette e a Key Biodiversity Areas (KBA), con
attività nell’area di sovrapposizione: concessioni attive nazionali e internazionali, operate, in fase di sviluppo o
di produzione, presenti nei database aziendali a giugno di ogni anno di riferimento che si sovrappongono ad una
o più aree protette o KBA, in cui operazioni in sviluppo/produzione (pozzi, sealine, pipeline e impianti onshore e
offshore come documentati nel geodatabase GIS aziendale) si trovano all’interno della zona di intersezione.
Numero di concessioni Upstream in sovrapposizione ad aree protette o Key Biodiversity Areas (KBA),
senza 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 sovrap-
pongono 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 Pro-
tected Areas” e il “World Database of Key Biodiversity Areas”, dati messi a disposizione di Eni nel quadro dell’ade-
sione 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 infor-
mazioni più aggiornate disponibili a livello globale, potrebbero non essere completi per ogni Paese.
Impatti significativi di attività, prodotti e servizi sulla biodiversità: i potenziali impatti possono variare
in base alla complessità di ciascun progetto, dal valore dell’ambiente naturale e dal contesto sociale
in cui le attività si inseriscono. Tra gli impatti più significativi, per tutte le tipologie di asset Eni, ci sono
quelli connessi al cambiamento dell’uso del suolo (o del mare), dovuti alla presenza fisica degli impianti
e delle infrastrutture, che possono determinare rimozione, degrado o frammentazione degli habitat con
conseguenze sulle specie. Tra i possibili impatti delle attività dei settori upstream, raffinazione e petro-
chimico, si citano il degrado di habitat e la perdita di biodiversità dovuti a: pressione sulla disponibilità di
acqua dolce; degrado della qualità dell’acqua, dell’aria e del suolo; contaminazione e inquinamento dovuti
ad eventi accidentali (es. spill e leakage); emissioni clima-alteranti che contribuiscono al cambiamento
climatico con effetti diretti e indiretti sulla natura (ad es. anticipi nelle fioriture delle piante e alterazioni
sul periodo riproduttivo di alcune specie animali, migrazione dei biomi a diverse latitudini e altitudini,
sbiancamento dei coralli). Per le attività connesse alle rinnovabili oltre agli impatti dovuti all’occupazione
di suolo e mare, si citano potenziali impatti su uccelli e pipistrelli a causa della presenza di turbine e linee
di distribuzione. Potenzialmente le turbine eoliche rappresentano un rischio per gruppi di specie partico-
larmente vulnerabili come i rapaci.
Specie elencate nella “Red List” dell’IUCN e negli elenchi nazionali che trovano il proprio habitat nelle
aree di operatività dell’organizzazione: la fonte del dato è il database “IUCN Red List Spatial Data” che
contiene valutazioni globali sulle specie per gruppi tassonomici. I dati spaziali della distribuzione delle
specie sono scaricati in formato shapefile ESRI nel loro ultimo aggiornamento dal database e caricati nei
sistemi ARCGIS di Eni dove viene verificato il numero totale di specie che trovano il proprio habitat nelle
aree di attività dell’organizzazione, classificate secondo il livello di rischio di estinzione: in pericolo critico,
in pericolo, vulnerabile, quasi minacciata, minor preoccupazione. Le specie di categoria “Data Deficent”,
sono specie con mancanza di dati per le quali non è possibile attribuire una categoria di rischio.
Nell’interpretare i dati è importante segnalare che l’analisi è soggetta alle limitazioni intrinseche associate
alla mappatura globale delle specie ed è sensibile agli aggiornamenti periodici del database, in quanto
ogni anno viene mappato un numero crescente di specie.
233ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
KPI METODOLOGIA
RISORSA IDRICA Prelievi idrici: somma dell’acqua di mare prelevata, dell’acqua dolce prelevata e dell’acqua salmastra pro-
veniente da sottosuolo o superficie. 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 2.000 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.
Acqua di mare: acqua con contenuto di solidi disciolti totali (TDS) superiore o uguale a 30.000 mg.
Acqua salmastra: acqua con contenuto di solidi disciolti totali (TDS) compreso tra i 2.000 mg/l e i 30.000 mg/l.
Acqua dolce: acqua con contenuto massimo di solidi disciolti totali (TDS) pari a 2.000 mg.
SPILL Sversamento da contenimento primario o secondario nell’ambiente di petrolio o derivato petrolifero da raffinazio-
ne o di rifiuto petrolifero occorso durante l’attività operativa o a seguito di atti di sabotaggio, furto e vandalismo.
Per gli oil spill da sabotaggio le tempistiche di chiusura di alcune investigazioni e successiva registrazione
del dato possono essere dilatate a causa della durata delle investigazioni stesse.
RIFIUTI Rifiuti da attività produttiva: rifiuti derivanti da attività produttive, compresi i rifiuti provenienti da attività di per-
forazione e dai cantieri di costruzione.
Rifiuti da attività di bonifica: comprendono i rifiuti derivanti da attività di messa in sicurezza e bonifica del suolo,
demolizioni e acque di falda classificate come rifiuto.
Il metodo di smaltimento dei rifiuti è comunicato ad Eni dal soggetto autorizzato allo smaltimento.
Possibili impatti negativi legati ai rifiuti: perdita di risorse, possibile contaminazione delle matrici ambientali
dovuta a una eventuale gestione inappropriata, impatti legati al trasporto e al trattamento presso gli impianti
di destino, consumo di suolo legato agli impianti di destino dei rifiuti, ricadute legali e reputazionali connesse
alle eventuali contestazioni. Il trattamento dei rifiuti presso impianti terzi fuori sito deriva dall’indisponibilità
presso il sito di idonei impianti e/o di requisiti legali per poterlo effettuare; a titolo esemplificativo, all’interno
della UE lo svolgimento di operazioni di trattamento dei rifiuti è subordinato al possesso di adeguati titoli
autorizzativi. Il peso dei rifiuti prodotti e di quelli conferiti può essere misurato o stimato, a seconda dei casi;
la differenza tra i rifiuti prodotti e quelli avviati a recupero/smaltimento può derivare sia da una variazione dei
quantitativi in deposito che dal fatto che il peso dei rifiuti prodotti deve essere spesso stimato, mentre quello
dei rifiuti conferiti può essere più frequentemente rilevato in uscita dal sito o presso l’impianto di destino.
Per rifiuti riciclati/recuperati si intendono i rifiuti non destinati a smaltimento.
TUTELA DELL’ARIA NO
x
: emissioni dirette totali di ossidi di azoto dovute ai processi di combustione con aria. Incluse emissioni di
NO
x
da attività di flaring, da processi di recupero dello zolfo, da rigenerazione FCC, ecc. Comprese emissioni di
NO ed NO
2
, escluso N
2
O.
SO
x
: emissioni dirette totali di ossidi di zolfo, comprensive delle emissioni di SO
2
ed SO
3
.
NMVOC: emissioni dirette totali di idrocarburi, idrocarburi sostituiti e idrocarburi ossigenati, che evaporano a
temperatura ambiente. È incluso il GPL ed escluso il metano.
PM: emissioni dirette di materiale solido o liquido finemente suddiviso sospeso in flussi gassosi. Fattori di
emissione standard.
DIRITTI UMANI
CONTRATTI DI
SECURITY CON
CLAUSOLE SUI DIRITTI
UMANI
L’indicatore relativo alla “percentuale di contratti di security con clausole sui diritti umani” si ottiene calcolando il
rapporto tra il “Numero dei contratti di vigilanza e portierato di security con clausole sui diritti umani” e il “Numero
totale dei contratti di vigilanza e portierato di security”.
SEGNALAZIONI L’indicatore si riferisce ai fascicoli di segnalazione relativi ad Eni SpA e società controllate, chiusi nell’anno ed
afferenti i diritti umani; dei fascicoli così individuati, viene riportato il numero di asserzioni distinte per esito dell’i-
struttoria condotta sui fatti segnalati (fondate, parzialmente fondate, non fondate con adozione di azioni di mi-
glioramento e non fondate/non accertabili/not applicable).
FORNITORI
FORNITORI OGGETTO
DI ASSESSMENT
L’indicatore si riferisce ai processi gestiti dalle società in perimetro; rappresenta tutti i fornitori valutati a fronte
di almeno uno dei seguenti processi: Due Diligence reputazionale, processo di qualifica, feedback di valutazio-
ne delle performance sulle aree HSE o Compliance, processo di retroazione, assessment su tematiche di diritti
umani (ispirato allo standard SA 8000 o certificazione similare). L’indicatore si riferisce quindi a tutti i fornitori
per i quali le attività di Vendor Management sono accentrate in Eni SpA (es. tutti i fornitori italiani, mega sup-
plier ed internazionali) e ai fornitori locali di Eni Ghana, Eni US, Eni México S. de RL de CV, IEOC, Eni Australia,
Eni Nigeria, Eni Iraq e Eni UK. Sono escluse dall’ambito di applicazione gli approvvigionamenti di: materie
prime e semilavorati; servizi di logistica primari; utilities del processo di produzione (ad esempio energia elet-
trica, idrogeno); titoli minerari; servizi o prodotti finanziari e assicurativi e in materia amministrativo-contabile/
fiscale; beni immobili; assistenza legale e servizi notarili; collaborazione con giornalisti; acquisizione di licenze
d’uso e brevetti; contratti di lavoro e di somministrazione di lavoro.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022234
KPI METODOLOGIA
NUOVI FORNITORI
VALUTATI SECONDO
CRITERI SOCIALI
L’indicatore è ricompreso in quello dedicato ai “fornitori oggetto di assessment” e rappresenta tutti i nuovi
fornitori sottoposti ad un processo di nuova qualifica.
TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE
COUNTRY-
BY-COUNTRY
REPORT
La disclosure relativa al country by country report è coperta attraverso un rimando all’ultimo documento pubbli-
cato (generalmente l’esercizio precedente a quello di rendicontazione della DNF) riportante le principali informa-
zioni richieste dallo standard GRI di riferimento (207-4).
FORMAZIONE
ANTI-CORRUZIONE
E-learning rivolto a risorse in contesto a medio/alto rischio di corruzione.
E-learning rivolto a risorse in contesto a basso rischio corruzione.
Workshop generale: eventi formativi in aula rivolti al personale in contesto ad alto rischio corruzione.
Job specific training: eventi formativi in aula rivolti a specifiche famiglie professionali operanti in contesti ad alto
rischio di corruzione.
CONTRIBUTI POLITICI Come riportato nel Codice Etico, non eroghiamo contributi a partiti, movimenti, comitati e organizzazioni
politiche e sindacali e non utilizziamo impropriamente il nome della nostra azienda in interazioni personali con
partiti, movimenti e comitati politici.
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.
I potenziali impatti sulle comunità locali possono variare in base alla tipologia e localizzazione di ciascun pro-
getto di business. Di seguito si descrivono quelli relativi alla fase di esplorazione e di sviluppo del business:
Impatti negativi legati alle attività esplorative: displacement socio-economico, impatti negativi sulle attività di
pesca e sulle attività agricole e turistiche, potenziale danneggiamento di edifici e patrimonio storico, potenziali
violazioni standard di lavoro sub contrattisti, compensazione non adeguata degli impatti, impatti sui diritti umani
delle popolazioni coinvolte.
Impatti negativi legati alle attività di sviluppo del business: displacement socio-economico, resettlement, im-
patti negativi sulle attività di pesca e sulle attività agricole e turistiche, aumento del costo della vita e dei servizi
nelle aree intorno l’impianto, ritardo nell’implementazione dei progetti di sviluppo, distorsione del mercato locale
dovuto alle compensazioni e ad un generale incremento del costo della vita, ricadute sociali degli impatti am-
bientali come rumore, traffico indotto e modificazione del paesaggio, impatti sugli usi e costumi delle popolazio-
ni locali, mancato coinvolgimento nel processo approvativo delle minoranze e degli indigenous people, impatti
sui diritti umani delle popolazioni coinvolte, induzione di flussi migratori causati dalle attività di business, impatti
sulla salute delle comunità, modifica degli stili di vita delle comunità, potenziale aumento della criminalità, au-
mentata pressione sui servizi alla popolazione, modifica sulla struttura socio-produttiva locale e potenziale im-
patto su alcuni servizi essenziali o produzione di beni primari, modifiche al sistema fondiario tradizionale. Minor
accesso alle risorse naturali da parte delle comunità.
SPESA VERSO
FORNITORI LOCALI
L’indicatore si riferisce alla quota di spesa 2022 verso fornitori locali. La definizione di “spesa verso forni-
tore locale” è stata declinata secondo le seguenti modalità alternative sulla base delle peculiarità dei Paesi
analizzati in termini di normative locali e approcci locali utilizzati nella gestione del local content: 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”
(Vietnam,UK, Libia, Kazakhstan): 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, Mo-
zambico,USA, Germania, Algeria, Cipro, Egitto, Costa d’Avorio, Oman, Tunisia, Turkmenistan, Venezuela e
Kenya): 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, Messico e Australia): viene individuata
come locale, la spesa verso fornitori registrati nel Paese e non appartenenti a gruppi internazionali/mega-
supplier (es. fornitori di servizi di perforazione). Per questi ultimi, si considera come locale la spesa effet-
tuata in valuta locale.
I Paesi selezionati sono quelli più rappresentativi per il business di Eni da un punto di vista strategico e nei
quali si è registrata un piano degli approvvigionamenti relativo al quadriennio 2022-2025 rilevante rispetto
al totale del Gruppo Eni.
235ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Aspetto
Materiale/
Standard GRI Descrizione/Disclosure GRI WEF
Sezione e/o
numero di pagina Omission
GRI 2: DISCLOSURE GENERALE
L’ORGANIZZAZIONE E LE SUE PRASSI DI RENDICONTAZIONE
2-1 Dettagli organizzativi
Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 6-7; 51-69;
75-77; 85-88; 92-95; 97-99
https://www.eni.com/it-IT/chi-siamo/governance.html
2-2 Entità incluse nella rendicontazione di sostenibilità
dell'organizzazione
DNF 2022, pag. 230
2-3 Periodo di rendicontazione, frequenza e punto di contatto DNF 2022, pag. 230
2-4 Revisione delle informazioni DNF 2022, pagg. 180; 195; 199; 230
2-5 Assurance esterna Relazione Finanziaria Annuale 2022, pag. 2
ATTIVITÀ E LAVORATORI
2-6 Attività, catena del valore e altri rapporti di business
Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 6-7; 51-
69; 75-77; 85-88; 92-95; 97-99
2-7 Dipendenti DNF 2022, pagg. 183-186; 232
2-8 Lavoratori non dipendenti DNF 2022, pagg. 186; 232
GOVERNANCE
2-9 Struttura e composizione della governance Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 30-41
2-10 Nomina e selezione del massimo organo di governo Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 30-41
2-11 Presidente del massimo organo di governo Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 30-41
2-12 Ruolo del massimo organo di governo nel controllo della
gestione degli impatti
Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 36-41
2-13 Delega di responsabilità per la gestione degli impatti
Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 30-41
DNF 2022, pagg. 174-175
2-14 Ruolo del massimo organo di governo nella rendicontazione
di sostenibilità
Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 36-41
2-15 Conflitti d'interesse Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 40-41
2-16 Comunicazione delle criticità
Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 16-17;
40-41
2-17 Conoscenze collettive del massimo organo di governo
Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 35-36
DNF 2022, pag. 174
2-18
Valutazione della performance del massimo organo di
governo
Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 35-36
DNF 2022, pag. 174
2-19 Norme riguardanti le remunerazioni
Relazione Finanziaria Annuale 2022, pag. 39
Relazione sulla Politica in materia di
Remunerazione e sui compensi corrisposti 2022,
pagg. 27-43
2-20 Procedura di determinazione della remunerazione
Relazione Finanziaria Annuale 2022, pag. 39
Relazione sulla Politica in materia di
Remunerazione e sui compensi corrisposti 2022,
pagg. 27-43
2-21 Rapporto di retribuzione totale annuale
DNF 2022, pagg. 185; 232
Relazione sulla Politica in materia di
Remunerazione e sui compensi corrisposti 2022,
pag. 10
STRATEGIA, POLITICHE E PRASSI
2-22 Dichiarazione sulla strategia di sviluppo sostenibile
Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 18-23
DNF 2022, pag. 164
2-23 Impegno in termini di policy
DNF 2022, pagg. 164-167; 196-198
2-24 Integrazione degli impegni in termini di policy
DNF 2022, pagg. 164-169; 196-198
GRI CONTENT INDEX
Dichiarazione d’utilizzo Eni ha redatto “in accordance” agli standard GRI per il periodo di rendicontazione 01/01/2022 - 31/12/2022
GRI 1 utilizzato GRI 1: Foundation 2021
GRI Sector Standard applicabili GRI 11: Oil & Gas Sector Standard 2021
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022236
Aspetto
Materiale/
Standard GRI Descrizione/Disclosure GRI WEF
Sezione e/o
numero di pagina Omission
2-25 Processi volti a rimediare agli impatti negativi
Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 16-17
DNF 2022, pagg. 170-171
Inoltre, si vedano i riferimenti di pagina per quanto
riguarda le richieste relative all’indicatore GRI 3-3
per ciascun tema materiale.
2-26
Meccanismi per richiedere chiarimenti e sollevare
preoccupazioni
Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 16-17
DNF 2022, pag. 206
2-27 Conformità a leggi e regolamenti DNF 2022, pagg. 216-217
2-28 Appartenenza ad associazioni Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 16-17
COINVOLGIMENTO DEGLI STAKEHOLDER
2-29 Approccio al coinvolgimento degli stakeholder
Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 16-17
2-30 Contratti collettivi DNF 2022, pagg. 182; 185; 187; 232
GRI 3: TEMI MATERIALI
INFORMATIVE SUI TEMI MATERIALI
3-1 Processo di determinazione dei temi materiali
DNF 2022, pagg. 228-229
3-2 Elenco dei temi materiali
DNF 2022, pagg. 228-229
3-3 Gestione dei temi materiali Incluso nelle specifiche sezioni
Aspetto
Materiale/
Disclosure GRI
(a)
Descrizione/Disclosure GRI
(b)
WEF
Sezione e/o
numero di pagina Omission
CONTRASTO AL CAMBIAMENTO CLIMATICO E TECNOLOGIE LOW CARBON
Riduzione delle emissioni GHG; Sviluppo di tecnologie low carbon
3-3 (11.1.1, 11.2.1,
11.3.1)
Gestione dei temi materiali DNF, pagg. 166; 170-171; 174-179; 228-229; 237
GRI 201: Performance economiche 2016 Perimetro: interno ed esterno
201-2 (11.2.2) Implicazioni finanziarie e altri rischi e opportunità dovuti al
cambiamento climatico
Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 137-
140
DNF, pagg. 172-173; 175-176
GRI 302: Energia 2016 Perimetro: interno
302-1 (11.1.2) Energia consumata all’interno dell’organizzazione DNF, pagg. 177-179; 232
302-2 (11.1.3) Energia consumata al di fuori dell’organizzazione
Informazione non
disponibile. Si valuterà
la rendicontazione in
considerazione della
disponibilità di una
metodologia applicabile.
302-3 (11.1.4) Intensità energetica DNF, pagg. 177-179; 231
GRI 305: Emissioni 2016
Perimetro: interno ed esterno
305-1 (11.1.5) Emissioni dirette di GHG (Scope 1)
DNF, pagg. 177-179; 231
305-2 (11.1.6) Emissioni indirette di GHG da consumi energetici (Scope 2) DNF, pagg. 177-179; 231
305-3 (11.1.7) Altre emissioni indirette di GHG (Scope 3) DNF, pagg. 177-179; 231
305-4 (11.1.8) Intensità delle emissioni di GHG DNF, pagg. 177-179; 231
305-5 (11.2.3) Riduzione delle emissioni di GHG DNF, pagg. 177-178
305-7 (11.3.2) Ossidi di azoto (NO
x
), ossidi di zolfo (SO
x
), e altre emissioni
significative
DNF, pagg. 194-195; 234
237ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Aspetto
Materiale/
Disclosure GRI
(a)
Descrizione/Disclosure GRI
(b)
WEF
Sezione e/o
numero di pagina Omission
SVILUPPO DEL CAPITALE UMANO
Occupazione; Formazione
3-3 (11.10.1,
11.11.1)
Gestione dei temi materiali
DNF, pagg. 166; 170-171; 181-183; 228-229; 237-
238
GRI 401: Occupazione 2016 Perimetro: interno
401-1 (11.10.2) Nuove assunzioni e turnover
DNF, pagg. 184; 186; 232
401-2 (11.10.3) Benefit previsti per i dipendenti a tempo pieno, ma non per i
dipendenti part-time o con contratto a tempo determinato
DNF, pag. 183
GRI 402: Relazioni tra lavoratori a management 2016 Perimetro: interno
402-1 (11.10.5) Periodo minimo di preavviso per cambiamenti operativi DNF, pag. 222
GRI 404: Formazione e istruzione 2016 Perimetro: interno
404-1 (11.10.6,
11.11.4)
Ore medie di formazione annua per dipendente
DNF, pagg. 185; 187; 232
404-3 Percentuale di dipendenti che ricevono una valutazione
periodica delle performance e dello sviluppo professionale
DNF, pagg. pag. 182
DIVERSITÀ, INCLUSIONE E WORK-LIFE BALANCE
3-3 (11.10.1,
11.11.1, 11.14.1)
Gestione dei temi materiali DNF, pagg. 166; 170-171; 181-183; 228-229; 238
GRI 202: Presenza sul mercato 2016 Perimetro: interno
202-2 (11.11.2,
11.14.3)
Proporzione di senior manager assunti dalla comunità locale DNF, pagg. 186; 232
GRI 401: Occupazione 2016 Perimetro: interno
401-3 (11.10.4,
11.11.3)
Congedo parentale DNF, pagg. 183; 186-187; 232 Informazioni relative al
punto d. e punto e. (solo
relativamente al tasso di
retention) non disponibili.
Eni si impegna a coprire
l’indicatore nei prossimi
cicli di reporting.
GRI 405: Diversità e pari opportunità 2016
Perimetro: interno
405-1 (11.11.5) Diversità negli organi di governo e tra i dipendenti
DNF, pagg. 184; 186
Relazione Finanziaria Annuale 2022, pag. 32
405-2 (11.11.6) Rapporto dello stipendio base e retribuzione delle donne
rispetto agli uomini
DNF, pagg. 185; 187; 232
SALUTE E SICUREZZA DEI LAVORATORI
3-3 (11.9.1) Gestione dei temi materiali DNF, pagg. 166; 170-171; 183; 188-189; 228-229; 238
GRI 403: Salute e sicurezza sul lavoro 2018 Perimetro: interno ed esterno (fornitori)
403-1 (11.9.2) Sistema di gestione della salute e sicurezza sul lavoro DNF, pagg. 168-169; 183; 188-189
403-2 (11.9.3) Identificazione dei pericoli, valutazione dei rischi e indagini
sugli incidenti
DNF, pagg. 188-189
403-3 (11.9.4) Servizi di medicina del lavoro DNF, pagg. 168-171; 183
403-4 (11.9.5) Partecipazione e consultazione dei lavoratori e
comunicazione in materia di salute e sicurezza sul lavoro
DNF, pagg. 168-169; 183; 188-189
403-5 (11.9.6)
Formazione dei lavoratori in materia di salute e sicurezza sul
lavoro
DNF, pag. 188
403-6 (11.9.7) Promozione della salute dei lavoratori DNF, pagg. 168-169; 183
403-7 (11.9.8) Prevenzione e mitigazione degli impatti in materia di salute e
sicurezza sul lavoro all'interno delle relazioni commerciali
DNF, pagg. 168-171; 183; 188-189
403-8 (11.9.9) Lavoratori coperti da un sistema di gestione della salute e
sicurezza sul lavoro
DNF, pag. 189
403-9 (11.9.10) Infortuni sul lavoro
DNF, pagg. 189-190; 232
403-10 (11.9.11) Malattie professionali DNF, pagg. 185; 187; 233
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022238
Aspetto
Materiale/
Disclosure GRI
(a)
Descrizione/Disclosure GRI
(b)
WEF
Sezione e/o
numero di pagina Omission
ASSET INTEGRITY
3-3 (11.8.1) Gestione dei temi materiali DNF, pagg. 166; 170-171; 192; 228-229; 238
GRI 306: Scarichi idrici e rifiuti 2016 Perimetro: interno
306-3 (11.8.2) Sversamenti significativi DNF, pagg. 193; 195; 234
RIDUZIONE DEGLI IMPATTI AMBIENTALI
Bonifiche e rifiuti; Risorsa idrica; Oil spill; Qualità dell’aria; Biodiversità
3-3 (11.4.1, 11.6.1) Gestione dei temi materiali DNF, pagg. 166; 170-171; 190-193; 228-229; 239
GRI 303: Acqua e scarichi idrici 2018 Perimetro: interno
303-1 (11.6.2) Interazione con l'acqua come risorsa condivisa DNF, pagg. 191; 193
303-2 (11.6.3) Gestione degli impatti legati allo scarico d'acqua DNF, pagg. 191; 193; 234
303-3 (11.6.4) Prelievo idrico
DNF, pagg. 193; 195; 234
303-4 (11.6.5) Scarico di acqua DNF, pagg. 193; 195; 234
303-5 (11.6.6) Consumo di acqua DNF, pagg. 193; 195
GRI 304: Biodiversità 2016 Perimetro: interno
304-1 (11.4.2) Siti operativi di proprietà, detenuti in locazione, gestiti in
(o adiacenti ad) aree protette e aree a elevato valore di
biodiversità esterne alle aree protette
DNF, pagg. 194; 196; 233
304-2 (11.4.3)
Impatti significativi di attività, prodotti e servizi sulla
biodiversità
DNF, pagg. 192-194; 233
304-3 (11.4.4) Habitat protetti o ripristinati DNF, pagg. 192-194; 233
304-4 (11.4.5) Specie elencate nella "Red List" dell'IUCN e negli elenchi
nazionali che trovano il proprio habitat nelle aree di attività
dell'organizzazione
DNF, pagg. 194; 233
ECONOMIA CIRCOLARE
3-3 (11.5.1) Gestione dei temi materiali DNF, pagg. 167; 170-171; 190-191; 228-229; 239
GRI 306: Rifiuti 2020 Perimetro: interno
306-1 (11.5.2) Produzione di rifiuti e impatti significativi connessi ai rifiuti DNF, pagg. 190-191; 234
306-2 (11.5.3) Gestione degli impatti significativi connessi ai rifiuti DNF, pagg. 190-191; 234
306-3 (11.5.4) Rifiuti prodotti DNF, pagg. 193-195; 234
306-4 (11.5.5) Rifiuti non destinati a smaltimento DNF, pagg. 193-195; 234
306-5 (11.5.6) Rifiuti destinati allo smaltimento DNF, pagg. 193-195; 234
TUTELA DEI DIRITTI UMANI LAVORATORI
Lavoratori; Comunità; Catena di fornitura; Security
3-3 (11.11.1,
11.13.1, 11.18.1)
Gestione dei temi materiali DNF, pagg. 167; 170-171; 196-198; 228-229; 239
GRI 406: Non discriminazione 2016
Perimetro: interno ed esterno
406-1 (11.11.7) Episodi di discriminazione e misure correttive adottate DNF, pagg. 198-199; 234
GRI 407: Libertà di associazione e contrattazione collettiva 2016 Perimetro: interno ed esterno
407-1 (11.13.2) Attività e fornitori in cui il diritto alla libertà di associazione e
contrattazione collettiva può essere a rischio
DNF, pagg. 196-198
GRI 410: Pratiche per la sicurezza 2016 Perimetro: interno ed esterno
410-1 (11.18.2) Personale addetto alla sicurezza formato sulle politiche o
procedure riguardanti i diritti umani
DNF, pagg. 198-199; 234
GESTIONE RESPONSABILE DELLA CATENA DI FORNITURA
3-3 (11.10.1,
11.12.1, 11.17.1)
Gestione dei temi materiali DNF, pagg. 167; 170-171; 200; 228-229; 239
239ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Aspetto
Materiale/
Disclosure GRI
(a)
Descrizione/Disclosure GRI
(b)
WEF
Sezione e/o
numero di pagina Omission
GRI 409: Lavoro forzato o obbligatorio 2016 Perimetro: interno ed esterno
409-1 (11.12.2) Attività e fornitori a rischio significativo di episodi di lavoro
forzato o obbligatorio
DNF, pagg. 197; 234
GRI 411: Diritti dei popoli indigeni 2016 Perimetro: interno ed esterno
411-1 (11.17.2) Episodi di violazione dei diritti dei popoli indigeni DNF, pag. 197
GRI 414: Valutazione sociale dei fornitori 2016 Perimetro: interno ed esterno
414-1 (11.10.8,
11.12.3)
Nuovi fornitori che sono stati sottoposti a valutazione
attraverso l'utilizzo di criteri sociali
DNF, pagg. 170-171; 200-201; 234
414-2 (11.10.9)
Impatti sociali negativi sulla catena di fornitura e azioni
intraprese
DNF, pagg. 200-201; 234
RELAZIONI CON I CLIENTI
3-3 (11.3.1) Gestione dei temi materiali
DNF, pagg. 170-171; 188-189; 228-229; 240
Relazione Finanziaria Annuale 2022, pagg. 16-17
GRI 416: Salute e sicurezza dei clienti 2016 Perimetro: interno
416-1 (11.3.3) Valutazione degli impatti sulla salute e sulla sicurezza per
categorie di prodotto e servizi
DNF, pagg. 168-169; 188-189
TRASPARENZA, LOTTA ALLA CORRUZIONE E STRATEGIA FISCALE
3-3 (11.19.1,
11.20.1, 11.21.1,
11.22.1)
Gestione dei temi materiali DNF, pagg. 167; 170-171; 201-203; 228-229; 240
GRI 206: Comportamento anticoncorrenziale 2016 Perimetro: interno ed esterno
206-1 (11.19.2) Azioni legali per comportamento anticoncorrenziale, antitrust
e pratiche monopolistiche
DNF, pagg. 203; 217
GRI 205: Anticorruzione 2016 Perimetro: interno ed esterno
205-1 (11.20.2) Operazioni valutate per i rischi legati alla corruzione DNF, pagg. 201-203
205-2 (11.20.3) Comunicazione e formazione in materia di politiche e
procedure anticorruzione
DNF, pagg. 200-203; 234
205-3 (11.20.4) Episodi di corruzione accertati e azioni intraprese DNF, pagg. 201; 203
GRI 207: Imposte 2019
Perimetro: interno
207-1 (11.21.4) Approccio alla fiscalità DNF, pagg. 201-203
207-2 (11.21.5) Governance fiscale, controllo e gestione del rischio DNF, pagg. 201-203
207-3 (11.21.6) Coinvolgimento degli stakeholder e gestione delle
preoccupazioni in materia fiscale
DNF, pagg. 201-203
207-4 (11.21.7) Rendicontazione Paese per Paese
DNF, pagg. 201-203; 235. Per maggiori
informazioni si veda la nota 28 del Bilancio
consolidato
GRI 415: Politica pubblica 2016 Perimetro: interno ed esterno
415-1 (11.22.2) Contributi politici DNF, pag. 235
CHIUSURA E RIPRISTINO
3-3 (11.7.1.
11.1.10)
Gestione dei temi materiali DNF, pagg. 166; 170-171; 181-183; 228-229; 240
GRI 402: Relazioni tra lavoratori a management 2016 Perimetro: interno
402-1 (11.7.2) Periodo minimo di preavviso per i cambiamenti operativi DNF, pag. 232
GRI 404: Formazione e istruzione 2016 Perimetro: interno
404-2 (11.7.3,
11.10.7)
Programmi di aggiornamento delle competenze dei
dipendenti e programmi di assistenza alla transizione
DNF, pagg. 181-182
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022240
Aspetto
Materiale/
Disclosure GRI
(a)
Descrizione/Disclosure GRI
(b)
WEF
Sezione e/o
numero di pagina Omission
SVILUPPO LOCALE
Local Content; Diversificazione economica; Educazione e formazione; Accesso all’acqua e all’igiene; Salute; Protezione e conservazione delle
foreste e tutela del territorio; Partnership Pubblico-Private
3-3 (11.14.1,
11.15.1, 11.16.1,
11.21.1)
Gestione dei temi materiali DNF, pagg. 167; 170-171; 201-203; 205-206; 228-
229; 240-241
GRI 201: Performance economiche 2016 Perimetro: interno
201-1 (11.14.2,
11.21.2)
Valore economico direttamente generato e distribuito
DNF, pagg. 203-204; 235
201-4 (11.21.3) Assistenza finanziaria ricevuta dal governo
DNF, pag. 203
GRI 203: Impatti economici indiretti 2016 Perimetro: interno
203-1 (11.14.4) Investimenti infrastrutturali e servizi finanziari DNF, pagg. 206-207; 235
203-2 (11.14.5) Impatti economici indiretti significativi DNF, pagg. 205-206; 235
GRI 204: Pratiche di approvvigionamento 2016 Perimetro: interno ed esterno
204-1 (11.14.6) Proporzione di spesa verso fornitori locali DNF, pagg. 205; 235
GRI 413: Comunità locali 2016 Perimetro: interno
413-1 (11.15.2) Attività che prevedono il coinvolgimento delle comunità locali,
valutazioni d'impatto e programmi di sviluppo
DNF, pagg. 205-206; 235
413-2 (11.15.3) Attività con impatti negativi, potenziali e attuali significativi
sulle comunità locali
DNF, pagg. 205-206; 235
ACCESSO ALL’ENERGIA
Accesso all'energia - Approccio di gestione Perimetro: interno
3-3 Gestione dei temi materiali DNF, pagg. 167; 170-171; 205-207; 228-229; 241
INNOVAZIONE
Innovazione - Approccio di gestione Perimetro: interno
3-3 Gestione dei temi materiali
DNF, pagg. 167; 170-171; 205-207; 228-229; 241
DIGITALIZZAZIONE E CYBER SECURITY
Digitalizzazione e Cyber Security - Approccio di gestione Perimetro: interno
3-3 Gestione dei temi materiali DNF, pagg. 167; 170-171; 228-229; 241
(a) Per ogni tema materiale, sono riportati gli indicatori del GRI Standard mentre tra parentesi sono riportati gli indicatori del GRI 11: Oil & Gas Sector Standard.
(b) Gli indicatori con il simbolo
sono richiesti anche dalle metriche “core” definite dal World Economic Forum (WEF) nel White Paper “Measuring Stakeholder Capitalism - Towards Common
Metrics and Consistent Reporting of Sustainable Value Creation” del 2020.
241ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Adesione al Codice italiano pagamenti responsabili
In linea con la policy di trasparenza e correttezza nella gestione
dei propri fornitori, Eni SpA ha aderito al Codice Italiano Paga-
menti Responsabili che Assolombarda ha istituito nel 2014. Nel
2022 i tempi medi di pagamenti dei fornitori, secondo le previ-
sioni contrattuali, si sono attestati mediamente a 52 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 significativa rilevanza ai fini del
bilancio consolidato, si segnala che:
• alla data del 31 dicembre 2022 le prescrizioni regolamenta-
ri dell’art. 15 del Regolamento Mercati si applicano alle 12
società controllate: Nigerian Agip Oil Co. Ltd, Eni UK Ltd, Eni
Petroleum Co. Inc., Eni Congo SA, Nigerian Agip Exploration
Ltd, Eni Canada Holding Ltd, Eni Ghana Exploration and Pro-
duction Ltd, Eni Investments Plc, Eni Lasmo Plc, Eni ULX Ltd,
Eni Trading & Shipping Inc., Eni México S. de RL de CV;
Altre informazioni
• sono state adottate le procedure adeguate che assicurano la
completa compliance alla predetta normativa.
Regole per la trasparenza e la correttezza sostanziale e proce-
durale 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 2022.
Sedi secondarie
In ottemperanza a quanto disposto dall’art. 2428, quarto com-
ma del Codice Civile, si attesta che Eni SpA ha le seguenti sedi
secondarie:
San Donato Milanese (MI) - Via Emilia, 1;
San Donato Milanese (MI) - Piazza Vanoni, 1.
Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio
I fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio sono
indicati nel commento all’andamento operativo dei settori di
attività.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022242
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 misura
unificata di petrolio e gas naturale, quest’ultimo viene convertito
da metro cubo in barile di olio equivalente utilizzando il coeffi-
ciente moltiplicatore di 0,00671.
Capacità installata da rinnovabili Misura la capacità massima
degli impianti di generazione di energia elettrica da fonti rinnova-
bili in quota Eni (eolica, solare, da moto ondoso e ogni altra fon-
te non fossile derivante da risorse naturali, escludendo l’energia
nucleare). La capacità si definisce installata quando gli impianti
sono in esercizio o quando è raggiunta la “mechanical comple-
tion” che rappresenta la fase finale di realizzazione dell’impianto
ad eccezione della connessione alla rete.
Compounding Attività specializzata nella produzione di semila-
vorati in forma granulare derivanti dalla combinazione di due o
più prodotti chimici.
Conversione Processi di raffineria che permettono la trasforma-
zione di frazioni pesanti in frazioni più leggere. Appartengono a
tali processi il cracking, il visbreaking, il coking, la gassificazione
dei residui di raffineria, ecc. Il rapporto fra la capacità di tratta-
mento complessiva di questi impianti e quella di impianti di fra-
zionamento primario del greggio esprime il “grado di conversione
della raffineria”; più esso è elevato, più la raffineria è flessibile ed
offre maggiori prospettive di redditività.
Elastomeri (o Gomme) Polimeri, naturali o sintetici, che, a diffe-
renza delle materie plastiche, se sottoposti a deformazione, una
volta cessata la sollecitazione, riacquistano, entro certi limiti, la
forma iniziale. Tra gli elastomeri sintetici, i più importanti sono il
polibutadiene (BR), le gomme stirene-butadiene (SBR), le gomme
etilene-propilene (EPR), le gomme termoplastiche (TPR), le gom-
me nitriliche (NBR).
Emissioni di NO
X
(ossidi di azoto) Emissioni dirette totali di
ossidi di azoto dovute ai processi di combustione con aria.
Sono incluse le emissioni di NO
X
da attività di flaring, da 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.
Glossario
Emissioni di SO
X
(ossidi di zolfo) Emissioni dirette totali di os-
sidi di zolfo, comprensive delle emissioni di SO
2
ed SO
3
. Le prin-
cipali sorgenti sono gli impianti di combustione, i motori diesel
(compresi quelli marini), la combustione in torcia, il gas flaring
(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 dal-
le operazioni della Compagnia, prodotte da fonti di proprietà 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 pro-
dotti petroliferi sul mercato nazionale finalizzate alla vendita a
grossisti/rivenditori (soprattutto gasolio), a pubbliche ammi-
nistrazioni e a consumatori, quali industrie, centrali termoelet-
triche (olio combustibile), compagnie aeree (jet fuel), traspor-
tatori, 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 organismi internazionali.
Greenhouse Gases (GHG) Gas presenti nell’atmosfera, traspa-
renti alla radiazione solare, che assorbono le radiazioni infra-
rosse emesse dalla superficie terrestre. I GHG che interessano
le attività di Eni sono: anidride carbonica (CO
2
), metano (CH
4
)
e protossido di azoto (N
2
O). Le emissioni di GHG sono conven-
zionalmente riportate in CO
2
equivalente (CO
2
eq.) in confor-
mità con i valori del Global Warming Potential, in linea con il
quarto Assessment Report dell’IPCC AR4.
GNL Gas naturale liquefatto, ottenuto a pressione atmosferica
con il raffreddamento del gas naturale a -160 °C. Il gas viene
liquefatto per facilitarne il trasporto dai luoghi di estrazione
a quelli di 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.
243ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Indice di efficienza operativa Eni Rapporto tra le emissioni GHG
Scope 1 e Scope 2 delle principali attività operate di Eni e le ri-
spettive produzioni, convertite per omogeneità in boe.
Intensità emissiva GHG upstream Rapporto tra il 100% delle
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 quel-
le di prima generazione (oli vegetali). La seconda generazione è
costituita principalmente da rifiuti agricoli non alimentari e rifiuti
agro-urbani (grassi animali, oli da cucina usati e rifiuti agricoli),
quelle di terza generazione sono quelle materie non agricole ad
alta innovazione (derivanti da alghe o rifiuti).
Moulding Attività di stampaggio di poliolefine espanse per la pro-
duzione 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 buta-
no e isobutano, isopentano e pentani plus, talvolta definiti come
“gasolina naturale” (natural gasoline) o condensati di impianto.
Net GHG Lifecycle Emissions Emissioni GHG Scope 1+2+3 asso-
ciate alla filiera dei prodotti energetici venduti da Eni, incluse pro-
duzioni 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 asso-
ciate alle operazioni di Eni, contabilizzate su base equity, al netto
degli offset principalmente da Natural Climate Solutions.
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 raffi-
nazione o di rifiuto petrolifero occorso durante la normale atti-
vità operativa (da incidente) o dovuto ad azioni che ostacolano
l’attività operativa della business unit o ad atti eversivi di gruppi
organizzati (da atti di sabotaggio e terrorismo).
Oilfield chemicals Offerta di soluzioni innovative per la fornitura
di prodotti chimici e relativi servizi ausiliari per il settore Oil & Gas.
Olefine (o Alcheni) Serie di idrocarburi con particolare reattività
chimica utilizzati per questo come materie prime nella sintesi di
intermedi e polimeri.
Over/under lifting Gli accordi stipulati tra i partner che regolano i
diritti di ciascuno a ritirare pro-quota la produzione disponibile nel
periodo. Il ritiro di una quantità superiore o inferiore rispetto alla
quota di diritto determina una situazione momentanea di over/
under lifting.
Plasmix Nome collettivo delle diverse materie plastiche che at-
tualmente non hanno utilizzo nel mercato del riciclo e possono
essere utilizzate come materia prima nei nuovi business Eni rela-
tivi all’economia circolare.
Potenziale minerario (volumi di idrocarburi potenzialmente
recuperabili) Stima di volumi di idrocarburi recuperabili ma non
definibili come riserve per assenza di requisiti di commerciabi-
lità, o perché economicamente subordinati a sviluppo di nuove
tecnologie, o perché riferiti ad accumuli non ancora perforati, o
dove la valutazione degli accumuli scoperti è ancora a uno stadio
iniziale.
Pozzi di infilling (Infittimento) Pozzi realizzati su di un’area in
produzione per migliorare il recupero degli idrocarburi del giaci-
mento e per mantenere/aumentare i livelli di produzione.
Production Sharing Agreement (PSA) Tipologia contrattuale
vigente nei Paesi produttori dell’area non OCSE caratterizzata
dall’intestazione del titolo minerario in capo alla società nazio-
nale dello Stato concedente, alla quale viene di norma conferita
l’esclusiva dell’attività di ricerca e produzione idrocarburi, con fa-
coltà di istituire rapporti contrattuali con altre società (estere o
locali). Con il contratto, il Committente (la società nazionale) affi-
da al Contrattista (la società terza) il compito di eseguire i lavori
di esplorazione e produzione con l’apporto di tecnologie e mezzi
finanziari. Sotto il profilo economico il contratto prevede che il ri-
schio esplorativo sia a carico del Contrattista e che la produzione
venga suddivisa in due parti: una (Cost Oil) destinata al recupero
dei costi del Contrattista; l’altra (Profit Oil) suddivisa a titolo di
profitto tra il Committente e il Contrattista secondo schemi di
ripartizione variabili. Sulla base di questa configurazione di prin-
cipio, la contrattualistica specifica può assumere caratteristiche
diverse a seconda dei Paesi.
Recupero assistito Tecniche utilizzate per aumentare o prolun-
gare la produttività dei giacimenti.
Riserve Sono le quantità di olio e di gas stimate economica-
mente producibili, ad una certa data, attraverso l’applicazione
di progetti di sviluppo in accumuli noti. In aggiunta le licenze, i
permessi, gli impianti, le strutture di trasporto degli idrocarburi
ed il finanziamento del progetto, devono esistere, oppure ci deve
essere la ragionevole aspettativa che saranno disponibili in un
tempo ragionevole. Le riserve si distinguono in: (i) riserve svi-
luppate: quantità di idrocarburi che si stima di poter recuperare
tramite pozzi, facility e metodi operativi esistenti; (ii) riserve non
sviluppate: quantità di idrocarburi che si prevede di recuperare a
seguito di nuove perforazioni, facility e metodi operativi.
Riserve certe Rappresentano le quantità stimate di olio e gas
che, sulla base dei dati geologici e di ingegneria di giacimento
disponibili, sono stimate con ragionevole certezza, economi-
camente producibili da giacimenti noti alle condizioni tecniche,
contrattuali, economiche e operative esistenti al momento della
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022244
stima. Ragionevole certezza significa che esiste un “alto grado di
confidenza che le quantità verranno recuperate” cioè che è molto
più probabile che lo siano piuttosto che non lo siano. Il progetto
di sviluppo deve essere iniziato oppure l’operatore deve essere
ragionevolmente certo (chiara volontà manageriale) che inizierà
entro un tempo ragionevole.
Ship-or-pay Clausola dei contratti di trasporto del gas naturale,
in base alla quale il committente è obbligato a pagare il corrispet-
tivo per i propri impegni di trasporto anche quando il gas non
viene trasportato.
Take-or-pay Clausola dei contratti di acquisto del gas naturale,
in base alla quale l’acquirente è obbligato a pagare al prezzo con-
trattuale, 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 con-
trattuale già corrisposto.
UN SDG Gli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) sono il piano
per realizzare un futuro migliore e più sostenibile per tutti entro
il 2030. Adottati da tutti gli Stati membri delle Nazioni Unite nel
2015, affrontano le sfide globali che il mondo sta combattendo,
comprese quelle legate alla povertà, alla disuguaglianza, al cam-
biamento climatico, al degrado ambientale, alla pace e alla giu-
stizia. Per ulteriori dettagli consultare il sito https://unsdg.un.org
Upstream/downstream Il termine upstream riguarda le attività di
esplorazione e produzione di idrocarburi. Il termine downstream
riguarda le attività inerenti il settore petrolifero che si collocano a
valle della esplorazione e produzione.
Vita media residua delle riserve Rapporto tra le riserve certe di
fine anno e la produzione dell’anno.
Work-over Operazione di intervento su un pozzo per eseguire
consistenti manutenzioni e sostituzioni delle attrezzature di fon-
do che convogliano i fluidi di giacimento in superficie.
ABBREVIAZIONI
/a anno mgl migliaia
bbl barili mld miliardi
bbl/g barili/giorno mln milioni
boe barili di petrolio equivalente n. numero
boe/g barili di petrolio equivalente/giorno NGL Natural Gas Liquids
/g giorno PCA Production Concession Agreement
GNL Gas Naturale Liquefatto ppm parti per milione
GPL Gas di Petrolio Liquefatto PSA Production Sharing Agreement
GWh Gigawattora tep tonnellate di petrolio equivalente
km chilometri ton tonnellate
mc metri cubi TWh Terawattora
mmBTU/MBTU milioni di British Thermal Units
245ALLEGATIBILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO
CONSOLIDATO
Schemi di bilancio 248
Note al bilancio consolidato 256
Informazioni supplementari sull’attività Oil & Gas previste dalla SEC 374
Attestazione del management 395
31.12.2022 31.12.2021
(€ milioni)
Note Totale
di cui verso
parti correlate Totale
di cui verso
parti correlate
ATTIVIT
À
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti
(6)
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
(7) 8.251 6.301
Altre attività finanziarie
(17) 1.504 16 4.308 53
Crediti commerciali e altri crediti
(8)
Rimanenze
(9) 7.709 6.072
Attività per imposte sul reddito
(10) 317 195
Altre attività
(11) (24)
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari
(12)
Diritto di utilizzo beni in leasing
(13) 4.446 4.821
Attività immateriali
(14) 5.525 4.799
Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo
(9)
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
(16) (37) 12.092 5.887
Altre partecipazioni
(16) 1.202 1.294
Altre attività finanziarie
(17)
Attività per imposte anticipate
(23) 4.569 2.713
Attività per imposte sul reddito
(10) 114 108
Altre attività
(11) (24)
Attività destinate alla vendita
(25) 264 263
TOTALE ATTIVITÀ
PASSIVITÀ
E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine
(19)
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine
(19) 3.097 36 1.781 21
Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine
(13) 884 35 948 17
Debiti commerciali e altri debiti
(18)
Passività per imposte sul reddito
(10) 2.108 648
Altre passività
(11) (24) 12.473 232 15.756 339
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine
(19) 19.374 26 23.714 5
Passività per beni in leasing a lungo termine
(13)
Fondi per rischi e oneri
(21) 15.267 13.593
Fondi per benefici ai dipendenti
(22) 786 819
Passività per imposte differite
(23)
Passività per imposte sul reddito
(10) 253 374
Altre passività
(11) (24) 3.234 462 2.246 415
Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita
(25) 108 124
TOTALE PASSIVITÀ
Capitale sociale
Utili relativi a esercizi precedenti
Riserve per differenze cambio da conversione
Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale
Azioni proprie
(2.937 ) (958 )
Utile (perdita) dell'esercizio
Totale patrimonio netto di Eni
Interessenze di terzi
TOTALE PATRIMONIO NETTO
(26) 55.230 44.519
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Stato patrimoniale
Con riferimento agli effetti delle allocazioni definitive dei prezzi afferenti alle operazioni di business combination del 2021 si rinvia a
quanto indicato nella nota n. 27 ‐ Altre informazioni.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022248
2022 2021 2020
(€ 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) 133.687 77.771 44.947
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
(30) (102.529 ) (15.327 ) (55.549 ) (8.644 ) (33.551 ) (6.595 )
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri
crediti
(8) 47 (2 ) (279 ) (6 ) (226 ) (6 )
Costo lavoro
(30) (3.015 ) (18 ) (2.888 ) (21 ) (2.863 ) (36 )
Altri proventi (oneri) operativi
(24) (1.736 ) 3.306 903 735 (766 ) 13
Ammortamenti
(12) (13) (14) (7.205 ) (7.063 ) (7.304 )
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali,
immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing
(15) (1.140 ) (167 ) (3.183 )
Radiazioni
(12) (14) (599 ) (387 ) (329 )
UTILE (PERDITA) OPERATIVO
Proventi finanziari
(31) 8.450 160 3.723 79 3.531 114
Oneri finanziari
(31) (9.333 ) (164 ) (4.216 ) (46 ) (4.958 ) (26 )
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con
effetti a conto economico
(31) (55 ) 11 31
Strumenti finanziari derivati
(24) (31) 13 2 (306 ) 351
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
(925 ) (788 ) (1.045 )
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Altri proventi (oneri) su partecipazioni
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
(16) (32) 5.464 (868 ) (1.658 )
UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE
Imposte sul reddito
(33) (8.088 ) (4.845 ) (2.650 )
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
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 249
(€ milioni)
Note 2022 2021 2020
Utile (perdita) dell'esercizio
Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo:
Componenti non riclassificabili a conto economico
Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti
(26) 60 119 (16 )
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" delle partecipazioni
valutate con il metodo del patrimonio netto
(26) 3 2
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI
(26) 56 105 24
Effetto fiscale
(26) (5 ) (77 ) 25
Componenti riclassificabili a conto economico
Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro
(26) 1.095 2.828 (3.314 )
Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge
(26) 794 (1.264 ) 661
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" delle partecipazioni
valutate con il metodo del patrimonio netto
(26) (12 ) (34 ) 32
Effetto fiscale
(26) (234 ) 372 (192 )
Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo
Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio
Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio di competenza Eni
Interessenze di terzi
Prospetto dell’utile (perdita) complessivo
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022250
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 2021
(26) 4.005 22.750 6.530 6.289 (958 ) 5.821 44.437 82 44.519
Utile dell'esercizio
Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo
Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto
dell'effetto fiscale
(26) 55 55 55
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo"
delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
(26) 3 3 3
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI (26) 56 56 56
Componenti non riclassificabili a conto economico
Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro (26) 1.093 1 1.094 1 1.095
Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge
al netto dell'effetto fiscale
(26) 560 560 560
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo"
delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
(26) (12 ) (12 ) (12 )
Componenti riclassificabili a conto economico
Utile (perdita) complessivo dell'esercizio
Attribuzione del dividendo di Eni SpA (26) (1.522 ) (1.522 ) (1.522 )
Acconto sul dividendo (26) (1.500 ) (1.500 ) (1.500 )
Attribuzione del dividendo di altre società (60 ) (60 )
Destinazione utile residuo 2021 4.299 (4.299 )
Versamenti di azionisti terzi 92 92
Acquisto azioni proprie (26) (2.400 ) 2.400 (2.400 ) (2.400 ) (2.400 )
Annullamento azioni proprie (26) (400 ) 400
Piano Incentivazione a lungo termine (26) (30) 18 (21 ) 21 18 18
Cedole obbligazioni subordinate perpetue (26) (138 ) (138 ) (138 )
Variazione interessenze di terzi (26) 196 196 281 477
Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di strumenti
rappresentativi di capitale
Altre variazioni 230 (59 ) (146 ) 25 1 26
Altri movimenti di patrimonio netto
Saldi al 31 dicembre 2022
(26) 4.005 23.455 7.564 8.785 (2.937 ) 13.887 54.759 471 55.230
(segue)
Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 251
(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 2020
Utile dell'esercizio
Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo
Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto
dell'effetto fiscale
(26) 42 42 42
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo"
delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
(26) 2 2 2
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI (26) 105 105 105
Componenti non riclassificabili 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 finanziari derivati cash flow hedge
al netto dell'effetto fiscale
(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 riclassificabili a conto economico
Utile (perdita) complessivo dell'esercizio
Attribuzione del dividendo di Eni SpA (26) 429 (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 ) 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) 2.000 2.000 2.000
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
(segue)
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022252
(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 e strumenti
rappresentativi di capitale
Azioni proprie
Utile (perdita)
dell’esercizio
Totale
Interessenze di terzi
Totale patrimonio netto
Saldi al 31 dicembre 2019
Utile (perdita) dell'esercizio
(8.635 ) (8.635 ) 7 (8.628 )
Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo
Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale 9 9 9
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI 24 24 24
Componenti non riclassificabili a conto economico
Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro (3.313 ) (1 ) (3.314 ) (3.314 )
Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge
al netto dell'effetto fiscale
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo"
delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
Componenti riclassificabili a conto economico
(3.313 ) 500 (2.813 ) (2.813 )
Utile (perdita) complessivo dell'esercizio
(3.313 ) 533 (8.635 )
(11.415 )
(11.408 )
Attribuzione del dividendo di Eni SpA 1.542 (3.078 ) (1.536 ) (1.536 )
Acconto sul dividendo (429 ) (429 ) (429 )
Attribuzione del dividendo di altre società (3 ) (3 )
Destinazione utile residuo 2019 (2.930 ) 2.930
Annullamento azioni proprie (400 ) 400
Piano Incentivazione a lungo termine 7 7 7
Incremento di interessenze di terzi a seguito di acquisizioni di società controllate 15 15
Emissioni di obbligazioni subordinate perpetue 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
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 253
(€ milioni)
Note 2022 2021 2020
Utile (perdita) dell'esercizio
Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) al flusso di cassa netto da attività operativa:
Ammortamenti
(12) (13) (14) 7.205 7.063 7.304
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni
in leasing
(15) 1.140 167 3.183
Radiazioni
(12) (14) 599 387 329
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
(16) (32) (1.841 ) 1.091 1.733
Plusvalenze nette su cessioni di attività
(524 ) (102 ) (9 )
Dividendi
(32) (351 ) (230 ) (150 )
Interessi attivi
(159 ) (75 ) (126 )
Interessi passivi
Imposte sul reddito
(33) 8.088 4.845 2.650
Altre variazioni
(2.773 ) (194 ) 92
Flusso di cassa del capitale di esercizio
(1.279 ) (3.146 ) (18 )
- rimanenze
(2.528 ) (2.033 ) 1.054
- crediti commerciali
(1.036 ) (7.888 ) 1.316
- debiti commerciali
- fondi per rischi e oneri
- altre attività e passività
(2.027 ) (563 ) 282
Variazione fondo per benefici ai dipendenti
Dividendi incassati
Interessi incassati
Interessi pagati
(851 ) (792 ) (928 )
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati
(8.488 ) (3.726 ) (2.049 )
Flusso di cassa netto da attività operativa
- di cui verso parti correlate
(36) 223 (4.331 ) (4.640 )
Flusso di cassa degli investimenti
(10.793 ) (7.815 ) (5.959 )
- attività materiali
(12) (7.700 ) (4.950 ) (4.407 )
- diritto di utilizzo prepagato beni in leasing
(13) (3 ) (2 )
- attività immateriali
(14) (356 ) (284 ) (237 )
- imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide
ed equivalenti acquisite
(27) (1.636 ) (1.901 ) (109 )
- partecipazioni
(16) (1.675 ) (837 ) (283 )
- titoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa
(350 ) (227 ) (166 )
- 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) (60 ) 76
- imposte pagate sulle dismissioni
(35 )
- partecipazioni
- titoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa
- variazione crediti relativi all’attività di disinvestimento
Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa
Flusso di cassa netto da attività di investimento
(7.018 ) (12.022 ) (4.587 )
- di cui verso parti correlate
(36) (32 ) (976 ) (1.372 )
Rendiconto finanziario
(segue)
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022254
(segue)
Rendiconto finanziario
(€ milioni)
Note 2022 2021 2020
Assunzione di debiti finanziari non correnti
(19) 130 3.556 5.278
Rimborsi di debiti finanziari non correnti
(19) (4.074 ) (2.890 ) (3.100 )
Rimborso di passività per beni in leasing
(13) (994 ) (939 ) (869 )
Incremento (decremento) di debiti finanziari correnti
(19) 1.375 (910 ) 937
Dividendi pagati ad azionisti Eni
(3.009 ) (2.358 ) (1.965 )
Dividendi pagati ad altri azionisti
(60 ) (5 ) (3 )
Apporti di capitale da azionisti terzi
Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate
Acquisto di azioni proprie
(26) (2.400 ) (400 )
Emissione di obbligazioni subordinate perpetue
(26) 1.985 2.975
Pagamento cedole obbligazioni subordinate perpetue
(26) (138 ) (61 )
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
(8.542 ) (2.039 ) 3.253
- di cui verso parti correlate
(36) (88 ) (13 ) 164
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide
ed equivalenti
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio esercizio
(6) 8.265 9.413 5.994
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine esercizio
(a)
(6) 10.181 8.265 9.413
(a) Le disponibilità liquide ed equivalenti al 31 dicembre 2022 comprendono €26 milioni di diponibilità liquide ed equivalenti di società consolidate destinate alla vendita che nello schema di stato
patrimoniale sono riportate nella voce “Attività destinate alla vendita” (€11 milioni al 31 dicembre 2021).
patrimoniale sono riportate nella voce “Attività destinate alla vendita” (€
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 255
1 Principi contabili, stime contabili e
giudizi significativi
CRITERI DI REDAZIONE
Il bilancio consolidato è redatto, nella prospettiva della continuità
aziendale, secondo gli International Financial Reporting Stan-
dards (nel seguito “IFRS” o “principi contabili internazionali”)
1
emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB)
e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di
cui all’art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento
Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002 e ai sensi dell’art. 9 del
D.Lgs. 38/05
2
. Il bilancio consolidato è redatto applicando il me-
todo del costo storico, tenuto conto ove appropriato delle rettifi-
che di valore, con l’eccezione delle voci di bilancio che secondo
gli IFRS devono essere valutate al fair value, come indicato nei
criteri di valutazione di seguito descritti. I principi di consolida-
mento e i criteri di valutazione di seguito indicati sono stati ap-
plicati coerentemente a tutti gli esercizi presentati salvo quando
diversamente indicato.
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 Gruppo.
I bilanci delle imprese consolidate e i reporting package per la
redazione del bilancio consolidato del Gruppo sono oggetto di
verifica da parte di società di revisione; nei limitati casi in cui in-
tervengano altri revisori, PricewaterhouseCoopers SpA si assu-
me la responsabilità del lavoro svolto da questi ultimi.
I valori delle voci di bilancio e delle relative note illustrative, tenuto
conto della loro rilevanza, sono espressi in milioni di euro, eccet-
to quando indicato diversamente.
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI
L’applicazione dei principi contabili generalmente accettati per la
redazione del bilancio e delle relazioni contabili infrannuali com-
porta che la Direzione Aziendale effettui stime contabili basate
su giudizi complessi e/o soggettivi, su esperienze passate e su
ipotesi considerate ragionevoli e realistiche tenendo conto del-
le informazioni conosciute al momento della stima. L’utilizzo di
queste stime contabili influenza il valore di iscrizione delle attività
e delle passività e l’informativa su attività e passività potenziali
alla data del bilancio, nonché l’ammontare dei ricavi e dei costi
nel periodo di riferimento; i risultati effettivi possono differire da
quelli stimati a causa dell’incertezza che caratterizza le ipotesi e
le condizioni sulle quali le stime sono basate. Le stime contabili
critiche del processo di redazione del bilancio, che comportano
un elevato ricorso a giudizi soggettivi, assunzioni e stime rela-
tivi a tematiche per loro natura incerte, sono illustrate nella de-
scrizione della relativa accounting policy di seguito riportata. Le
modifiche 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 e
il potenziale impatto della transizione energetica influenzano le
stime contabili e i giudizi significativi formulati dalla Direzione
Aziendale per la redazione del bilancio consolidato al 31 dicem-
bre 2022. In particolare, la spinta globale verso un’economia a
ridotta intensità emissiva, provvedimenti normativi 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, nonché i cambiamenti nelle pre-
ferenze dei consumatori possono comportare, nel medio-lungo
termine, un declino strutturale della domanda degli idrocarburi,
un aumento dei costi operativi nonché un maggior rischio di ri-
serve non producibili (cosiddetti stranded asset) per Eni.
La strategia definita da Eni prevede il raggiungimento della neu-
tralità carbonica delle proprie operations nel 2050, in linea con
quanto previsto dagli scenari compatibili con il mantenimento
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
demografico, dell’analisi delle policy vigenti e di quelle annuncia-
te e dello stato delle tecnologie, individuando, tra queste, quelle
che ragionevolmente potranno raggiungere maturità tecnologica
nell’orizzonte considerato. Le variabili di prezzo riflettono, pertan-
to, la migliore stima da parte del management dei fondamentali
dei diversi mercati energetici che incorpora i trend di decarboniz-
zazione in atto e quelli che prevedibilmente potranno delinearsi e
sono oggetto di costante benchmark con le view degli analisti di
mercato e dei peer dell’industria energetica.
Tali scenari sono alla base di stime e giudizi significativi relativi
a: (i) la valutazione dell’intenzione di proseguire i progetti esplo-
rativi; (ii) la verifica della recuperabilità delle attività non correnti
e delle esposizioni creditizie verso le National Oil Company; (iii)
la definizione delle vite utili e dei valori residui dei fixed asset;
(iv) gli impatti sui fondi per rischi e oneri (ad es. anticipo nel
(1) Gli IFRS comprendono anche gli International Accounting Standards (IAS), tuttora in vigore, nonché i documenti interpretativi redatti dall’IFRS Interpretations Committee,
precedentemente denominato International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e ancor prima Standing Interpretations Committee (SIC).
(2) I principi contabili internazionali utilizzati ai fini della redazione del Bilancio Consolidato sono coincidenti con quelli emanati dallo IASB in vigore per l’esercizio 2022.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022256
Note al bilancio consolidato
timing atteso per il sostenimento dei costi di smantellamento
e ripristino siti).
Si rinvia a quanto indicato nella Relazione sulla Gestione – Di-
chiarazione non finanziaria in merito alle sensitivity analysis ope-
rate sul valore delle attività di riferimento considerando gli scena-
ri 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 eco-
nomici ed è in grado di influenzare tali ritorni attraverso l’esercizio
del proprio potere decisionale sulla stessa. Il potere decisionale
esiste in presenza di diritti che conferiscono l’effettiva capacità di
dirigere le attività rilevanti della partecipata, ossia le attività mag-
giormente in grado di incidere sui ritorni economici della stessa.
I valori delle imprese controllate sono inclusi nel bilancio consoli-
dato, sulla base di principi contabili uniformi, a partire dalla data
in cui se ne assume il controllo e fino alla data in cui tale controllo
cessa di esistere.
Le attività e le passività, gli oneri e i proventi delle imprese con-
solidate sono rilevati integralmente nel bilancio consolidato (cd.
metodo dell’integrazione globale) apportando le appropriate eli-
sioni dei rapporti intercompany (v. punto “Operazioni intragrup-
po”); 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 competenza delle
interessenze di terzi sono iscritte in apposite voci degli schemi
di bilancio.
Tenuto conto della mancanza di effetti rilevanti
3
ai fini della cor-
retta rappresentazione della situazione patrimoniale, economica
e finanziaria del Gruppo
4
, sono escluse dal consolidamento se-
condo il metodo dell’integrazione globale: (i) le società control-
late non significative né singolarmente né nel complesso; e (ii)
le società controllate che svolgono il ruolo di operatore unico
nella gestione di contratti petroliferi per conto delle società par-
tecipanti all’iniziativa mineraria. In quest’ultimo caso, l’attività è
finanziata pro-quota, sulla base di budget approvati, dalle società
partecipanti al contratto petrolifero cui sono periodicamente
presentati i rendiconti degli esborsi e degli incassi derivanti dalla
gestione del contratto. I costi e i ricavi, nonché i dati operativi
(produzioni, riserve, ecc.) dell’iniziativa mineraria sono perciò rile-
vati 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 atti-
vità nette consolidate cedute; (ii) dell’effetto dell’allineamento
al 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
5
. Il valore dell’eventuale par-
tecipazione mantenuta, allineato al relativo fair value alla data
di perdita del controllo, rappresenta il nuovo valore di iscrizio-
ne 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 una-
nime 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 sulle
attività nette dell’accordo. Le partecipazioni in joint venture sono
valutate con il metodo del patrimonio netto come indicato nel
punto “Metodo del patrimonio netto”.
Una joint operation è un accordo a controllo congiunto nel quale
le parti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle
attività e obbligazioni per le passività (cd. enforceable right and
obligation) relative all’accordo; nel bilancio consolidato è rilevata
la quota di spettanza Eni delle attività/passività e dei ricavi/costi
delle joint operation sulla base degli effettivi diritti e obbligazioni
rivenienti dagli accordi contrattuali. Successivamente alla rile-
vazione iniziale, le attività/passività e i ricavi/costi afferenti alla
joint operation sono valutati in conformità ai criteri di valutazione
applicabili alla singola fattispecie.
(3) In base agli IFRS, un’informazione è rilevante se si può ragionevolmente presumere che la relativa omissione, errata presentazione od occultamento influenzi le decisioni
degli utilizzatori principali del bilancio.
(4) Le partecipazioni in società controllate non consolidate con il metodo integrale sono valutate secondo i criteri indicati nel punto “Metodo del patrimonio netto”; per
maggiori informazioni si fa rinvio all’allegato “Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2022”.
(5) Al contrario, gli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell’utile complessivo relativi alla ex controllata, per i quali non è previsto il rigiro a conto economico, sono
imputati in altra posta del patrimonio netto.
257ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Le società rappresentate da joint operation non rilevanti sono
valutate secondo il metodo del patrimonio netto ovvero, quando
non si producono effetti significativi sulla situazione patrimonia-
le, economica e finanziaria del Gruppo, al costo rettificato per
perdite di valore.
Le partecipazioni in joint venture, precedentemente classifica-
te come joint operation, sono rilevate, alla data della modifica
della classificazione dell’accordo a controllo congiunto, ad un
ammontare pari al valore di iscrizione delle attività nette, pre-
cedentemente 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’influenza note-
vole, intesa come il potere di partecipare alla determinazione del-
le relative scelte finanziarie e gestionali senza averne il controllo
o il controllo congiunto.
Le partecipazioni in imprese collegate sono valutate con il me-
todo del patrimonio netto come indicato nel punto “Metodo del
patrimonio netto”.
Le imprese consolidate, le imprese controllate non 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 2022”, che fa parte
integrante delle presenti note. Nello stesso allegato è riporta-
ta anche la variazione dell’area di consolidamento verificatasi
nell’esercizio.
Metodo del patrimonio netto
Le partecipazioni in joint venture, in imprese collegate e in im-
prese controllate non significative escluse dall’area di consolida-
mento sono valutate con il metodo del patrimonio netto
6
.
In applicazione del metodo del patrimonio netto, le partecipa-
zioni sono inizialmente iscritte al costo di acquisto
7
, allocando,
analogamente a quanto previsto per le business combination,
il costo sostenuto sulle attività/passività identificabili della
partecipata; l’eventuale eccedenza non allocabile rappresenta
il goodwill, non oggetto di rilevazione separata ma incluso nel
valore di iscrizione della partecipazione. L’allocazione, operata
in via provvisoria alla data di rilevazione iniziale, è rettificabile,
con effetto retroattivo, 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 rea-
lizzati dopo la data di acquisizione, rettificati per tener conto de-
gli 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 componenti
dell’utile complessivo della partecipata. I dividendi distribuiti
dalla partecipata sono rilevati a riduzione del valore di iscrizione
della partecipazione. Ai fini dell’applicazione del metodo del pa-
trimonio netto, si considerano le rettifiche previste per il proces-
so di consolidamento (v. anche punto “Imprese controllate”). Le
perdite derivanti dall’applicazione del metodo del patrimonio
netto eccedenti il valore di iscrizione della partecipazione, rile-
vate nella voce di conto economico “Proventi (oneri) su parteci-
pazioni”, sono allocate sugli eventuali crediti finanziari concessi
alla partecipata il cui rimborso non è pianificato o non è proba-
bile nel prevedibile futuro (cd. long-term interest), ridotti delle
relative expected credit loss (v. oltre) e che rappresentano nella
sostanza un ulteriore investimento nella società partecipata. La
quota di pertinenza della partecipante di eventuali perdite della
partecipata, eccedente il valore di iscrizione della partecipazio-
ne e di eventuali long-term interest (cd. investimento netto), è
rilevata in un apposito fondo nella misura in cui la partecipan-
te sia impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite
della partecipata, o comunque, a coprirne le perdite.
Inoltre, in presenza di obiettive evidenze di perdita di valore (ad
es. rilevanti inadempimenti contrattuali, significative difficoltà fi-
nanziarie, rischio di insolvenza della controparte, ecc.), la recupe-
rabilità del valore di iscrizione dell’investimento netto risultante
dall’applicazione dei criteri sopra indicati è verificata confrontan-
do il valore di iscrizione dell’investimento netto con il relativo va-
lore recuperabile, determinato adottando i criteri indicati al pun-
to “Impairment delle attività non finanziarie”. Quando vengono
meno i motivi delle svalutazioni effettuate, la partecipazione e il
relativo long-term interest sono rivalutati nei limiti delle svaluta-
zioni effettuate, con imputazione degli effetti a conto economico
alla voce “Proventi (oneri) su partecipazioni”.
La cessione di quote di partecipazione che comporta la perdita
del controllo congiunto o dell’influenza notevole sulla parteci-
pata determina la rilevazione a conto economico: (i) dell’even-
tuale differenza tra il corrispettivo ricevuto e la corrispondente
frazione del valore di iscrizione ceduta; (ii) dell’effetto dell’alli-
neamento al relativo fair value dell’eventuale partecipazione
residua mantenuta
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’even-
tuale partecipazione mantenuta, allineato al relativo fair value
alla data di perdita del controllo congiunto o dell’influenza note-
vole, rappresenta il nuovo valore di iscrizione e pertanto il valore
di riferimento per la successiva valutazione secondo i criteri di
valutazione applicabili.
(6) Quando non si producono effetti significativi sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo, le joint venture, le imprese collegate e le imprese control-
late non significative escluse dall’area di consolidamento, sono valutate al costo rettificato per perdite di valore.
(7) Nel caso di passaggio da partecipazione minoritaria a partecipazione valutata secondo il metodo del patrimonio netto, il costo è pari alla somma tra il fair value della
quota precedentemente detenuta e il fair value dell’eventuale corrispettivo pagato.
(8) Se la partecipazione residua continua ad essere valutata con il metodo del patrimonio netto, in quanto qualificata come joint venture o collegata, la quota mantenuta
non è adeguata al relativo fair value.
(9) Al contrario, gli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell’utile complessivo relativi alla ex joint venture o collegata, per i quali non è previsto il rigiro a conto eco-
nomico, sono imputati in un’altra posta del patrimonio netto.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022258
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 identificabili dell’attivo e del passivo patrimoniale il loro fair
value
10
, fatti salvi i casi in cui le disposizioni IFRS stabiliscano
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
patrimonio netto delle interessenze di terzi è determinata sulla
base della quota di spettanza dei valori correnti attribuiti alle atti-
vità e passività alla data di assunzione del controllo, escluso l’e-
ventuale goodwill a essi attribuibile (cd. partial goodwill method).
Nel caso di assunzione del controllo in fasi successive, il costo
di acquisto è determinato sommando il fair value della parteci-
pazione precedentemente detenuta nell’acquisita e l’ammontare
corrisposto per l’ulteriore quota partecipativa. La differenza tra il
fair value della partecipazione precedentemente detenuta e il re-
lativo valore di iscrizione è imputata a conto economico. Inoltre,
in sede di assunzione del controllo, eventuali ammontari prece-
dentemente 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 rettificati,
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 rappre-
senta un business è rilevata, per gli aspetti applicabili, in modo
analogo a quanto previsto per le business combination. Al riguar-
do, nel caso di assunzione del controllo in fasi successive su un
business precedentemente classificato come joint operation, la
quota delle attività nette precedentemente posseduta è allineata
al relativo fair value alla data di acquisizione del controllo, rilevan-
do a conto economico la differenza
11
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: PARTECIPA-
ZIONI E BUSINESS COMBINATION
La verifica dell’esistenza del controllo, del controllo congiunto,
dell’influenza notevole su un’altra entità nonché, nel caso delle
joint operation, la verifica dell’esistenza di enforceable right and
obligation sulle relative attività e passività richiede l’esercizio di
un giudizio professionale complesso da parte della Direzione
Aziendale operato considerando le caratteristiche della struttura
societaria, gli accordi tra le parti, nonché ogni altro fatto e circo-
stanza che risulti rilevante ai fini di tale verifica. L’utilizzo di stime
contabili significative caratterizza inoltre i processi di allocazione
del fair value alle attività e passività identificabili acquisite in sede
di business combination. Nel processo di allocazione, anche in
sede di rilevazione iniziale di partecipazioni valutate secondo il
metodo del patrimonio netto, Eni adotta le metodologie di valuta-
zione generalmente utilizzate dagli operatori di mercato conside-
rando le informazioni disponibili e, per le business combination
più significative, si avvale di valutazioni esterne.
.
Operazioni infragruppo
Gli utili derivanti da operazioni tra le imprese consolidate e non
ancora realizzati nei confronti di terzi sono eliminati così come
sono eliminati i crediti, i debiti, i proventi, gli oneri, le garanzie, gli
impegni e i rischi tra imprese consolidate. Gli utili non realizzati
derivanti da operazioni con società valutate secondo il metodo
del patrimonio netto sono eliminati per la quota di competenza
del Gruppo; il trattamento contabile indicato è applicato anche
nel caso di trasferimento di business alle partecipate (cd. down-
stream transaction).
In entrambi 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 finanziario i cambi medi dell’esercizio.
Le differenze cambio da conversione dei bilanci delle impre-
se partecipate operanti in valuta diversa dall’euro, derivanti
dall’applicazione di cambi diversi per le attività e le passività,
per il patrimonio netto e per il conto economico, sono rilevate
nella voce di patrimonio netto “Riserva per differenze cambio
da conversione” per la parte di competenza del Gruppo
12
. La
riserva per differenze di cambio è rilevata a conto economico
all’atto della dismissione integrale ovvero al momento della
(10) I criteri per la determinazione del fair value sono illustrati al punto “Valutazioni al fair value”.
(11) L’acquisizione di interest aggiuntivi in una joint operation rappresentativa di un business, che non comporta l’assunzione del controllo, non determina il remeasurement
delle quote precedentemente detenute.
(12) 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”.
259ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022260
perdita del controllo, del controllo congiunto o dell’influenza
notevole sulla partecipata. All’atto della dismissione parziale,
senza perdita del controllo, la quota delle differenze di cambio
afferente alla frazione di partecipazione ceduta è attribuita al
patrimonio netto di competenza delle interessenze di terzi.
In caso di dismissione parziale, senza perdita del controllo
congiunto o dell’influenza notevole, la quota delle differenze
cambio afferente alla frazione di partecipazione ceduta è im-
putata a conto economico. Il rimborso del capitale effettuato
da una controllata operante in valuta diversa dall’euro, senza
modifica dell’interessenza partecipativa detenuta, comporta
l’imputazione a conto economico della corrispondente quota
delle differenze di cambio.
I bilanci utilizzati per la conversione sono quelli espressi nella
valuta funzionale che per le 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:
(ammontare di valuta per €1)
Cambi medi
dell’esercizio 2022
Cambi al
31 dicembre 2022
Cambi medi
dell’esercizio 2021
Cambi al
31 dicembre 2021
Cambi medi
dell’esercizio 2020
Cambi al
31 dicembre 2020
Dollaro USA 1,05 1,07 1,18 1,13 1,14 1,23
Sterlina inglese 0,85 0,89 0,86 0,84 0,89 0,90
Dollaro australiano 1,52 1,57 1,57 1,56 1,66 1,59
Criteri di valutazione
I criteri di valutazione più significativi adottati per la redazione
del bilancio consolidato sono indicati nei punti seguenti.
Attività mineraria
Con riferimento alle attività di esplorazione, appraisal e 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 verifica della recuperabilità del relativo valore di iscrizione
avendo riguardo alla conferma del commitment della società
a proseguire le attività di esplorazione e considerando fatti e
circostanze che possano evidenziare la presenza di incertezze
in merito alla recuperabilità del valore iscritto. Se non sono pia-
nificate ulteriori attività, il valore di iscrizione dei relativi diritti
esplorativi è imputato a conto economico come radiazione (di
seguito anche write-off). I diritti esplorativi di valore non signifi-
cativo 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’approva-
zione interna del progetto di sviluppo), il valore di iscrizione dei
relativi diritti esplorativi unproved è riclassificato, sempre all’in-
terno della voce “Attività immateriali”, come “diritti esplorativi
proved”. Al momento della riclassifica e, in ogni caso, quando
si verificano eventi che fanno presumere una riduzione di va-
lore delle attività, il valore di iscrizione dei diritti esplorativi da
riclassificare come proved è sottoposto a verifica di recuperabi-
lità considerando il maggiore tra il valore d’uso e il fair value, al
netto dei costi di vendita. A partire dall’avvio della produzione, i
permessi esplorativi “proved” sono ammortizzati con il metodo
dell’unità di prodotto (cd. metodo UOP, descritto al punto “Am-
mortamento UOP”).
Acquisizione di titoli minerari
I costi sostenuti per l’acquisizione di titoli minerari sono rile-
vati in relazione alle attività acquisite (potenziale esplorativo,
riserve possibili, riserve probabili, riserve certe). Quando l’ac-
quisto riguarda nel complesso riserve e potenziale esplorati-
vo, il costo è attribuito alle diverse attività acquisite sulla base
del valore determinato attualizzando i corrispondenti flussi di
cassa attesi.
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 am-
mortizzati secondo il metodo UOP (v. punto “Ammortamento
UOP”). I costi delle riserve probabili e delle riserve possibili
(cd. unproved mineral interest) sono sospesi in attesa dell’esi-
to delle attività di appraisal e di identificazione delle modalità
di sviluppo funzionali alla promozione a riserve certe; in caso
di esito negativo delle predette attività, sono rilevati a conto
economico.
Esplorazione ed appraisal
I costi esplorativi relativi a studi geologici e geofisici sono rilevati
direttamente a conto economico al momento del sostenimento.
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), fino al momento in cui la perforazione
del pozzo è completata e possono continuare ad essere ca-
pitalizzati 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 ne-
gativo o che il ritrovamento non è sufficientemente significa-
tivo per giustificarne lo sviluppo, i pozzi sono dichiarati dry/
unsuccessful e i relativi costi imputati a conto economico
come write-off. Al contrario, tali costi continuano ad essere
capitalizzati se e fintanto che: (i) il pozzo ha determinato la
scoperta di una quantità di riserve tale da giustificare il suo
completamento come pozzo di produzione, e (ii) la società sta
compiendo sufficienti progressi volti a valutare le riserve e la
fattibilità economica ed operativa del progetto; differentemen-
te, 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 gas naturale, i relativi costi capi-
talizzati come unproved sono riclassificati, sempre all’interno
delle attività materiali in corso, come “costi di esplorazione e
valutazione - proved”. Al momento della riclassifica e, in ogni
caso, quando si verificano eventi che fanno presumere una
riduzione di valore delle attività, il valore di iscrizione dei costi
da riclassificare come proved è sottoposto a verifica di recu-
perabilità considerando il maggiore tra il valore d’uso e il fair
value al netto dei costi di vendita. A partire dall’avvio della pro-
duzione, i costi di esplorazione e valutazione classificati come
“proved” sono ammortizzati secondo il metodo UOP (v. punto
“Ammortamento UOP”).
Sviluppo
I costi di sviluppo, ivi inclusi i costi relativi ai pozzi di svilup-
po unsuccessful e danneggiati, sono inizialmente capitalizzati
come “Attività materiali in corso - proved”. I costi di sviluppo so-
stenuti per ottenere l’accesso alle riserve certe e per la costru-
zione e l’installazione degli impianti necessari all’estrazione,
trattamento, raccolta e stoccaggio di idrocarburi sono ammor-
tizzati, 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’ab-
bandono 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 investi-
menti afferenti l’attività mineraria, considerata la stretta corre-
lazione tra la loro vita utile e la disponibilità delle riserve certe
di idrocarburi, l’ammortamento è generalmente effettuato at-
traverso il metodo UOP applicando agli investimenti da am-
mortizzare a fine periodo
13
l’aliquota ottenuta dal rapporto tra
i volumi estratti nel trimestre e le riserve esistenti alla fine del
trimestre, incrementate dei volumi estratti nel trimestre stes-
so. Il metodo è applicato con riferimento al più piccolo insie-
me che realizza una correlazione diretta tra gli investimenti da
ammortizzare e le riserve di idrocarburi. Ai fini dell’ammorta-
mento dei diritti esplorativi e dei titoli minerari acquisiti qua-
lificati come “proved” rilevano le riserve certe. Ai fini dell’am-
mortamento dei costi di esplorazione e di appraisal “proved”
e dei costi di sviluppo rilevano le riserve certe sviluppate ov-
vero le complessive riserve certe ai fini dell’ammortamento di
common facility a servizio di una pluralità di campi. Le riserve
certe sono stimate sulla base della normativa U.S. SEC che ri-
chiede l’utilizzo della media annuale dei prezzi di petrolio e gas
ai fini della valutazione della relativa producibilità economica;
significative variazioni dei prezzi di riferimento possono de-
terminare aliquote di ammortamento disallineate rispetto alle
modalità di ottenimento dei benefici economici futuri attese
da tali asset, al punto da comportare, ad esempio, l’ammorta-
mento integrale di asset non correnti in un arco temporale di
breve termine. In tali fattispecie, le riserve utilizzate ai fini della
determinazione dell’aliquota di ammortamento UOP, sono sti-
mate in base a parametri di economicità ragionevoli e coerenti
con le previsioni di produzione definite dal management, al
fine di riflettere meglio le modalità attese di ottenimento dei
benefici economici futuri derivanti da tali asset.
Produzione
I costi relativi all’attività di produzione (estrazione, 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-
borso dei costi sostenuti per i lavori di esplorazione, sviluppo
e produzione svolti con l’apporto di proprie tecnologie e mezzi
finanziari (cost oil) e alla quota di spettanza delle produzioni
realizzate non destinate al rimborso dei costi sostenuti (pro-
fit oil). I ricavi derivanti dalla cessione delle produzioni ritirate
(cost oil e profit oil) sono rilevati per competenza economica;
i costi sostenuti relativi alle attività di esplorazione, sviluppo e
produzione sono rilevati secondo i criteri indicati in precedenza.
Un meccanismo analogo caratterizza alcuni contratti di servi-
zio dove il corrispettivo per il servizio reso è riconosciuto trami-
te quote di spettanza della produzione.
Le quote di produzioni e di riserve tengono conto delle quote di
idrocarburi equivalenti alle imposte dovute nei casi in cui gli ac-
cordi contrattuali prevedono che l’onere tributario a carico della
società sia assolto dall’ente nazionale in nome e per conto della
società a valere sulla quota di profit oil. In relazione a ciò, è rile-
vato l’incremento dell’imponibile, tramite l’aumento dei ricavi, e
il corrispondente stanziamento dell’onere di imposta.
Chiusura ed abbandono dei pozzi
I costi che si presume di sostenere al termine dell’attività di pro-
duzione per l’abbandono dell’area, lo smantellamento, la rimo-
zione delle strutture e il ripristino del sito sono rilevati all’attivo
patrimoniale secondo i criteri indicati al punto “Attività materia-
li” e ammortizzati con il metodo UOP.
(13) Il periodo è inteso come il trimestre.
261ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: ATTIVITÀ
MINERARIA
La valutazione delle riserve di petrolio e di gas naturale si basa
su metodi di tipo ingegneristico che hanno un margine 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 ingegneri-
stici e geologici che devono essere rispettati affinché le riserve
possano essere classificate come certe, l’accuratezza della sti-
ma 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 produzione
e le previsioni di costi operativi e dei tempi di sostenimento dei
costi di sviluppo; (iii) modifiche della normativa fiscale vigente,
delle regolamentazioni amministrative e delle condizioni con-
trattuali; (iv) l’esito di perforazioni e di test di produzione e l’ef-
fettiva performance produttiva dei giacimenti successivamente
alla data della stima che può determinare sostanziali revisioni
al rialzo o al ribasso; (v) le variazioni dei prezzi di petrolio e gas
naturale che potrebbero influire sulle quantità delle riserve cer-
te, poiché la loro stima si basa sui prezzi e sui costi esistenti
alla data della stima.
Una riduzione del prezzo del petrolio o la previsione di costi
operativi e di sviluppo più elevati possono compromettere la
capacità della società di produrre economicamente le riserve
certe, determinando revisioni negative di stima.
Molti dei fattori, assunzioni e variabili coinvolte nella stima delle
riserve certe sono soggetti a modifiche nel tempo e, pertanto,
influenzano le quantità di riserve certe che saranno effettiva-
mente prodotte; analoghe incertezze riguardano la stima delle
riserve unproved.
La valutazione della potenzialità economica di una scoperta mi-
neraria è effettuata nell’arco dei 12 mesi successivi al comple-
tamento della perforazione di un pozzo esplorativo. Il processo
di delineazione della scoperta, che comporta lo svolgimento
di ulteriori attività di appraisal e di identificazione delle migliori
modalità di sviluppo, richiede, nella maggior parte dei casi, un
periodo di tempo maggiore in funzione della complessità del
progetto e del volume di 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 verifica, almeno annuale, al fine di
confermare l’intenzione di sviluppare, o in ogni caso di valoriz-
zare, la scoperta.
Le riserve di un giacimento sono classificate come certe solo
quando sono stati verificati tutti i criteri per l’attribuzione della
qualifica di riserve certe. Le riserve certe possono essere clas-
sificate 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
della 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 giacimento riduce la quota di
ammortamento a carico del periodo e viceversa. Ai fini del pro-
cesso 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 determina-
re 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 acquisto o al costo di produzione comprensivo dei costi ac-
cessori di diretta imputazione necessari a rendere le attività
pronte all’uso. Quando è necessario un rilevante periodo di
tempo affinché il bene sia pronto all’uso, il prezzo di acquisto
o il costo di produzione include gli oneri finanziari sostenuti
che teoricamente si sarebbero risparmiati, nel periodo neces-
sario 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
include i costi stimati (attualizzati) da sostenere al momento
dell’abbandono delle strutture, rilevati in contropartita a uno
specifico fondo (v. punto “Fondi per lo smantellamento e il ripri-
stino dei siti”). Analoga impostazione è adottata con riferimen-
to alle obbligazioni attuali per la realizzazione di progetti sociali
in aree di sviluppo petrolifero (cd. social project).
Non è ammesso effettuare rivalutazioni delle attività materiali,
neanche in applicazione di leggi specifiche.
I costi per migliorie, ammodernamento e trasformazione del-
le attività materiali sono rilevati all’attivo patrimoniale quando
è probabile che incrementino i benefici economici futuri attesi
dal bene. Sono rilevati all’attivo patrimoniale anche gli elementi
acquistati per ragioni di sicurezza o ambientali che, seppur non
incrementando direttamente i benefici 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
necessari perché sia in grado di operare secondo le modalità
programmate. Le attività materiali sono ammortizzate siste-
maticamente 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 si-
gnificative aventi vite utili differenti, l’ammortamento è effet-
tuato per ciascuna componente. Il valore da ammortizzare è
rappresentato dal valore di iscrizione ridotto del presumibile
valore netto di cessione al termine della sua vita utile, se signi-
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022262
ficativo e ragionevolmente determinabile. Non sono oggetto di
ammortamento i terreni, anche se acquistati congiuntamente a
un fabbricato, nonché le attività materiali destinate alla vendita
(v. punto “Attività destinate alla vendita e discontinued opera-
tion”). Eventuali modifiche al piano di ammortamento, derivanti
da revisione della vita utile dell’asset, del valore residuo ovvero
delle modalità di ottenimento dei benefici economici dell’attivi-
tà, 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 identificabili di beni
complessi sono rilevati all’attivo patrimoniale e ammortizza-
ti lungo la loro vita utile; il valore di iscrizione residuo della
componente oggetto di sostituzione è rilevato a conto eco-
nomico. Le migliorie non rimovibili apportate su beni condotti
in leasing sono ammortizzate lungo la minore tra la vita utile
delle migliorie stesse e la durata del leasing. Le spese di ma-
nutenzione e riparazione ordinarie, diverse dalle sostituzioni di
componenti identificabili, che reintegrano e non incrementano
le prestazioni dei beni, sono rilevate a conto economico nell’e-
sercizio in cui sono sostenute.
Le attività materiali sono eliminate contabilmente al momento
della loro dismissione o quando nessun beneficio economico
futuro è atteso dal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile o
perdita è rilevato a conto economico.
Leasing
14
Un contratto contiene o rappresenta un leasing se conferisce al
contraente il diritto di controllare l’utilizzo di un asset identifica-
to per un periodo di tempo stabilito in cambio di un corrispetti-
vo
15
; tale diritto sussiste se il contratto attribuisce al locatario il
diritto di dirigere l’asset e ottenere sostanzialmente tutti i bene-
fici 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 contrat-
to, nonché, ove vi sia la ragionevole certezza, anche i periodi con-
siderati 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 fissi (o sostanzialmente fissi), 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 locato;
(iv) pagamento del prezzo di esercizio dell’opzione di acquisto,
se il locatario è ragionevolmente certo di esercitarla; e (v) paga-
mento di penalità contrattuali per la risoluzione del leasing, se
il locatario è ragionevolmente certo di esercitare tale opzione. Il
valore attuale dei suddetti pagamenti è calcolato adottando un
tasso di sconto pari al tasso di interesse implicito del leasing
ovvero, qualora questo non fosse agevolmente determinabile,
utilizzando il tasso di finanziamento incrementale del locatario.
Quest’ultimo è definito tenendo conto della durata dei contratti
di leasing, della periodicità dei pagamenti previsti contrattual-
mente, della valuta nella quale essi sono denominati e delle
caratteristiche dell’ambiente economico del locatario (sintetiz-
zate dal country risk premium attribuito ai singoli Paesi in cui
opera Eni).
Dopo la rilevazione iniziale, la passività per leasing è valutata
sulla base del costo ammortizzato ed è rideterminata, 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) modifiche 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 compo-
nenti: (i) l’importo iniziale della lease liability; (ii) i costi diretti ini-
ziali 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 smantellamento, la
rimozione dell’asset sottostante e la bonifica del sito ovvero per
(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’u-
tilizzo dei diritti minerari, all’affitto dei terreni e delle eventuali servitù di passaggio connesse con le attività Oil & Gas.
(15) La verifica dell’esistenza delle condizioni indicate è operata all’inception date rappresentata dalla data più recente tra la data di stipula del contratto e quella in cui le
parti si 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.
(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.
263ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
riportare l’asset nelle condizioni stabilite dal contratto. Succes-
sivamente alla rilevazione iniziale, il right-of-use asset è rettifi-
cato per tener conto delle quote di ammortamento cumulate
20
,
delle eventuali perdite di valore cumulate (v. punto “Impairment
delle attività non finanziarie”) e degli effetti legati ad eventuali
rideterminazioni della passività per leasing.
Nel caso in cui gli ammortamenti dell’attività per diritto di uti-
lizzo e gli interessi passivi maturati sulla lease liability siano
direttamente associati alla realizzazione di asset, essi sono
capitalizzati su tali asset e successivamente rilevati a conto
economico tramite il processo di ammortamento/svalutazio-
ne 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 firmatario rileva: (i) il 100% della lease liability, se
sulla base delle previsioni contrattuali e di ogni altro elemento
rilevante ai fini 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 (cd. follower).
La quota di right-of-use asset iscritta dall’operatore e riferibile
agli altri partner dell’iniziativa mineraria è oggetto di recupero
attraverso i meccanismi contrattuali della joint operation, che
prevedono l’addebito dei costi dell’iniziativa di spettanza dei fol-
lower (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 finan-
ziario, all’interno del flusso 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 effettua-
ta nei casi in cui Eni non sia considerata “primary responsible”
dell’adempimento delle obbligazioni del contratto di leasing e
non sia ravvisabile, contrattualmente, la presenza di un suble-
ase.
Quando i contratti di leasing sono posti in essere da società
non controllate che svolgono il ruolo di operatore per conto
delle società partecipanti all’iniziativa mineraria (cd. operating
company), coerentemente con la previsione dei riaddebiti ai
partecipanti dei costi connessi con lo svolgimento delle attività,
è previsto il riconoscimento nei bilanci dei partecipanti all’inizia-
tiva mineraria della propria quota di right-of-use asset e di lease
liability sulla base del working interest definito avuto riguardo
alle previsioni, ove attendibilmente determinabili, dell’utilizzo
dei beni assunti in leasing.
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: OPERAZIONI
DI LEASING
Per quanto riguarda i contratti di leasing, la Direzione Aziendale
effettua stime contabili ed esercita giudizi significativi 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 finanziamento 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 verifica dei rapporti con gli altri partecipanti
all’iniziativa mineraria; (v) l’identificazione dei pagamenti varia-
bili e delle loro caratteristiche ai fini della stima per l’inclusione,
o meno, nella determinazione della lease liability.
Attività immateriali
Le attività immateriali riguardano le attività non monetarie
prive di consistenza fisica identificabili, controllate dall’impre-
sa e in grado di produrre benefici economici futuri, nonché il
goodwill. Le attività immateriali sono iscritte al costo deter-
minato secondo i criteri indicati per le attività materiali. Non è
ammesso effettuare rivalutazioni, neanche in applicazione di
leggi specifiche.
Le attività immateriali aventi vita utile definita sono ammortiz-
zate sistematicamente lungo la loro vita utile; per l’ammorta-
mento valgono i criteri indicati al punto “Attività materiali”.
Il goodwill e le attività immateriali aventi vita utile indefinita non
sono oggetto di ammortamento. Per la recuperabilità del va-
lore di iscrizione del goodwill e delle altre attività immateriali
valgono i criteri indicati al punto “Impairment delle attività non
finanziarie”.
I costi connessi con l’acquisizione di nuova clientela sono 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 verifica 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’attività
di sviluppo è attendibilmente determinabile; (ii) vi è l’intenzione,
la disponibilità di risorse finanziarie e la capacità tecnica a ren-
(20) L’ammortamento è effettuato sistematicamente a partire dalla commencement date e fino alla data più recente tra: (i) il termine della vita utile del right-of-use asset;
e (ii) la fine della durata del leasing. Tuttavia, nel caso in cui il leasing trasferisca la proprietà dell’asset locato al locatario alla fine della durata del leasing, o se il valore
dell’attività per diritto di utilizzo considera anche il fatto che il locatario eserciterà l’opzione di acquisto, il right-of-use asset è ammortizzato sistematicamente lungo la vita
utile dell’asset sottostante.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022264
dere l’attività disponibile all’uso o alla vendita; (iii) è dimostrabi-
le che l’attività sia in grado di produrre benefici economici futuri.
Le attività immateriali sono eliminate contabilmente al momen-
to della loro dismissione o quando nessun beneficio economi-
co futuro è atteso dal loro utilizzo o dismissione; il relativo utile
o perdita è rilevato a conto economico.
Impairment delle attività non finanziarie
La recuperabilità delle attività non finanziarie (attività materia-
li, attività immateriali e right-of-use asset) è verificata quando
eventi o modifiche delle circostanze fanno ritenere che il valore
di iscrizione in bilancio non sia recuperabile.
La valutazione di recuperabilità è effettuata per singola cash
generating unit (di seguito anche “CGU”) rappresentata dal più
piccolo insieme identificabile di attività che genera flussi di
cassa in entrata ampiamente indipendenti da quelli generati
da altre attività. Le CGU possono includere i corporate asset,
ossia attività che non generano flussi di cassa autonomi, ma
che contribuiscono ai flussi di cassa di una pluralità di CGU; le
quote di corporate asset sono attribuite ad una specifica CGU
o, laddove non possibile, ad un aggregato più ampio di CGU su
basi ragionevoli e coerenti. Con riferimento al goodwill, la veri-
fica è effettuata, almeno annualmente e comunque quando si
verificano eventi che fanno presupporre una riduzione del valo-
re, a livello del più piccolo aggregato sulla base del quale la Dire-
zione Aziendale valuta, direttamente o indirettamente, il ritorno
dell’investimento che include il goodwill stesso. I right-of-use
asset, che generalmente non producono flussi di cassa auto-
nomi, sono allocati alla CGU a cui si riferiscono; i right-of-use
asset che non sono specificatamente allocabili alle CGU sono
considerati corporate asset. La recuperabilità del valore di iscri-
zione delle common facility del settore E&P è verificata con-
siderando il complesso dei valori recuperabili delle CGU che
beneficiano dell’infrastruttura comune.
La recuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione
con il relativo valore recuperabile rappresentato dal maggiore
tra il fair value, al netto dei costi di dismissione, e il valore d’uso.
Quest’ultimo è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi
derivanti dall’uso della CGU e, se significativi e ragionevolmente
determinabili, dalla sua cessione al termine della relativa vita
utile al netto dei costi di dismissione. I flussi di cassa attesi
sono determinati sulla base di assunzioni ragionevoli e suppor-
tabili rappresentative della migliore stima delle future condizio-
ni economiche che si verificheranno nella residua vita utile del-
la CGU, dando maggiore rilevanza alle indicazioni provenienti
dall’esterno.
Ai fini della verifica della recuperabilità di cash generating unit
che includono right-of-use asset significativi, la determinazione
del valore d’uso avviene, generalmente, escludendo dalla stima
dei flussi di cassa futuri, oggetto di attualizzazione, gli esborsi
relativi ai pagamenti dei canoni di leasing considerati ai fini del-
la determinazione della lease liability.
Per quanto riguarda i prezzi delle commodity, il management
assume lo scenario prezzi adottato per le proiezioni economi-
co-finanziarie e per la valutazione a vita intera degli investimen-
ti. In particolare, per i flussi di cassa associati al greggio, al gas
naturale e ai prodotti petroliferi (e a quelli da essi derivati) lo
scenario prezzi è oggetto di approvazione da parte del Consiglio
di Amministrazione (v. punto “Stime contabili e giudizi significa-
tivi formulati per tener conto degli impatti dei rischi climatici”).
Ai fini dell’impairment test, si considerano anche gli esborsi che
si prevede di sostenere per assicurare la compliance con la nor-
mativa in materia di emissioni di CO
2
(ad es. Emission Trading
Scheme) ovvero che si prevede di sostenere su base volontaria
(ad es. gli esborsi connessi con i certificati forestali acquistati o
prodotti in coerenza con la strategia di decarbonizzazione della
società - di seguito anche “forestry”).
In particolare, in sede di determinazione del valore d’uso, avuto
riguardo agli obiettivi connessi con la strategia di decarbonizza-
zione sono considerati gli esborsi per iniziative di forestry
21
ad
integrazione delle previsioni degli esborsi operativi; al riguardo,
anche considerato che le iniziative forestali possono essere svi-
luppate in Paesi dove non è presente Eni e tenuto conto della
difficoltà di operare un’allocazione, su basi ragionevoli e coeren-
ti, alle differenti CGU del settore di riferimento, i relativi esborsi,
attualizzati, sono considerati a riduzione del complessivo hea-
droom del settore E&P.
Ai fini della determinazione del valore d’uso, i flussi di cassa
previsti sono oggetto di attualizzazione ad un tasso che ri-
flette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale
del denaro e dei rischi specifici dell’attività non riflesse nelle
stime dei flussi di cassa. In particolare, il tasso di sconto utiliz-
zato è il Weighted Average Cost of Capital (WACC) rettificato
del rischio Paese specifico in cui si trova la CGU oggetto di
valutazione. La valorizzazione del rischio Paese specifico da
includere nel tasso di sconto è definita sulla base delle 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 Chi-
mica, al business Power e al business Plenitude, la rischiosi-
tà è stata definita sulla base di un campione di società com-
parabili. Per il settore E&P e il business R&M, la rischiosità è
determinata, in maniera residuale, come differenza tra quella
complessiva Eni e quella degli altri settori/business. Il valore
d’uso è determinato al netto dell’effetto fiscale in quanto que-
sto metodo produce valori sostanzialmente equivalenti a quel-
li ottenibili attualizzando i flussi di cassa al lordo delle imposte
(21) Per i criteri di rilevazione dei certificati forestali v. il punto “Costi”.
265ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
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 sva-
lutazioni degli asset non correnti che fanno parte della cash ge-
nerating unit, è superiore al valore recuperabile, la differenza è
oggetto di svalutazione ed è attribuita in via prioritaria al goodwill
fino a concorrenza del suo ammontare; l’eventuale eccedenza
della svalutazione rispetto al goodwill è imputata pro quota al
valore di libro degli asset che costituiscono la CGU, fino all’am-
montare del relativo valore recuperabile.
Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le
attività sono rivalutate e la rettifica 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 mino-
re tra il costo di acquisto o di produzione e il valore netto di re-
alizzo; quest’ultimo valore è rappresentato dall’ammontare che
l’impresa si attende di ottenere dalla loro vendita nel normale
svolgimento dell’attività, al netto dei costi stimati per il com-
pletamento e per realizzare la vendita, ovvero, relativamente ai
volumi di rimanenze di greggio e prodotti petroliferi sui quali
insistono contratti di cessione già stipulati, dal prezzo di vendi-
ta pattuito. Le rimanenze derivanti da acquisti operati nella pro-
spettiva di una rivendita nel breve periodo e dell’ottenimento di
benefici economici derivanti dalle fluttuazioni del prezzo sono
valutate al fair value al netto dei costi di vendita con imputazio-
ne degli effetti a conto economico. I materiali e gli altri beni di
consumo posseduti per essere impiegati nel processo produtti-
vo non sono oggetto di svalutazione qualora ci si attenda che i
prodotti finiti nei quali verranno incorporati saranno venduti ad
un prezzo tale da consentire il recupero del costo sostenuto.
Il costo delle rimanenze di idrocarburi (greggio, condensati e
gas naturale) e di prodotti petroliferi è determinato applicando il
metodo del costo medio ponderato su base trimestrale ovvero,
quando la finalità di utilizzo e la velocità di rigiro (turnover) delle
rimanenze di greggio e prodotti petroliferi lo giustificano, su un
differente arco temporale (ad es. mensile); quello dei prodotti
chimici è determinato applicando il costo medio ponderato su
base annuale.
In presenza di clausole di “take-or-pay” all’interno di contratti di
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 contrattualmen-
te, sono rilevati nella voce “Altre attività” come “deferred cost” in
contropartita alla voce “Debiti commerciali e altri debiti” ovvero
all’esborso effettuato per il relativo regolamento. I deferred cost
stanziati sono imputati a conto economico: (i) all’atto dell’ef-
fettivo ritiro del gas naturale, partecipando alla determinazio-
ne del costo medio ponderato del magazzino; (ii) per la parte
non recuperabile quando si configura l’impossibilità di ritirare
il gas precedentemente non prelevato, secondo le tempistiche
contrattualmente previste. Inoltre, i deferred cost stanziati sono
oggetto di valutazione, al fine di verificarne la recuperabilità
economica, confrontando il loro valore di iscrizione con il re-
lativo valore netto di realizzo determinato in analogia a quanto
indicato per le rimanenze.
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: IMPAIRMENT
DELLE ATTIVITÀ NON FINANZIARIE
La recuperabilità delle attività non finanziarie è verificata quan-
do eventi o modifiche delle circostanze fanno ritenere che il va-
lore di iscrizione in bilancio non sia recuperabile.
Gli eventi che possono determinare una svalutazione di attività
non finanziarie sono variazioni nei piani industriali, variazioni nei
prezzi di mercato che possono determinare minori performance
operative, ridotto utilizzo degli impianti e, per gli asset minerari,
significative revisioni in negativo delle stime delle riserve di idro-
carburi o incrementi significativi delle stime dei costi di sviluppo
e produzione. La decisione se procedere a una svalutazione e
la quantificazione della stessa dipendono dalle valutazioni del-
la Direzione Aziendale su fattori complessi e altamente incerti,
tra i quali, l’evoluzione dei prezzi delle commodity, l’evoluzione
dei tassi di attualizzazione, le previsioni in merito ai costi di svi-
luppo e produzione, l’impatto dell’inflazione e dell’evoluzione
tecnologica, le previsioni sui profili produttivi e sulle condizioni
della domanda e dell’offerta su scala globale o regionale anche
in relazione al processo di decarbonizzazione, gli impatti delle
modifiche normative e regolamentari, ecc. La definizione delle
CGU e l’individuazione dell’appropriato livello di raggruppamen-
to delle stesse ai fini della verifica della recuperabilità del valore
di iscrizione del goodwill, di corporate asset nonché di common
facility nel settore E&P, richiedono l’espressione di un giudizio da
parte della Direzione Aziendale. In particolare, le CGU sono defi-
nite considerando, tra l’altro, le modalità con cui il management
(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 infran-
nuale successivo, la svalutazione sarebbe stata minore ovvero non rilevata.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022266
controlla l’attività operativa (ad es. per linee di business) o assu-
me decisioni in merito a mantenere operativi o dismettere i beni
e le attività della società. Analoghe considerazioni rilevano anche
ai fini della verifica della recuperabilità fisica dei deferred cost (v.
anche punto “Rimanenze”) afferenti ai volumi di gas naturale non
ritirati a fronte di contratti di approvvigionamento a lungo termi-
ne che prevedono clausole di “take-or-pay”.
I flussi di cassa attesi utilizzati per la determinazione del valo-
re recuperabile sono quantificati, considerando il processo di
transizione energetica in atto, 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 profili produttivi – e sono attualizzati
utilizzando un tasso che tiene conto del rischio inerente all’at-
tività interessata.
Nel caso dell’attività mineraria, i flussi 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
flussi di cassa attesi tengono conto anche delle riserve possi-
bili opportunamente rischiate, laddove considerate ai fini della
determinazione del corrispettivo pagato.
La stima del futuro livello di produzione è basata su assunzioni
relative al prezzo futuro delle commodity, ai costi operativi, ai
costi di sviluppo ed estrazione, al declino dei campi, alla do-
manda di mercato e altri fattori. Maggiori dettagli in merito alle
principali assunzioni sottostanti la determinazione del valore
recuperabile delle attività materiali, immateriali e diritto di uti-
lizzo beni in leasing sono forniti nella nota n. 15 – Riprese di va-
lore (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 finan-
ziarie sono classificate nelle seguenti categorie: (i) attività fi-
nanziarie valutate al costo ammortizzato; (ii) attività finanziarie
valutate al fair value con imputazione degli effetti tra le altre
componenti dell’utile complessivo (di seguito anche OCI); (iii)
attività finanziarie valutate al fair value con imputazione degli
effetti a conto economico.
La rilevazione iniziale avviene al fair value incrementato, per le
attività finanziarie diverse da quelle valutate al fair value con
imputazione degli effetti a conto economico, dei costi di transa-
zione direttamente attribuibili. Per i crediti commerciali privi di
una significativa componente finanziaria, il valore di rilevazione
iniziale è rappresentato dal prezzo della transazione.
Successivamente alla rilevazione iniziale, le attività finanzia-
rie che generano flussi di cassa contrattuali rappresentativi
esclusivamente di pagamenti di capitale e interessi sono va-
lutate al costo ammortizzato se possedute con la finalità di
incassarne i flussi di cassa contrattuali (cd. business model
hold to collect). Per le attività finanziarie valutate al costo am-
mortizzato sono rilevati a conto economico gli interessi attivi
determinati sulla base del tasso di interesse effettivo, le dif-
ferenze di cambio e le svalutazioni
23
(v. punto “Svalutazioni di
attività finanziarie”).
Differentemente, sono valutate al fair value con imputazione
degli effetti a OCI (di seguito anche FVTOCI) le attività finan-
ziarie rappresentative di strumenti di debito il cui modello di
business prevede la possibilità sia di incassare i flussi di cas-
sa contrattuali sia di realizzarne il valore attraverso la cessione
(cd. business model hold to collect and sell). In tal caso sono
rilevati: (i) a conto economico gli interessi attivi, calcolati utiliz-
zando il tasso di interesse effettivo, le differenze di cambio e
le svalutazioni (v. punto “Svalutazioni di attività finanziarie”); (ii)
a patrimonio netto, tra le altre 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
complessivo, è oggetto di reversal a conto economico all’atto
dell’eliminazione contabile dello strumento. Allo stato, il Gruppo
non detiene attività finanziarie rappresentative di strumenti di
debito valutate al FVTOCI.
concorrono alla valutazione complessiva del relativo fair value
e sono rilevati, all’interno dei “Proventi (oneri) finanziari”, nella
sottovoce “Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate
al fair value con effetti a conto economico”.
Quando l’acquisto o la vendita di attività finanziarie avviene 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 cassa, i
depositi a vista, nonché le attività finanziarie originariamente
esigibili, generalmente, entro 3 mesi, prontamente convertibili
in cassa e sottoposte ad un irrilevante rischio di variazione di
valore.
(23) I crediti e le altre attività finanziarie valutati al costo ammortizzato sono esposti al netto del relativo fondo svalutazione.
267ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Svalutazioni di attività finanziarie
La valutazione della recuperabilità delle attività finanziarie rap-
presentative di strumenti di debito non valutate al FVTPL è ef-
fettuata sulla base del cd. expected credit loss model
24
.
In particolare, le perdite attese sono determinate, generalmen-
te, sulla base del prodotto tra: (i) l’esposizione vantata verso
la controparte al netto delle relative mitiganti (cd. Exposure At
Default o EAD); (ii) la probabilità che la controparte non ottem-
peri alla propria obbligazione di pagamento (cd. Probability of
Default o PD); (iii) la stima, in termini percentuali, della quantità
di credito che non si riuscirà a recuperare in caso di default (cd.
Loss Given Default o LGD) definita, sulla base delle esperien-
ze pregresse (serie storiche della capacità di recupero) e delle
possibili azioni di recupero esperibili (ad es. azioni stragiudiziali,
contenziosi legali, ecc.).
Con riferimento ai crediti commerciali e agli altri crediti, per la
determinazione della Probability of Default delle controparti
sono stati adottati i rating interni, già utilizzati ai fini dell’affi-
damento commerciale, oggetto di verifica periodica, anche tra-
mite 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 fini della
determinazione dei WACC per l’impairment degli asset non fi-
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 definite sulla base dell’esperienza di perdite pregres-
se, rettificate, 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 definite in contenzioso le esposizioni per
le quali sono stati attivati o si è in procinto di attivare interven-
ti 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 credi-
ti commerciali e altri crediti”.
La recuperabilità dei crediti finanziari strumentali all’attività
operativa concessi a società collegate e joint venture, il cui rim-
borso non è pianificato 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 ap-
plicazione dell’expected credit loss model non si considerano le
eventuali rettifiche del valore di iscrizione del long term interest
derivanti dall’applicazione dei criteri indicati nel punto “Metodo
del patrimonio netto”.
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: SVALUTAZIONI
DI ATTIVITÀ FINANZIARIE
La quantificazione delle svalutazioni di attività finanziarie
comporta valutazioni del management su fattori complessi e
altamente incerti quali, tra l’altro, la probabilità di default delle
controparti (PD), la 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 finanziarie sono
forniti nella nota n. 8 - Crediti commerciali e altri crediti.
Partecipazioni minoritarie
Le attività finanziarie rappresentative di partecipazioni mino-
ritarie, in quanto non possedute per finalità di trading, sono
valutate al fair value con imputazione degli effetti nella riserva
di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell’utile
complessivo, senza 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 rappresen-
tino chiaramente un recupero di parte del costo dell’investimen-
to. La valutazione al costo di una partecipazione minoritaria è
consentita nei limitati casi in cui il costo rappresenti un’adegua-
ta stima del fair value.
Passività finanziarie
Le passività finanziarie, diverse dagli strumenti derivati, sono
rilevate inizialmente al fair value del corrispettivo ricevuto, al
netto dei costi di transazione direttamente attribuibili, e sono
successivamente valutate al costo ammortizzato.
Le obbligazioni sustainability-linked, ossia obbligazioni caratte-
rizzate da un potenziale incremento del relativo tasso di inte-
resse per riflettere le performance dell’emittente in termini di
raggiungimento di obiettivi di sostenibilità (cd. metrica ESG),
sono valutati al costo ammortizzato.
(24) L’expected credit loss model si applica anche ai contratti di garanzia finanziaria emessi non valutati al FVTPL. Le expected credit loss rilevate con riferimento alle
garanzie finanziarie 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 finan-
ziaria centralizzata del Gruppo che ne supporta eventuali esigenze sia finanziarie che patrimoniali.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022268
La variazione del tasso di interesse comporta generalmente un
aggiornamento prospettico del tasso di interesse effettivo.
GIUDIZI SIGNIFICATIVI: PASSIVITÀ FINANZIARIE
Le società del Gruppo possono negoziare con i propri fornitori
accordi di estensione dei termini di pagamento, senza prevede-
re il coinvolgimento di un intermediario finanziario. In tali fatti-
specie, la Direzione Aziendale esprime un giudizio in merito alla
possibilità di continuare a classificare i debiti verso il fornitore
come commerciali/relativi all’attività di investimento ovvero di
riclassificarli come debiti finanziari. Ai fini dell’espressione di
tale giudizio, la Direzione Aziendale tiene conto dei termini di
pagamento rispetto alla prassi del settore di riferimento, dell’e-
ventuale rilascio di garanzie aggiuntive e di ogni altro fatto o
circostanza utile ai fini della valutazione. La classificazione del
debito come passività finanziaria determina: (i) al momento
della riclassifica/rilevazione inziale del debito, una variazione
non monetaria delle passività finanziarie, senza impatti sul ren-
diconto finanziario; (ii) all’atto del regolamento, la presentazio-
ne del relativo esborso nell’ambito del flusso di cassa netto da
attività di finanziamento.
Con riferimento alle obbligazioni sustainability-linked, la Di-
rezione 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 rela-
tivo merito di credito.
Strumenti finanziari derivati e hedge accounting
Gli strumenti finanziari derivati, ivi inclusi quelli impliciti (cd. em-
bedded derivative, v. oltre) oggetto di separazione dal contratto
principale, sono attività e passività rilevate al fair value.
Nell’ambito della strategia e degli obiettivi definiti per la gestio-
ne del rischio, la qualificazione delle operazioni come di coper-
tura richiede: (i) la verifica dell’esistenza di una relazione econo-
mica tra l’oggetto coperto e lo strumento di copertura tale da
compensare le relative variazioni di valore e che tale capacità di
compensazione non sia inficiata dal livello del rischio di credito
di controparte; (ii) la definizione di un hedge ratio coerente con
gli obiettivi di gestione del rischio, nell’ambito della strategia di
risk management definita, effettuando, ove necessario, le ap-
propriate azioni di ribilanciamento (rebalancing). Le modifiche
degli obiettivi di risk management, il venir meno delle condizio-
ni indicate in precedenza per la qualificazione delle operazioni
come di copertura ovvero l’attivazione di operazioni di ribilan-
ciamento determinano la discontinuazione prospettica, 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 fisso), essi sono valutati al fair value con imputazione
degli effetti a conto economico; coerentemente, gli strumen-
ti oggetto di copertura sono adeguati per riflettere, a conto
economico, le variazioni del fair value associate al rischio
coperto, indipendentemente dalla previsione di un diverso
criterio di valutazione applicabile generalmente alla tipologia
di strumento.
Quando i derivati coprono il rischio di variazione dei flussi di
cassa degli strumenti oggetto di copertura (cash flow hedge;
ad es. copertura della variabilità dei flussi di cassa di attività/
passività per effetto delle oscillazioni dei tassi di cambio), le
variazioni del fair value dei derivati considerate efficaci sono
inizialmente rilevate nella riserva di patrimonio netto che ac-
coglie le altre componenti dell’utile complessivo e successi-
vamente imputate a conto economico coerentemente agli
effetti economici prodotti dall’operazione coperta. Nel caso di
copertura di transazioni future che comportano l’iscrizione di
un’attività o di una passività non finanziaria, le variazioni cu-
mulate del fair value dei derivati di copertura, rilevate nel patri-
monio netto, sono imputate a rettifica del valore di iscrizione
dell’attività/passività non finanziaria oggetto della copertura
(cd. basis adjustment).
Le variazioni del fair value dei derivati che non soddisfano le
condizioni per essere qualificati come di copertura, ivi incluse
le eventuali componenti inefficaci 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) finanziari”; differentemente, le variazioni del
fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura su
commodity sono rilevate nella voce di conto economico “Altri
proventi (oneri) operativi”.
I derivati impliciti, incorporati all’interno di attività finanziarie,
non sono oggetto di separazione contabile; in tali fattispecie,
l’intero strumento ibrido è classificato in base ai criteri generali
previsti per le attività finanziarie (v. punto “Attività finanziarie”).
Differentemente, i derivati impliciti incorporati all’interno di pas-
sività finanziarie e/o attività non finanziarie, 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 implicito og-
getto di separazione soddisfa la definizione di derivato; (iii) lo
strumento ibrido nel suo complesso non è valutato al fair value
con impatti a conto economico (FVTPL). La verifica dell’esisten-
za di derivati impliciti da scorporare e valutare separatamente
è effettuata al momento in cui l’impresa entra a far parte del
contratto e, successivamente, in presenza di modifiche nelle
condizioni del contratto che determinino significative variazioni
dei flussi di cassa generati dallo stesso.
Gli effetti economici delle transazioni relative all’acquisto o ven-
dita di commodity, stipulate a fronte di esigenze dell’impresa
per il normale svolgimento dell’attività e per le quali è previsto il
regolamento attraverso la consegna fisica dei beni stessi, sono
rilevati per competenza economica (cd. normal sale and nor-
mal purchase exemption o own use exemption).
Compensazione di attività e passività finanziarie
Le attività e passività finanziarie sono compensate nello stato
patrimoniale quando si ha il diritto legale alla compensazione,
269ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
correntemente esercitabile, e si ha l’intenzione di regolare il rap-
porto su base netta (ovvero di realizzare l’attività e contempo-
raneamente estinguere la passività).
Eliminazione contabile di attività e passività
finanziarie
Le attività finanziarie cedute sono eliminate quando i diritti con-
trattuali connessi all’ottenimento dei flussi di cassa associati
allo strumento finanziario scadono ovvero sono trasferiti a ter-
zi. Le passività finanziarie sono eliminate quando sono estinte,
ovvero quando l’obbligazione specificata nel contratto è adem-
piuta, cancellata o scaduta.
Fondi, passività e attività potenziali
I fondi per rischi e oneri riguardano costi e oneri di natura deter-
minata e di esistenza certa o probabile che alla data di chiusura
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 passato;
(ii) è probabile che l’adempimento dell’obbligazione sia onero-
so; (iii) l’ammontare dell’obbligazione può essere stimato atten-
dibilmente.
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 accantonamenti
relativi a contratti onerosi sono iscritti al minore tra il costo ne-
cessario per l’adempimento dell’obbligazione, al netto dei be-
nefici economici attesi derivanti dal contratto, e il costo per la
risoluzione del contratto. Quando l’effetto finanziario del tempo
è significativo e le date di pagamento delle obbligazioni sono
attendibilmente stimabili, l’accantonamento è determinato at-
tualizzando i flussi di cassa attesi determinati tenendo conto
dei rischi associati all’obbligazione; l’adeguamento del fondo
connesso al trascorrere del tempo è rilevato a conto economi-
co alla voce “Proventi (oneri) finanziari”.
I costi che l’impresa prevede di sostenere per attuare program-
mi di ristrutturazione sono iscritti nell’esercizio in cui viene de-
finito formalmente il programma e si è generata nei soggetti in-
teressati la valida aspettativa che la ristrutturazione avrà luogo.
I fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le variazio-
ni delle stime dei costi, dei tempi di realizzazione e del tasso di
attualizzazione; le revisioni di stima sono imputate alla medesi-
ma voce di conto economico che ha precedentemente accolto
l’accantonamento. Nelle note al bilancio sono oggetto di illu-
strazione le passività potenziali rappresentate da: (i) obbliga-
zioni possibili derivanti da eventi passati, la cui esistenza sarà
confermata solo al verificarsi o meno di uno o più eventi futuri
incerti non totalmente sotto il controllo dell’impresa; (ii) obbli-
gazioni attuali derivanti da eventi passati il cui ammontare non
può essere stimato attendibilmente o il cui adempimento è pro-
babile che non sia oneroso. Le attività potenziali, ossia attività
possibili che derivano da eventi passati e la cui esistenza sarà
confermata solo dal verificarsi o meno di uno o più eventi futuri
incerti non totalmente sotto il controllo dell’impresa, non sono
rilevate in bilancio salvo che l’ottenimento dei relativi benefici
sia virtualmente certo. Nel caso in cui l’ottenimento dei benefici
sia probabile, le attività potenziali sono illustrate nelle note al
bilancio. Le attività potenziali sono periodicamente riesaminate
al fine di valutare la probabilità, nonchè la virtuale certezza, di
ottenere benefici economici da parte dell’impresa.
Fondi per lo smantellamento e il ripristino dei siti
Le passività connesse allo smantellamento delle attività ma-
teriali e al ripristino dei siti al termine dell’attività di produzio-
ne sono rilevate, al verificarsi delle condizioni indicate al punto
“Fondi, passività e attività potenziali”, in contropartita alle attivi-
tà 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) finanzia-
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-
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 obbligazioni
attuali, legali o implicite, connesse a interventi di bonifica am-
bientale e di ripristino dello stato dei suoli e delle falde delle aree
di proprietà o in concessione di siti prevalentemente dismessi,
chiusi e smantellati o in fase di ristrutturazione, sempreché la
bonifica sia considerata probabile e i relativi costi e tempistiche
di sostenimento possano essere attendibilmente stimati. La pas-
sività è valutata sulla base dei costi che si presume di sostenere
per adempiere all’obbligazione in relazione alla situazione esi-
stente alla data di bilancio, tenendo conto degli sviluppi tecnici e
legislativi futuri, virtualmente certi, di cui si è a conoscenza.
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: FONDI SMAN-
TELLAMENTO E RIPRISTINO SITI, PASSIVITÀ AMBIENTALI
E ALTRI FONDI
Eni sostiene delle passività significative connesse agli obbli-
ghi di smantellamento delle attività materiali e di ripristino
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022270
ambientale dei terreni o del fondo marino al termine dell’at-
tività di produzione. La stima dei costi futuri di smantella-
mento e di ripristino è un processo complesso e richiede
l’apprezzamento e il giudizio della Direzione Aziendale nella
valutazione delle passività da sostenersi a distanza di mol-
ti anni per l’adempimento di obblighi di smantellamento e di
ripristino, spesso non compiutamente definiti da leggi, rego-
lamenti amministrativi o clausole contrattuali. Inoltre, questi
obblighi risentono del costante aggiornamento delle tecniche
e dei costi di smantellamento e di ripristino, nonché della con-
tinua evoluzione della sensibilità politica e pubblica in mate-
ria di salute e di tutela ambientale. La previsione del timing e
dell’ammontare degli esborsi, il loro eventuale aggiornamen-
to, nonché il relativo processo di attualizzazione, comportano
l’esercizio di un giudizio professionale da parte della Direzio-
ne Aziendale.
Il fondo smantellamento e ripristino siti, iscritto in bilancio, ac-
coglie, essenzialmente, la stima dei costi che saranno sostenuti
al termine dell’attività di produzione di idrocarburi per la chiusu-
ra mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino
dei siti del settore Exploration & Production.
Le passività di smantellamento e ripristino siti relative agli altri
settori operativi, tenuto conto dell’indeterminatezza in merito
all’eventuale abbandono dei siti e del relativo timing di sman-
tellamento e ripristino degli asset nonché delle strategie di ri-
conversione degli impianti per l’ottenimento di produzioni low
carbon, sono rilevate quando è possibile effettuare un’attendi-
bile stima dei costi di abbandono opportunamente attualizzati.
Eni valuta periodicamente 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 accan-
tonati quando è probabile l’esistenza di una passività onerosa
e l’ammontare può essere stimato attendibilmente. Al riguardo,
con riferimento al trattamento delle acque di falda, nel corso
dell’esercizio 2022, la valorizzazione del know-how maturato
sui trend di contaminazione delle acque nonché l’evoluzione
delle posizioni delle autorità competenti hanno consentito la
definizione di un modello predittivo per la stima della durata
di esercizio degli impianti di trattamento delle acque di falda
e, pertanto, degli oneri da sostenere per la relativa gestione e
monitoraggio.
L’attendibile determinabilità è verificata sulla base delle infor-
mazioni disponibili quali, a titolo di esempio, l’approvazione o la
presentazione dei relativi progetti alle competenti amministra-
zioni, ovvero l’assunzione di un impegno verso le competenti
amministrazioni quando supportato da adeguate stime. Seb-
bene Eni attualmente non ritenga che vi saranno effetti nega-
tivi particolarmente rilevanti sul bilancio consolidato dovuti al
mancato rispetto della normativa ambientale – anche tenuto
conto degli interventi già effettuati, delle polizze assicurative
stipulate e dei fondi rischi accantonati – tuttavia non può es-
sere escluso con certezza che Eni possa incorrere in ulterio-
ri costi o responsabilità anche di proporzioni rilevanti perché,
allo stato attuale delle conoscenze, è impossibile prevedere gli
effetti dei futuri sviluppi tenuto conto, tra l’altro, dei seguenti
aspetti: (i) la possibilità che emergano nuove contaminazioni;
(ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli
altri possibili effetti derivanti dall’applicazione delle leggi vigenti
in materia; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti
per la tutela dell’ambiente; (iv) gli effetti di eventuali innovazioni
tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilità di
controversie e la difficoltà di determinare le eventuali conse-
guenze, anche in relazione alla responsabilità di altri soggetti e
ai possibili indennizzi.
Oltre a rilevare le passività ambientali, gli obblighi di rimozione
delle attività materiali e di ripristino dei siti, Eni effettua accan-
tonamenti connessi prevalentemente ai contenziosi legali e
commerciali. La stima degli accantonamenti in queste materie
è frutto di un processo complesso che comporta giudizi sog-
gettivi da parte della Direzione Aziendale, con particolare rife-
rimento agli ammontari da rilevare in bilancio e al timing degli
esborsi. Successivamente alla rilevazione iniziale, i fondi sono
periodicamente aggiornati per riflettere le variazioni delle stime
effettuate.
Benefici per i dipendenti
I benefici per i dipendenti sono le remunerazioni erogate dall’im-
presa in cambio dell’attività lavorativa svolta dal dipendente o in
virtù della cessazione del rapporto di lavoro.
I benefici successivi al rapporto di lavoro sono definiti sulla
base di piani, ancorché non formalizzati, che in funzione delle
loro caratteristiche sono distinti in piani “a contributi definiti” e
piani “a benefici definiti”.
Nei piani a contributi definiti l’obbligazione dell’impresa, limitata
al versamento dei contributi allo Stato ovvero a un patrimonio
o a un’entità giuridicamente distinta (cd. fondo), è determinata
sulla base dei contributi dovuti.
La passività relativa ai piani a benefici definiti, al netto delle
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 benefici.
Gli interessi netti (cd. net interest) includono la componente di
rendimento delle attività al servizio del piano e il costo per in-
teressi. Il net interest è determinato applicando alle passività,
al netto delle eventuali attività al servizio del piano, il tasso di
sconto definito per le passività; il net interest di piani a benefici
definiti è rilevato tra i “Proventi (oneri) finanziari”.
Per i piani a benefici definiti sono rilevate nel prospetto dell’uti-
le complessivo le variazioni di valore della passività netta (cd.
rivalutazioni) derivanti da utili (perdite) attuariali, conseguenti a
variazioni delle ipotesi attuariali utilizzate o a rettifiche basate
271ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
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 benefici definiti,
rilevate nella riserva di patrimonio netto che accoglie le altre
componenti dell’utile complessivo, non sono successivamente
riclassificate a conto economico.
Le obbligazioni relative a benefici a lungo termine sono deter-
minate adottando ipotesi attuariali; gli effetti derivanti dalle riva-
lutazioni sono rilevati interamente a conto economico.
Le passività per benefici dovuti ai dipendenti per la cessazione
anticipata del rapporto di lavoro (cd. passività per termination
benefit) 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 benefici offerti ai dipendenti; e (b) il momento in
cui l’impresa rileva i costi di una ristrutturazione che implica
il pagamento di benefici dovuti per la cessazione del rapporto
di lavoro. Tali passività sono valutate sulla base della natura
del beneficio concesso. La passività per termination benefit è
determinata applicando le disposizioni previste: (i) per i bene-
fici a breve termine, se ci si attende che i termination benefit
siano corrisposti ai dipendenti interamente entro dodici mesi
dalla data di chiusura dell’esercizio in cui sono stati rilevati; o (ii)
per i benefici a lungo termine se ci si attende che i termination
benefit non siano corrisposti ai dipendenti interamente entro i
dodici mesi dalla data di chiusura dell’esercizio in cui sono stati
rilevati.
Pagamenti basati su azioni
Il costo lavoro include, coerentemente alla natura sostanziale di
retribuzione che assume, il costo del piano di incentivazione con
pagamento basato su azioni. Il costo dell’incentivazione è deter-
minato con riferimento al fair value degli strumenti attribuiti e
alla previsione del numero di azioni che saranno effettivamente
assegnate; la quota di competenza dell’esercizio è determinata
pro-rata temporis lungo il vesting period, ossia il periodo inter-
corrente tra la data dell’attribuzione (cd. grant date) e la data di
assegnazione. Il fair value delle azioni sottostanti il piano di in-
centivazione è determinato alla grant date tenendo conto delle
previsioni in merito al raggiungimento dei parametri di perfor-
mance associati a condizioni di mercato (ad es. Total Sharehol-
der Return) e non è oggetto di rettifica negli esercizi successivi;
quando l’ottenimento del beneficio è connesso anche a condizio-
ni diverse da quelle di mercato, la stima relativa a tali condizioni
è riflessa adeguando, lungo il vesting period, il numero di azioni
che si prevede saranno effettivamente assegnate. Al termine del
vesting period, nel caso in cui il piano non assegni azioni ai par-
tecipanti per il mancato raggiungimento delle condizioni di per-
formance, la quota del costo afferente alle condizioni di mercato
non è oggetto di reversal a conto economico.
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: BENEFICI PER
I DIPENDENTI E PAGAMENTI BASATI SU AZIONI
I piani a benefici definiti sono valutati sulla base di eventi incerti e
di ipotesi attuariali che comprendono, tra le altre, i tassi di sconto,
il livello delle retribuzioni future, i tassi di mortalità, l’età di pen-
sionamento e gli andamenti futuri delle spese sanitarie coperte.
Le principali assunzioni utilizzate per la quantificazione di tali be-
nefici sono determinate come segue: (i) i tassi di sconto e di in-
flazione si basano sui tassi che maturano su titoli obbligazionari
corporate di elevata qualità (ovvero, in assenza di un “deep mar-
ket” di tali titoli, sui rendimenti dei titoli di Stato) e sulle aspettative
inflazionistiche dell’area valutaria di riferimento; (ii) il livello delle
retribuzioni future è determinato sulla base di elementi quali le
aspettative inflazionistiche, la produttività, gli avanzamenti di car-
riera e di anzianità; (iii) il costo futuro delle prestazioni sanitarie è
determinato sulla base di elementi quali l’andamento presente e
passato dei costi delle prestazioni sanitarie, comprese assunzioni
sulla crescita inflativa di tali costi, le modifiche nelle condizioni di
salute degli aventi diritto e il livello delle contribuzioni operate ai
fondi sanitari; (iv) le assunzioni demografiche riflettono la migliore
stima dell’andamento di variabili, quali ad esempio la mortalità, il
turnover e l’invalidità relative alla popolazione degli aventi diritto.
Normalmente si verificano differenze nel valore della passività
(attività) netta dei piani per benefici ai dipendenti derivanti dal-
le cd. rivalutazioni rappresentate, tra l’altro, dalle modifiche delle
ipotesi attuariali utilizzate, dalla differenza tra le ipotesi attuariali
precedentemente adottate e quelle che si sono effettivamente
realizzate e dal differente 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 finanziari, l’utilizzo di tecniche di valu-
tazione complesse e l’identificazione tramite l’esercizio di giudizi
articolati e/o soggettivi delle ipotesi da adottare nella valutazione
caratterizzano inoltre la stima del valore di mercato 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 classificate in
bilancio come strumenti di equity, tenuto conto della circostanza
che la società emittente ha il diritto incondizionato di differire, fino
alla data della propria liquidazione, il rimborso del capitale e il pa-
gamento delle cedole
26
. Pertanto, il valore ricevuto dai sottoscritto-
(26) Il pagamento delle cedole non è differibile in presenza di eventi sotto il controllo della società emittente, quali, ad esempio, una distribuzione di dividendi agli azionisti.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022272
ri di tali strumenti, al netto dei relativi costi di emissione, è rilevato
ad incremento del patrimonio netto di Gruppo; di converso, i rim-
borsi 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) identificazione del contratto con il
cliente; (ii) identificazione 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 identificate 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 specifico 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 corri-
spettivo a cui l’impresa ritiene di aver diritto in cambio dei beni
e/o servizi promessi al cliente, con esclusione degli importi in-
cassati per conto di terzi. Nel determinare il prezzo della transa-
zione, l’ammontare del corrispettivo è rettificato per tener conto
dell’effetto finanziario del tempo, nel caso in cui il timing dei
pagamenti concordato tra le parti attribuisce ad una di esse un
significativo beneficio finanziario. Il corrispettivo non è oggetto
di rettifica per tener conto dell’effetto finanziario 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 verificarsi o
meno di taluni eventi futuri.
Se un contratto assegna al cliente un’opzione ad acquistare beni
o servizi aggiuntivi, gratuitamente o a prezzi scontati (ad es.
incentivi di vendita, punti premio del cliente, ecc.), tale opzione
rappresenta una performance obligation distinta del contratto
solo se l’opzione attribuisce al cliente un diritto significativo che
non potrebbe vantare se non avesse sottoscritto il contratto.
Le permute tra beni o servizi di natura e valore simile, in quanto
non rappresentative di operazioni di vendita, non determinano
la rilevazione di ricavi.
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: RICAVI DA
CONTRATTI CON LA CLIENTELA
I ricavi per la vendita di energia elettrica e gas a clientela 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 distribu-
tori in riferimento sia alle quantità allocate tra i vari utenti delle
reti secondarie sia ai consumi effettivi e stimati della clientela,
nonché di stime interne sui consumi della clientela. Lo stan-
ziamento dei ricavi è pertanto l’esito di una stima complessa
basata sia sui volumi distribuiti ed allocati, comunicati da terzi
e suscettibili di essere conguagliati, così come prevede la nor-
mativa di riferimento, fino al quinto anno successivo, sia su sti-
me dei consumi della clientela. In funzione delle obbligazioni
assunte in merito ai punti di consegna delle forniture, i ricavi per
la vendita dell’energia elettrica e del gas a clientela retail inclu-
dono i costi relativi al servizio di trasporto e dispacciamento e
sono rilevati in misura pari all’ammontare lordo del corrispetti-
vo 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 identificare l’utilità futura degli stessi.
sto o la produzione dei certificati forestali, anche considerando
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
273ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
o modelli, alla progettazione e costruzione di prototipi o, co-
munque, sostenuti per altre attività di ricerca scientifica 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) finanziari” o, se qualificate 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 fiscali applicando le aliquote e le
normative fiscali vigenti o sostanzialmente approvate alla data
di chiusura dell’esercizio.
Le imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sul-
le differenze temporanee tra i valori delle attività e delle pas-
sività iscritte in bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti
fiscalmente sulla base delle aliquote e della normativa appli-
cabili negli esercizi in cui la differenza temporanea si annullerà,
approvate o sostanzialmente approvate alla data di chiusura
dell’esercizio di riferimento 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 tempo-
ranea, tale da consentire di attivare la deduzione fiscale. Analo-
gamente, nei limiti della loro recuperabilità, sono rilevati i crediti
di imposta non utilizzati e le imposte anticipate sulle perdite
fiscali. La recuperabilità delle attività per imposte anticipate è
verificata con periodicità, almeno, annuale.
In presenza di incertezze nell’applicazione della normativa fi-
scale, l’impresa: (i) nei casi in cui ritenga probabile che l’auto-
rità fiscale accetti il trattamento fiscale incerto, determina le
imposte sul reddito (correnti e/o differite) da rilevare in bilancio
in funzione del trattamento fiscale applicato o che prevede di
applicare in sede di dichiarazione dei redditi; (ii) nei casi in cui
ritenga non probabile che l’autorità fiscale accetti il trattamento
fiscale incerto, riflette tale incertezza nella determinazione delle
imposte sul reddito (correnti e/o differite) da rilevare in bilancio.
In relazione alle differenze temporanee imponibili associate a
partecipazioni in società controllate e collegate, nonché a in-
teressenze in accordi a controllo congiunto, la relativa fiscalità
differita passiva non viene rilevata nel caso in cui il partecipante
sia in grado di controllare il rigiro delle differenze temporanee
e sia probabile che esso non si verifichi nel futuro prevedibile.
Le attività per imposte anticipate e le passività per imposte dif-
ferite sono classificate tra le attività e le passività non correnti
e sono compensate a livello di singola impresa se riferite a im-
poste compensabili.
Il saldo della compensazione, se attivo, è iscritto alla voce “At-
tività per imposte anticipate”; se passivo, alla voce “Passività
per imposte differite”. Quando i risultati delle operazioni sono
rilevati nel prospetto dell’utile complessivo o direttamente a pa-
trimonio netto, le relative imposte correnti, anticipate e differite,
sono anch’esse rilevate nel prospetto dell’utile complessivo o
direttamente a patrimonio netto.
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: IMPOSTE SUL
REDDITO
La corretta determinazione delle imposte sul reddito nei diversi
ordinamenti in cui Eni opera richiede l’interpretazione delle nor-
mative fiscali applicabili in ciascuna giurisdizione. Sebbene Eni
intenda mantenere con le autorità fiscali dei Paesi in cui si svol-
ge l’attività d’impresa rapporti improntati alla trasparenza, al
dialogo e alla collaborazione (ad es. rifiutando di attuare piani-
ficazioni fiscali aggressive e utilizzando, ove presenti, gli istituti
previsti dai vari ordinamenti per mitigare il rischio di contenzio-
so fiscale), non si può escludere, con certezza, l’insorgenza di
contestazioni con le autorità fiscali a seguito di interpretazioni
non univoche delle normative fiscali. La composizione di una
controversia fiscale, mediante un processo di negoziazione con
le autorità fiscali o a seguito della definizione di un contenzioso,
può richiedere diversi anni.
La stima dell’ammontare delle passività relative a trattamenti
fiscali incerti è frutto di un processo complesso che comporta
giudizi soggettivi da parte della Direzione Aziendale. Successi-
vamente alla rilevazione iniziale, tali passività sono periodica-
mente aggiornate per riflettere le variazioni delle stime effettua-
te, a seguito di modifiche di fatti e circostanze rilevanti.
La necessità di effettuare valutazioni complesse ed esercitare
un giudizio manageriale riguarda, in particolar modo, le attivi-
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022274
tà connesse con la verifica della recuperabilità delle imposte
anticipate, afferenti a differenze temporanee deducibili e per-
dite fiscali, 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 classificate come destinate alla
vendita se il relativo valore di iscrizione sarà recuperato prin-
cipalmente attraverso la vendita anziché attraverso l’uso con-
tinuativo. Questa condizione si considera rispettata quando
la vendita è altamente probabile e l’attività o il gruppo in di-
smissione è disponibile 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 classificate come
destinate alla vendita, a prescindere dal fatto che, dopo la ces-
sione, 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 destinate
alla vendita, le attività non correnti e/o le attività e le passività
rientranti in un gruppo in dismissione sono valutate secondo i
principi contabili ad esse applicabili. Successivamente, le attivi-
tà non correnti destinate alla vendita non sono oggetto di am-
mortamento e sono valutate al minore tra il valore di iscrizione
e il relativo fair value, al netto dei costi di vendita.
La classificazione di una partecipazione valutata secondo il
metodo del patrimonio netto, o di una quota di tale partecipa-
zione, come attività destinata alla vendita, implica la sospensio-
ne dell’applicazione di tale criterio di valutazione all’intera parte-
cipazione o alla sola quota classificata come attività destinata
alla vendita; pertanto, in queste fattispecie, la valutazione avvie-
ne al minore tra il valore di iscrizione, rappresentato dal valore
derivante dall’applicazione del metodo del patrimonio netto alla
data della riclassifica, e il fair value al netto dei costi di vendi-
ta. Le eventuali quote di partecipazione non classificate come
attività destinate alla vendita continuano ad essere valutate
secondo il metodo del patrimonio netto fino alla conclusione
del programma di vendita. L’eventuale differenza tra il valore di
iscrizione delle attività non correnti e il fair value al netto dei co-
sti di vendita è imputata a conto economico come svalutazio-
ne; le eventuali successive riprese di valore sono rilevate sino a
concorrenza delle svalutazioni rilevate in precedenza, ivi incluse
quelle riconosciute anteriormente alla qualificazione dell’attivi-
tà come destinata alla vendita.
Le attività non correnti classificate come destinate alla ven-
dita e i gruppi in dismissione costituiscono una discontinued
operation se, alternativamente: (i) rappresentano un ramo
autonomo di attività significativo o un’area geografica di atti-
vità significativa; (ii) fanno parte di un programma di dismis-
sione di un significativo ramo autonomo di attività o un’area
geografica di attività significativa; o (iii) sono una controllata
acquisita esclusivamente al fine della sua vendita. I risultati
delle discontinued operation, nonché l’eventuale plusvalenza/
minusvalenza realizzata a seguito della dismissione, sono in-
dicati distintamente nel conto economico in un’apposita voce,
al netto dei relativi effetti fiscali; i valori economici delle di-
scontinued operation sono indicati anche per gli esercizi posti
a confronto.
Quando si verificano eventi che non consentono più di clas-
sificare le attività non correnti o i gruppi in dismissione come
destinati alla vendita, gli stessi sono riclassificati nelle rispet-
tive voci di stato patrimoniale e rilevati al minore tra: (i) il va-
lore di iscrizione alla data di classificazione come destinati
alla vendita, rettificato degli ammortamenti, svalutazioni e
riprese di valore che sarebbero stati rilevati qualora le attività
o il gruppo in dismissione non fossero stati qualificati 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’at-
tività ovvero che si pagherebbe per il trasferimento di una passi-
vità in una regolare transazione tra operatori di mercato (ossia
non in una liquidazione forzosa o in una vendita sottocosto) alla
data di valutazione (cd. exit price).
La determinazione del fair value è basata sulle condizioni di
mercato esistenti alla data della valutazione e sulle assunzioni
degli operatori di mercato (market-based). La valutazione del
fair value suppone che l’attività o la passività sia scambiata nel
mercato principale o, in assenza dello stesso, nel più vantag-
gioso a cui l’impresa ha accesso, indipendentemente dall’inten-
zione della società di vendere l’attività o di trasferire la passività
oggetto di valutazione.
La determinazione del fair value di un’attività non finanziaria è
effettuata considerando la capacità degli operatori di mercato
di generare benefici economici impiegando tale attività 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 anche
nell’ipotesi in cui l’impresa intenda effettuarne un utilizzo diffe-
rente; si presume che l’utilizzo corrente da parte della società di
un’attività non finanziaria 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 operatori 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
275ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
di un prezzo quotato, è effettuata considerando la valutazione
della corrispondente attività posseduta da un operatore di mer-
cato alla data della valutazione.
Il fair value degli strumenti finanziari è determinato consideran-
do il rischio di credito della controparte di un’attività finanziaria
(cd. Credit Valuation Adjustment o CVA) e il rischio di inadem-
pimento di una passività finanziaria da parte dell’entità stessa
(cd. Debit Valuation Adjustment o DVA).
In assenza di quotazioni di mercato disponibili, il fair value è
determinato utilizzando tecniche di valutazione, adeguate alle
circostanze, che massimizzino l’uso di input osservabili rilevan-
ti, riducendo al minimo l’utilizzo di input non osservabili.
Le attività e passività valutate al fair value sono classificate
secondo la gerarchia del fair value definita in funzione della si-
gnificatività degli input utilizzati nel processo di valutazione. In
particolare, a seconda delle caratteristiche degli input utilizzati
per la valutazione, la gerarchia del fair value prevede i seguenti
livelli:
a) livello 1: prezzi quotati (e non oggetto di modifica) su mercati
attivi per le stesse attività o passività;
b) livello 2: valutazioni effettuate sulla base di input, differenti
dai prezzi quotati di cui al punto precedente, che, per le atti-
vità/passività oggetto di valutazione, sono osservabili diret-
tamente o indirettamente;
c) livello 3: input non basati su dati di mercato osservabili.
STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI: FAIR VALUE
La determinazione del fair value, ancorché basata sulle mi-
gliori informazioni disponibili e sull’adozione di adeguate me-
todologie e tecniche di valutazione, risulta intrinsecamente
caratterizzata da elementi di aleatorietà e dall’esercizio di un
giudizio professionale e potrebbe determinare previsioni di va-
lori differenti rispetto a quelli che si andranno effettivamente
a realizzare.
2 Schemi di bilancio
Le voci dello stato patrimoniale sono classificate in correnti e non
correnti, quelle del conto economico sono classificate per natura.
Gli schemi di stato patrimoniale e conto economico sono ana-
loghi a quelli adottati nell’esercizio precedente fatta eccezione
per la ridenominazione delle voci “Attività finanziarie destinate
al trading” e “Proventi (oneri) netti da attività finanziarie destina-
te al trading” rispettivamente in “Attività finanziarie valutate al
fair value con effetti a conto economico” e “Proventi (oneri) netti
su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto
economico”; dette voci accolgono gli effetti patrimoniali ed eco-
nomici del portafoglio di liquidità gestito, valutato e monitorato
sulla base del relativo fair value, nonché le attività finanziarie
detenute per finalità di trading.
Il prospetto dell’utile (perdita) complessivo indica il risultato
economico integrato dei proventi e oneri che per espressa di-
sposizione degli IFRS non sono rilevati a conto economico.
Il prospetto delle variazioni nelle voci del patrimonio netto pre-
senta l’utile (perdita) complessivo dell’esercizio, le operazioni
con gli azionisti e le altre variazioni del patrimonio netto.
Lo schema di rendiconto finanziario è predisposto secondo il
“metodo indiretto”, rettificando l’utile dell’esercizio delle compo-
nenti di natura non monetaria.
3 Modifiche dei criteri contabili
Le modifiche ai principi contabili internazionali entrate in vigore
dal 1° gennaio 2022 non hanno prodotto effetti significativi.
4 Principi contabili di recente emanazione
PRINCIPI CONTABILI E INTERPRETAZIONI EMES-
SI DALLO IASB E OMOLOGATI DALLA COMMIS-
SIONE EUROPEA
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), che sostituisce
l’IFRS 4 “Contratti assicurativi” e definisce l’accounting dei con-
tratti assicurativi emessi e dei contratti di riassicurazione pos-
seduti. Le disposizioni dell’IFRS 17 sono efficaci 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 modifiche allo IAS 1 “Informativa sui principi contabili” (di
seguito le modifiche), volte a fornire chiarimenti nell’indivi-
duazione delle accounting policy rilevanti da descrivere in bi-
lancio. Le modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che
hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2023;
• le modifiche allo IAS 8 “Definizione di stime contabili” (di se-
guito le modifiche) che introducono la definizione di stime
contabili essenzialmente al fine di agevolare la distinzione tra
cambiamenti di stime contabili e cambiamenti di principi con-
tabili. Le modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che
hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2023.
Con il Regolamento n. 2022/1392 emesso dalla Commissione
Europea in data 11 agosto 2022 sono state omologate le modi-
fiche allo IAS 12 “Imposte differite relative ad attività e passività
derivanti da una singola operazione” (di seguito le modifiche),
volte a richiedere la rilevazione della fiscalità differita per le
transazioni che, in sede di rilevazione iniziale, danno origine a
differenze temporanee imponibili e deducibili di uguale impor-
to. Le modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno
inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2023.
PRINCIPI CONTABILI E INTERPRETAZIONI EMES-
SI DALLO IASB E NON ANCORA OMOLOGATI DAL-
LA COMMISSIONE EUROPEA
In data 23 gennaio 2020, lo IASB ha emesso le modifi-
che allo IAS 1 “Classification of Liabilities as Current or
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022276
Non-current” (di seguito le modifiche allo IAS 1), volte a for-
nire dei chiarimenti in materia di classificazione delle pas-
sività come correnti o non correnti. Ulteriori chiarimenti re-
lativi alla classificazione, come correnti o non correnti, delle
passività con covenant sono stati forniti con le modifiche
apportate in data 31 ottobre 2022 (“Non-current Liabilities
with Covenants”). Le suddette modifiche allo IAS 1 sono ef-
ficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il,
1° gennaio 2024.
In data 22 settembre 2022, lo IASB ha emesso le modifiche all’I-
FRS 16 “Lease Liability in a Sale and Leaseback” (di seguito le mo-
difiche), volte a chiarire la modalità di valutazione successiva delle
passività per leasing a seguito di operazioni di sale and leaseback.
Le modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio
il, o dopo il, 1° gennaio 2024.
Allo stato Eni sta analizzando i principi contabili sopra indicati e va-
lutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.
277ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022278
5 Business combination e altre transazioni significative
Acquisizioni
Nel 2022 Eni ha eseguito le acquisizioni rappresentate di seguito con
un esborso di €1.667 milioni, assumendo passività finanziarie nette
di €541 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €31 milioni.
Il 12 gennaio 2022 è stata finalizzata l’acquisizione del 100% del-
la società SKGR Energy Single Member SA (ora Eni Plenitude Re-
newables Hellas Single Member SA), titolare di una piattaforma
per lo sviluppo di impianti fotovoltaici in Grecia con una pipeline di
progetti di circa 800 MW. Il corrispettivo dell’operazione è stato di
€51 milioni, con l’acquisizione di passività finanziarie nette di €1 mi-
lione. L’allocazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata
effettuata in via definitiva con rilevazione di goodwill per €52 milioni.
L’acquisizione riguarda la linea di business Plenitude.
Il 18 febbraio 2022 è stata finalizzata l’acquisizione dell’impianto fo-
tovoltaico in esercizio Corazon I da circa 266 MW situato in Texas
(USA). Nella stessa area, è stata finalizzata l’acquisizione del pro-
getto di stoccaggio Guajillo, da circa 200 MW/400 MWh, con avvio
atteso entro la fine del 2023. Il corrispettivo dell’operazione è stato di
€121 milioni, con l’acquisizione di passività finanziarie nette di €88
milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €2 milioni. L’allo-
cazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata effettuata in
via definitiva senza rilevazione di goodwill. L’acquisizione riguarda la
linea di business Plenitude.
Il 4 agosto 2022 è stata finalizzata l’acquisizione del 100% della so-
cietà Energía Eólica Boreas SLU con una capacità di generazione
di 104,5 MW. Il corrispettivo dell’operazione è stato di €87 milioni al
netto dell’acconto di €16 milioni versato nel 2021, con l’acquisizione
di passività finanziarie nette di €59 milioni, di cui disponibilità liquide
ed equivalenti di €12 milioni. L’allocazione del prezzo delle attività
nette acquisite è stata effettuata su basi provvisorie con rilevazione
di goodwill per €18 milioni. L’acquisizione riguarda la linea di busi-
ness Plenitude.
Il 26 agosto 2022 è stata finalizzata l’acquisizione del 100% della
società Export LNG Ltd che detiene l’impianto di liquefazione gal-
leggiante Tango FLNG. L’impianto ha una capacità di trattamento
pari a circa 3 milioni di metri cubi standard/giorno ed una capacità
di produzione LNG pari a circa 0,6 milioni di tonnellate/anno (circa 1
miliardo di metri cubi standard/anno). L’acquisizione riguarda il set-
tore Exploration & Production.
Il 29 dicembre 2022 è stata finalizzata l’acquisizione delle società PLT
Energia Srl e SEF Srl dal Gruppo italiano PLT integrato nella produzio-
ne di energia elettrica da fonti rinnovabili e nella fornitura di energia a
clienti retail con una capacità di generazione di oltre 400 MW. Il corri-
spettivo complessivo delle operazioni è stato di €750 milioni, con l’ac-
quisizione di passività finanziarie nette di €390 milioni, di cui disponi-
bilità liquide ed equivalenti di €17 milioni. L’allocazione del prezzo delle
attività nette acquisite per ciascuna operazione è stata effettuata su
basi provvisorie con rilevazione di goodwill per complessivi €412 mi-
lioni. Le acquisizioni riguardano la linea di business Plenitude.
I valori patrimoniali, alla data di acquisizione, delle singole business
combination effettuate nel 2022 sono riportati nella seguente tabella:
(€ milioni)
SKGR Energy Single
Member SA (ora Eni
Plenitude Renewables
Hellas Single Member
SA)
Corazon I / Guajillo
Energía Eólica Boreas
SLU
Export LNG Ltd
PLT (PLT Energia Srl
e SEF Srl)
Altre acquisizioni
e rami d’azienda
Totale
Disponibilità liquide ed equivalenti 2 12 17 31
Attività finanziarie correnti 11 11
Altre attività 1 1 145 147
Totale attività correnti 3 13 173 189
Immobili, impianti e macchinari 189 100 650 532 1 1.472
Goodwill 52 18 412 482
Altre attività 45 157 288 19 509
Totale attività non correnti 52 234 275 650 1.232 20 2.463
TOTALE ATTIVITÀ 52 237 288 650 1.405 20 2.652
Passività finanziarie 3 4 79 86
Altre passività 1 3 166 1 171
Totale passività correnti 4 4 3 245 1 257
Passività finanziarie 1 87 67 339 3 497
Fondi per rischi e oneri 7 7 14
Passività per imposte differite 15 63 78
Altre passività 3 99 1 103
Totale passività non correnti 1 97 181 410 3 692
TOTALE PASSIVITÀ 1 101 185 3 655 4 949
Totale patrimonio netto di Eni 51 121 103 647 750 16 1.688
Interessenze di terzi 15 15
TOTALE PATRIMONIO NETTO 51 136 103 647 750 16 1.703
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO 52 237 288 650 1.405 20 2.652
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
279ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
I fattori qualitativi che compongono l’avviamento della linea di busi-
ness Plenitude sono riportati nella nota n. 14 – Attività immateriali.
L’allocazione provvisoria dei prezzi delle acquisizioni è dovuta alla
mancanza di sufficienti elementi informativi alla data di bilancio per
la stima dei fair value delle attività e passività acquisite.
Con riferimento agli effetti delle allocazioni definitive dei prezzi af-
ferenti alle operazioni di business combination del 2021 si rinvia a
quanto indicato nella nota n. 27 – Altre informazioni.
Disinvestimenti
Nel 2022 Eni ha eseguito alcune dismissioni con incasso di
€10 milioni e acquisizione di partecipazioni in joint venture di
€5.726 milioni, cedendo passività finanziarie nette di €2.085
milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti di €70 milioni.
Il 1° agosto 2022 è stata finalizzata con bp la creazione della
joint venture paritetica 50-50 Azule Energy Holdings Ltd, che
combina le attività angolane nella ricerca e produzione di idro-
carburi dei due partner. L’operazione ha comportato la perdita
del controllo di Eni Angola SpA, Eni Angola Exploration BV e Eni
Angola Production BV che sono state conferite ad Azule Energy
Holdings Ltd in cambio della partecipazione del 50% nella neo
costituita entità e la conseguente esclusione dall’area di con-
solidamento di attività e passività nette per €5.183 milioni, di
cui passività finanziarie nette di €1.756 milioni comprensive di
disponibilità liquide ed equivalenti per €35 milioni, la rilevazione
della partecipazione in Azule Energy Holdings Ltd per €5.352
milioni, la rilevazione di un credito per attività di disinvestimen-
to di €1.609 milioni, di una plusvalenza da conferimento di
1.778 milioni quale differenza tra il valore della partecipazione
ricevuta e il valore netto contabile delle attività cedute nei li-
miti della quota realizzata con il terzo pari al 50%, cd. metodo
della “downstream transaction”. Inoltre, sono state realizzate
riserve per differenze attive di cambio di €764 milioni, per una
plusvalenza complessiva di €2.542 milioni. Successivamente
al closing, la JV ha rimborsato nell’esercizio €1.310 milioni del
credito per attività di disinvestimento.
Il 14 ottobre 2022 è stato finalizzato il conferimento del 100% della
società consolidata Eni North Sea Wind Ltd titolare della quota del
20% nei progetti Doggerbank A, B e C nel Regno Unito alla joint
venture norvegese Vårgrønn AS (Eni 65%). Le tre fasi del progetto
(A, B e C) prevedono una capacità installata complessiva di 3,6 GW
(720 MW in quota Vårgrønn). L’operazione ha comportato la perdi-
ta del controllo di Eni North Sea Wind Ltd che è stata conferita a
Vårgrønn AS e la conseguente esclusione dall’area di consolida-
mento di attività e passività nette per €368 milioni, di cui passività
finanziarie nette di €363 milioni, la rilevazione della partecipazione
in Vårgrønn AS per €374 milioni, di un provento a conto economico
di €74 milioni comprensivo del rigiro a conto economico di effetti
rilevati nelle riserve per utile complessivo di €68 milioni, di cui riser-
ve per differenze passive di cambio di €33 milioni.
Il 29 dicembre 2022 è stata finalizzata la cessione delle quote
nelle attività in Pakistan a Prime International Oil & Gas Com-
pany, principale produttore di energia elettrica pakistano. Le at-
tività oggetto di cessione consistono in partecipazioni in otto
licenze di sviluppo e produzione di gas naturale nei bacini Kithar
Fold Belt e Middle Indus e quattro licenze di esplorazione nei
bacini Middle Indus e Indus Offshore. L’operazione ha compor-
tato la cessione di Eni AEP Ltd, Eni Pakistan Ltd, Eni Pakistan
(M) Ltd Sàrl e Eni New Energy Pakistan (Private) Ltd e la con-
seguente esclusione dall’area di consolidamento di passività
nette di €1 milione, di cui attività finanziarie nette di €27 milioni
comprensive di disponibilità liquide ed equivalenti di €28 milioni,
e il realizzo a conto economico di riserve per differenze attive di
cambio di €86 milioni.
I valori patrimoniali, alla data delle singole cessioni e/o busi-
ness combination effettuate nel 2022 sono riportati nella se-
guente tabella:
(€ milioni)
Azule Energy
Holdings Ltd
Vårgrønn AS
Attività in
Pakistan
Altre
dismissioni
Totale
Disponibilità liquide ed equivalenti 35 28 7 70
Attività finanziarie correnti 221 221
Altre attività 1.266 106 5 1.377
Totale attività correnti 1.522 134 12 1.668
Immobili, impianti e macchinari 4.358 9 1 4.368
Altre attività 3.512 731 7 4.250
Totale attività non correnti 7.870 731 16 1 8.618
TOTALE ATTIVITÀ 9.392 731 150 13 10.286
Passività finanziarie 302 173 475
Altre passività 990 58 3 1.051
Totale passività correnti 1.292 173 58 3 1.526
Passività finanziarie 1.710 190 1 1.901
Fondi per rischi e oneri 632 75 707
Passività per imposte differite 528 528
Altre passività 47 17 1 65
Totale passività non correnti 2.917 190 93 1 3.201
TOTALE PASSIVITÀ 4.209 363 151 4 4.727
Totale patrimonio netto di Eni 5.183 368 (1) 9 5.559
TOTALE PATRIMONIO NETTO 5.183 368 (1) 9 5.559
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO 9.392 731 150 13 10.286
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022280
6 Disponibilità liquide ed equivalenti
Le disponibilità liquide ed equivalenti di €10.155 milioni (€8.254
milioni al 31 dicembre 2021) comprendono attività finanziarie
esigibili all’origine entro 3 mesi per €6.804 milioni (€5.496 mi-
lioni al 31 dicembre 2021) riguardanti essenzialmente depositi
presso istituti finanziari con vincolo di preavviso superiore alle
48 ore.
Le expected credit loss su depositi presso banche e istituti fi-
nanziari valutati al costo ammortizzato non sono significative.
Le disponibilità liquide ed equivalenti sono costituite essen-
zialmente da depositi in euro (€5.143 milioni) e in dollari USA
(€4.134 milioni) e rappresentano l’impiego sul mercato della li-
quidità posseduta a vista per le esigenze finanziarie del Gruppo.
L’ammontare di restricted cash è di circa €97 milioni (€115 mi-
lioni al 31 dicembre 2021) in relazione a misure di pignoramento
da parte di terzi e di vincoli relativi al pagamento di debiti.
La scadenza media delle attività finanziarie esigibili all’origine
entro 3 mesi è di 12 giorni con un tasso di interesse effettivo
dello 1,75% per i depositi in euro (€3.631 milioni) e di 21 giorni
con un tasso di interesse effettivo del 4,43% per i depositi in
dollari USA (€2.581 milioni).
7 Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
(€ milioni) 31.12.2022 31.12.2021
Attività finanziarie destinate al trading
Titoli emessi da Stati Sovrani 1.244 1.149
Altri titoli 5.243 5.152
6.487 6.301
Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
Altri titoli 1.764
8.251 6.301
Le attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto eco-
nomico costituiscono una riserva di liquidità strategica avente l’o-
biettivo di assicurare al Gruppo la necessaria flessibilità finanziaria
in particolari situazioni di mercato, per far fronte a fabbisogni im-
previsti e per garantire adeguata elasticità ai programmi di svilup-
po. L’attività di gestione di tale liquidità punta all’ottimizzazione del
rendimento, nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, con
il vincolo di tutela del capitale e disponibilità immediata dei fondi.
Le attività finanziarie destinate al trading comprendono ope-
razioni di prestito titoli per €1.090 milioni (€1.398 milioni al 31
dicembre 2021).
L’analisi per valuta è la seguente:
(€ milioni) 31.12.2022 31.12.2021
Attività finanziarie destinate al trading
Euro 3.599 3.913
Dollaro USA 2.885 2.336
Altre valute 3 52
6.487 6.301
Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
Euro 1.201
Dollaro USA 563
1.764
8.251 6.301
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
281ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
Di seguito l’analisi per emittente e la relativa classe di merito creditizio:
Valore Nominale
(€ milioni)
Fair Value
(€ milioni)
Classe di rating
Moody’s
Classe di rating
S&P
Titoli emessi da Stati Sovrani
Tasso fisso
Italia 152 148 Baa3 BBB
Stati Uniti 301 300 Aaa AA+
Spagna 179 179 Baa1 A
Cile 125 120 A2 A
Francia 75 76 Aa2 AA
Germania 60 60 Aaa AAA
Altri
(*)
149 147 da Aaa a A3 da AAA a A-
1.041 1.030
Tasso variabile
Italia 205 207 Baa3 BBB
Altri 7 7 Aaa AAA
212 214
Totale titoli emessi da Stati Sovrani 1.253 1.244
Altri titoli
Tasso fisso
Titoli quotati emessi da imprese industriali 1.210 1.195 da Aa1 a Baa3 da AA+ a BBB-
Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi 804 762 da Aaa a Baa3 da AAA a BBB-
Altri titoli 1.041 1.039 da Aaa a Baa3 da AAA a BBB-
3.055 2.996
Tasso variabile
Titoli quotati emessi da imprese industriali 643 647 da Aa2 a Baa3 da AA a BBB-
Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi 998 988 da Aa1 a Baa3 da AA+ a BBB-
Altri titoli 610 612 da Aaa a Baa2 da AAA a BBB
2.251 2.247
Totale Altri titoli 5.306 5.243
Totale Attività finanziarie destinate al trading 6.559 6.487
Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 1.781 1.764 Aaa AAA
8.340 8.251
(*) Di importo unitario inferiore a €50 milioni.
Le altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a
La gerarchia del fair value è di livello 1 per €4.749 milioni e di livello
conto economico sono rappresentate da investimenti in Money
2 per €3.502 milioni. Nel corso dell’esercizio 2022 non vi sono stati
Market Fund.
trasferimenti significativi tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.
8 Crediti commerciali e altri crediti
(€ milioni) 31.12.2022 31.12.2021
Crediti commerciali 16.556 15.524
Crediti per attività di disinvestimento 301 8
Crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione 1.645 1.888
Crediti verso altri 2.338 1.430
20.840 18.850
I crediti commerciali sono generalmente infruttiferi e prevedo-
no termini di pagamento entro 180 giorni.
L’incremento dei crediti commerciali di €1.032 milioni è riferi-
to ai settori Refining & Marketing e Chimica per €408 milioni,
Plenitude & Power per €313 milioni e Global Gas & LNG Por-
tfolio per €350 milioni e risente dell’aumento dei prezzi delle
commodity energetiche che hanno fatto aumentare il valore
nominale dei crediti.
Al 31 dicembre 2022 sono state poste in essere operazioni
di cessione pro-soluto di crediti essenzialmente commercia-
li con scadenza 2023 dal valore nominale di €2.212 milioni
(€2.059 milioni nell’esercizio 2021 con scadenza 2022). Le
cessioni 2022 hanno riguardato crediti relativi al settore Glo-
bal Gas & LNG Portfolio per €970 milioni, al settore Refining &
Marketing e Chimica per €928 milioni e al settore Plenitude &
Power per €314 milioni.
Al 31 dicembre 2022, è outstanding un credito commerciale
per forniture di gas naturale al cliente Acciaierie d’Italia (ex-IL-
VA) dell’ammontare di €373 milioni interamente scaduto e
oggetto di un piano di rientro. Il credito è assistito da parent
company guarantee rilasciate dagli azionisti che coprono l’in-
tero ammontare. L’onere massimo possibile relativo al valore
finanziario del tempo trova copertura in un fondo rischi stan-
ziato sull’esposizione commerciale complessiva verso i clienti
somministrati che è stato stimato sulla base dell’attuale situa-
zione congiunturale.
L’esposizione maggiore dei crediti verso partner per attività di
esplorazione e produzione riguarda la Nigeria per €611 milioni
(€681 milioni al 31 dicembre 2021) ed è relativa alla quota dei
costi di sviluppo di competenza dei joint venture partner in
progetti petroliferi operati da Eni nei quali la Società sostiene
upfront tutti i costi dell’iniziativa e li riaddebita ai partner me-
diante il meccanismo della cash call. L’ammontare dei crediti
netti scaduti verso la società di Stato NNPC è di €475 milioni
alla data di bilancio (€474 milioni al 31 dicembre 2021). Tale
ammontare riguarda per circa un quarto crediti pregressi og-
getto di un piano di rientro che prevede l’attribuzione a Eni del-
la quota di produzione di spettanza della società di Stato in
iniziative di sviluppo “rig-less” a ridotto rischio minerario, con
previsione di incasso totale entro il 2024. Il credito residuo a
fine esercizio è stato attualizzato al WACC paese. Il restante
valore riguarda i crediti netti maturati per le operazioni 2022.
L’esposizione per cash call verso una società petrolifera nige-
riana privata ammonta a €242 milioni (€195 milioni al 31 di-
cembre 2021) ed è esposta al netto di un fondo svalutazione
stimato in base alla loss given default “LGD” definita da Eni
per le international oil companies in stato di default. Nel corso
dell’esercizio il partner ha sostanzialmente sospeso i paga-
menti delle cash call avanzando delle contestazioni relative
agli ammontari addebitati, oggetto di arbitrato.
I crediti verso altri comprendono: (i) per €566 milioni (€538 mi-
lioni al 31 dicembre 2021) il valore recuperabile di crediti scadu-
ti nei confronti della società di Stato del Venezuela PDVSA per
le forniture di gas prodotto dalla joint venture Cardón IV, par-
tecipata pariteticamente da Eni e Repsol, ceduti dalla venture
ai soci. I crediti sono esposti al netto di un fondo svalutazione
calcolato con un tasso di expected credit loss di circa il 53% per
scontare il rischio default della controparte di Stato attraverso
una dilazione dei tempi d’incasso dei fatturati di gas naturale,
applicato anche per la valutazione della recuperabilità del valore
di carico della partecipazione e del long-term interest nell’inizia-
tiva, descritti alla nota n. 17 – Altre attività finanziarie. Nel corso
dell’anno, a fronte del benestare delle Autorità USA nell’ambito
del quadro sanzionatorio nei confronti del Venezuela, sono sta-
te effettuate operazioni di compensazione del credito mediante
ritiri di olio di PDVSA per 3,1 milioni di barili, per effetto dei quali
è stato limitato l’incremento dello scaduto; (ii) per €309 milioni
i crediti verso distributori di gas e di energia elettrica derivanti
principalmente dal cosiddetto “bonus sociale”; (iii) per €278 mi-
lioni (€208 milioni al 31 dicembre 2021) gli acconti per servizi
e verso fornitori; (iv) per €239 milioni gli importi da ricevere da
clienti a seguito dell’attivazione della clausola take-or-pay dei
contratti di somministrazione long-term di gas naturale; (v) per
€193 milioni i crediti verso società di factoring.I crediti com-
merciali e altri crediti sono denominati in euro e in dollari USA
rispettivamente per €13.650 milioni e €6.102 milioni.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022282
Credtiti in bonis
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:
(€ milioni)
Rischio
basso
Rischio
medio
Rischio
alto
Crediti
in default
Clienti
Plenitude Totale
31.12.2022
Clienti business 4.815 7.970 378 1.583 14.746
National Oil Company e Pubbliche Amministrazioni 215 852 2.248 3.315
Altre controparti 1.673 725 13 122 3.200 5.733
Valore lordo 6.703 9.547 391 3.953 3.200 23.794
Fondo svalutazione (23) (169) (15) (2.176) (571) (2.954)
Valore netto 6.680 9.378 376 1.777 2.629 20.840
Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte) 0,4 1,8 3,8 55,0 17,8 12,4
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
Maggiori informazioni sulla classificazione delle esposizioni
creditizie sono indicate nella nota n. 1 – Principi contabili, sti-
me 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 riflettere 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 specifici legati al quadro
sanzionatorio. In negativo, l’aumento molto rilevante dei prez-
zi del gas naturale e dell’energia elettrica ha incrementato in
misura significativa 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.
283ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
L’esposizione al rischio di credito e le perdite attese relative alla clientela di Plenitude sono state stimate sulla base di una pro-
vision matrix come segue:
Scaduti
(€ milioni) Non scaduti da 0 a 3 mesi da 3 a 6 mesi da 6 a 12 mesi oltre 12 mesi Totale
31.12.2022
Clienti Plenitude:
- Retail 1.508 74 35 63 203 1.883
- Middle 657 33 11 7 162 870
- Altri 436 1 5 4 1 447
Valore lordo 2.601 108 51 74 366 3.200
Fondo svalutazione (83) (31) (31) (66) (360) (571)
Valore netto 2.518 77 20 8 6 2.629
Expected loss (%) 3,2 28,7 60,8 89,2 98,4 17,8
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
Il fondo svalutazione crediti commerciali e altri crediti si analizza come segue:
(€ milioni)
2022 2021
Fondo svalutazione iniziale 3.313 3.157
Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in bonis 166 202
Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in default 253 348
Utilizzi su crediti commerciali e altri crediti in bonis (37) (135)
Utilizzi su crediti commerciali e altri crediti in default (758) (421)
Altre variazioni 17 162
Fondo svalutazione finale 2.954 3.313
Il fondo svalutazione è stato stanziato tenendo conto di fattori
di mitigazione del rischio controparte di €5.744 milioni (€5.350
milioni al 31 dicembre 2021), che includono depositi, polizze as-
sicurative, fidejussioni e garanzie bancarie.
Gli accantonamenti a fronte di perdite attese relative a crediti com-
merciali e altri crediti in bonis sono riferiti: (i) al settore Global Gas
& LNG Portfolio per €70 milioni (€94 milioni nel 2021) per effetto
dell’aumento delle esposizioni dovuto alle condizioni di mercato;
(ii) alla linea di business Plenitude per €61 milioni (€71 milioni nel
2021) e riguardano principalmente la clientela retail.
Gli accantonamenti a fronte di perdite attese relative a crediti
commerciali e altri crediti in default sono riferiti: (i) al settore
Exploration & Production per €122 milioni (€229 milioni nel
2021) e riguardano principalmente i crediti per chiamate fon-
di nei confronti dei joint operator, società di Stato o società
private locali in progetti petroliferi operati da Eni; (ii) alla linea
di business Plenitude per €99 milioni (€101 milioni nel 2021).
Gli utilizzi del fondo svalutazione crediti commerciali e altri crediti
in bonis e in default per complessivi €795 milioni sono riferiti: (i)
al settore Exploration & Production di €455 milioni principalmente
per esubero a seguito della risoluzione di una disputa relativa al ri-
conoscimento di costi d’investimento pregressi nei confronti della
società di Stato NNPC in Nigeria e verso la società di Stato PDVSA
in Venezuela, a fronte delle operazioni di compensazione del credi-
to effettuate nell’anno; (ii) alla linea di business Plenitude per €184
milioni, principalmente per utilizzo a fronte oneri per €121 milioni.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022284
Scaduti
(€ milioni) Non scaduti da 0 a 3 mesi da 3 a 6 mesi da 6 a 12 mesi oltre 12 mesi Totale
31.12.2022
Clienti Plenitude:
- Retail 1.508 74 35 63 203 1.883
- Middle 657 33 11 7 162 870
- Altri 436 1 5 4 1 447
Valore lordo 2.601 108 51 74 366 3.200
Fondo svalutazione (83) (31) (31) (66) (360) (571)
Valore netto 2.518 77 20 8 6 2.629
Expected loss (%) 3,2 28,7 60,8 89,2 98,4 17,8
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
Le riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:
(€ milioni)
2022 2021 2020
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti:
Accantonamenti al fondo svalutazione (419) (550) (343)
Perdite nette su crediti (81) (66) (36)
Utilizzi per esubero 547 337 153
47 (279) (226)
I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 – Rapporti con parti correlate.
9 Rimanenze e rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo
Le rimanenze correnti si analizzano come segue:
(€ milioni)
31.12.2022 31.12.2021
Materie prime, sussidiarie e di consumo 1.228 1.001
Materiali per attività di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture 1.515 1.611
Prodotti finiti e merci 4.962 3.452
Altre 4 8
Totale rimanenze correnti 7.709 6.072
Le rimanenze di materie prime sussidiarie e di consumo ri-
guardano le cariche petrolifere e altri materiali di consumo
nelle attività di raffinazione e chimica.
I materiali per attività di perforazione e manutenzione degli im-
pianti e infrastrutture sono riferite al settore Exploration & Pro-
duction per €1.387 milioni (€1.481 milioni al 31 dicembre 2021).
I prodotti finiti e merci riguardano le scorte di gas naturale e
prodotti petroliferi per €3.818 milioni (€2.414 milioni al 31 di-
cembre 2021) e prodotti chimici per €790 milioni (€626 milioni
al 31 dicembre 2021).
Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di
€672 milioni (€570 milioni al 31 dicembre 2021).
Le rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo di €1.786 mi-
lioni (€1.053 milioni al 31 dicembre 2021), sono possedute da
società italiane per €1.764 milioni (€1.032 milioni al 31 dicem-
bre 2021) e riguardano le quantità minime di greggio e pro-
dotti petroliferi che le società sono obbligate a detenere sulla
base di norme di legge.
L’incremento delle rimanenze e delle rimanenze immobilizza-
te - scorte d’obbligo è dovuto essenzialmente alla ripresa dei
prezzi del petrolio e dei prodotti petroliferi.
Rimanenze di gas naturale per €750 milioni sono a garanzia
dell’esposizione potenziale di bilanciamento nei confronti di
Snam SpA.
10 Attività e passività per imposte sul reddito
31.12.2022 31.12.2021
Attività Passività Attività Passività
(€ milioni) Correnti Non correnti Correnti Non correnti Correnti Non correnti Correnti Non correnti
Imposte sul reddito 317 114 2.108 253 195 108 648 374
Le imposte sul reddito sono analizzate alla nota n. 33 – Impo-
ste sul reddito.
Le passività per imposte sul reddito non correnti includono
gli oneri di probabile sostenimento per contenziosi e conte-
stazioni pendenti con le Autorità fiscali in relazione alle incer-
tezze applicative delle norme in vigore relativi alle consociate
estere del settore Exploration & Production per €206 milioni
(€230 milioni al 31 dicembre 2021).
285ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
11 Altre attività e passività
31.12.2022 31.12.2021
Attività Passività Attività Passività
(€ milioni) Correnti Non correnti Correnti Non correnti Correnti Non correnti Correnti Non correnti
Fair value su strumenti finanziari derivati 11.076 129 9.042 286 12.460 51 12.911 115
Passività da contratti con la clientela 1.145 706 482 726
Attività e passività relative ad altre imposte 807 157 1.463 34 442 182 1.435 27
Altre 938 1.950 823 2.208 732 796 928 1.378
12.821 2.236 12.473 3.234 13.634 1.029 15.756 2.246
Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla
nota n. 24 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.
Le attività relative ad altre imposte comprendono crediti Iva per
€569 milioni, di cui €432 correnti determinati dal versamento
in acconto effettuato nel mese di dicembre (€498 milioni al 31
dicembre 2021, di cui €340 milioni correnti).
Le altre attività comprendono: (i) i crediti acquistati relativi a
detrazioni fiscali, bonus, efficientamento energetico e simili per
€366 milioni correnti (€110 milioni al 31 dicembre 2021) e €903
milioni non correnti (€324 milioni al 31 dicembre 2021); (ii) il co-
sto d’iscrizione del gas prepagato per effetto della clausola take-
or-pay dei contratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti
Eni prevede di ritirare entro i prossimi 12 mesi per €41 milioni
(stesso ammontare al 31 dicembre 2021) e oltre i 12 mesi per
€357 milioni (€94 milioni al 31 dicembre 2021); (iii) le posizioni di
underlifting del settore Exploration & Production di €239 milioni
(€316 milioni al 31 dicembre 2021); (iv) crediti non correnti per
attività di investimento per €23 milioni (stesso ammontare al 31
dicembre 2021).
Le passività da contratti con la clientela comprendono: (i) accon-
ti e anticipi ricevuti da clienti a fronte di future forniture di gas per
€538 milioni (€77 milioni al 31 dicembre 2021); (ii) gli anticipi che
Eni SpA ha ricevuto dalla Società Oleodotti Meridionali SpA per
il potenziamento delle infrastrutture di trasporto del greggio dai
giacimenti in Val d’Agri alla raffineria di Taranto per €430 milioni
(€391 milioni al 31 dicembre 2021); (iii) buoni carburanti elet-
tronici prepagati per €338 milioni (€242 milioni al 31 dicembre
2021); (iv) gli anticipi 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 €58 milioni (€60 milioni al 31
dicembre 2021) e a lungo termine per €275 milioni (€333 milioni
al 31 dicembre 2021).
I ricavi rilevati nell’esercizio a fronte di passività da contratti con
la clientela in essere al 31 dicembre 2022 sono indicati alla nota
n. 29 – Ricavi.
Le passività relative ad altre imposte correnti riguardano accise e
imposte di consumo per €613 milioni (€700 milioni al 31 dicem-
bre 2021) e passività per Iva per €332 milioni (€248 milioni al 31
dicembre 2021).
Le altre passività comprendono: (i) debiti non correnti verso le
società di factoring connessi alla cessione del credito d’imposta
maturato in base ai provvedimenti Ecobonus e Superbonus per
€758 milioni (€240 milioni al 31 dicembre 2021); (ii) le passività
per posizioni di overlifting del settore Exploration & Production di
€479 milioni (€630 milioni al 31 dicembre 2021); (iii) il valore del
gas prepagato dai clienti per effetto dell’attivazione della clauso-
la di take-or-pay prevista dai relativi contratti di fornitura di lungo
termine per €443 milioni (€112 milioni al 31 dicembre 2021) i
cui volumi sottostanti si prevede siano ritirati entro i prossimi 12
mesi per €85 milioni (€73 milioni al 31 dicembre 2021) e oltre i 12
mesi per €358 milioni (€39 milioni al 31 dicembre 2021); (iv) pas-
sività per ricavi e proventi anticipati per €104 milioni correnti (€90
milioni al 31 dicembre 2021) e €247 milioni non correnti (€271
milioni al 31 dicembre 2021); (v) depositi cauzionali per €305 mi-
lioni (€268 milioni al 31 dicembre 2021), di cui ricevuti da clienti
retail per la fornitura di gas ed energia elettrica per €222 milioni
(€223 milioni al 31 dicembre 2021); (vi) passività per attività d’in-
vestimento per €83 milioni (€103 milioni al 31 dicembre 2021).
I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36-
Rapporti con parti correlate.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022286
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
2022
Valore iniziale netto 1.071 42.342 3.850 1.244 6.545 1.247 56.299
Investimenti 22 132 456 655 5.471 964 7.700
Capitalizzazione ammortamenti 11 179 190
Ammortamenti
(*)
(51) (5.467) (554) (6.072)
Riprese di valore 3 40 191 141 38 413
Svalutazioni (21) (313) (485) (149) (414) (1.382)
Radiazioni (1) (2) (365) (218) (586)
Differenze di cambio da conversione 2 2.422 55 74 364 9 2.926
Rilevazione iniziale e variazione stima (173) 2 (7) 98 (80)
Variazione dell'area di consolidamento - Società entrate 9 650 695 118 1.472
Variazione dell'area di consolidamento - Società uscite (1) (3.687) (6) (119) (546) (4.359)
Trasferimenti 41 4.403 425 (149) (4.254) (466)
Altre variazioni 14 143 (347) 1 (4) 4 (189)
Valore finale netto 1.088 40.492 4.280 1.345 7.627 1.500 56.332
Valore finale lordo 4.255 143.433 31.327 1.345 11.787 3.665 195.812
Fondo ammortamento e svalutazione 3.167 102.941 27.047 4.160 2.165 139.480
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 finale netto 1.071 42.342 3.850 1.244 6.545 1.247 56.299
Valore finale 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
(*) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione.
Gli investimenti comprendono la capitalizzazione di oneri fi-
nanziari per €38 milioni (€68 milioni nel 2021), riferiti al set-
tore Exploration & Production per €22 milioni (€54 milioni nel
2021), determinati utilizzando il tasso d’interesse del 2,1% (tra
0,4% e 2,1 al 31 dicembre 2021).
Gli investimenti sono riferiti al settore Exploration & Production
per €6.295 milioni (€3.843 milioni nel 2021).
Gli investimenti per l’acquisto di immobili, impianti e macchinari da
fornitori con i quali sono state negoziate dilazioni dei termini di pa-
gamento che hanno comportato la classificazione del debito come
finanziario sono stati rilevati nelle Altre variazioni (€61 milioni).
Gli investimenti sono analizzati per settore di attività alla
nota n. 35 - Informazioni per settore di attività e per area
geografica.
287ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Gli ammortamenti diversi da quelli degli impianti Oil & Gas, relativi alle
bioraffinerie, impianti petrolchimici, centrali termoelettriche, sistemi
fotovoltaici o eolici, e altre attività ausiliarie sono calcolati a quote co-
stanti, in base alla vita economico-tecnica. I principali coefficienti di
(%)
Fabbricati 2 - 10
Impianti di raffinazione e petrolchimici 3 - 17
Gasdotti e centrali di compressione 4 - 12
Impianti di produzione di energia elettrica 3 - 5
Altri impianti e macchinari 6 - 12
Attezzature industriali e commerciali 5 - 25
Altri beni
10 - 20
Gli impianti impiegati nell’estrazione e trattamento degli idro-
carburi sono ammortizzati secondo la metodologia UOP, utiliz-
zando come base di calcolo le riserve certe stimate secondo i
criteri della U.S. Securities & Exchange Commission “SEC” (v.
nota n. 1 – Principi contabili, stime contabili e giudizi signifi-
cativi, sezione Criteri di valutazione – Attività mineraria – Am-
mortamento UOP). I piani di produzione associati agli asset
esistenti comportano il progressivo esaurimento delle riserve
certe SEC iscritte alla data di bilancio, che si prevede saranno
prodotte entro circa dieci anni.
Le svalutazioni hanno riguardato impianti chimici per la produ-
zione di intermedi (€385 milioni) in funzione della previsione di
minori flussi di cassa dovuti al peggioramento dello scenario pe-
trolchimico, proprietà Oil & Gas (€279 milioni), costi di pre-svilup-
po relativi a progetti considerati non più economici (€190 milioni)
e gli investimenti di periodo di compliance e stay in business rela-
tivi a CGU del settore raffinazione svalutate in precedenti esercizi
e delle quali è stata confermata l’assenza di prospettive di redditi-
vità (€330 milioni). Maggiori informazioni relative alle svalutazio-
ni e riprese di valore del settore Oil & Gas sono indicate alla nota
n. 15 - Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e
immateriali e diritti di utilizzo beni in leasing.
Le differenze di cambio da conversione sono riferite ad imprese
con moneta funzionale dollaro USA per €2.971 milioni.
La rilevazione iniziale e variazione stima comprende il decre-
mento dell’asset retirement cost delle attività materiali del
settore Exploration & Production per effetto principalmente
dell’attualizzazione e del deconsolidamento delle attività in An-
gola, parzialmente compensati dalla revisione di stima dei co-
sti futuri di smantellamento e ripristino e dagli oneri per social
project da sostenere a fronte degli impegni assunti tra Eni SpA
e la Regione Basilicata in relazione al programma di sviluppo
petrolifero nell’area della concessione Val d’Agri.
La variazione dell’area di consolidamento è riferita: (i) per €4.358
milioni al deconsolidamento delle società Eni Angola SpA, Eni
Angola Exploration BV e Eni Angola Production BV che sono
state conferite alla joint venture Azule Energy Holdings Ltd; (ii)
per €650 milioni all’acquisizione della società Export LNG Ltd,
proprietaria dell’impianto di liquefazione galleggiante Tango
FLNG che sarà utilizzato da Eni in Congo, nell’ambito delle atti-
vità del progetto di sviluppo del gas naturale nel Blocco Marine
XII; (iii) per €532 milioni all’acquisizione delle società PLT Ener-
gia Srl e SEF Srl attive nella produzione di energia elettrica da
fonti rinnovabili e nella fornitura di energia a clienti retail; (iv)
per €189 milioni alle società acquisite nell’ambito del progetto
Corazon e Guajillo; (iv) per €100 milioni all’acquisizione della
società Energía Eólica Boreas SLU. Maggiori informazioni sulle
business combination sono fornite alla nota n. 5 – Business
combination.
Le altre variazioni delle altre attività materiali riguardano per
€169 milioni l’allocazione definitiva di alcune acquisizioni ef-
fettuate lo scorso anno la cui allocazione del prezzo era stata
effettuata su basi provvisorie.
I trasferimenti da immobilizzazioni in corso E&P a immobilizza-
zioni in esercizio hanno riguardato per €4.190 milioni la messa
in servizio di pozzi, impianti e macchinari principalmente negli
Stati Uniti, in Messico, Egitto, Kazakhstan, Congo, Iraq, Italia e
Nigeria.
Nell’ambito delle attività esplorative e di appraisal nel corso
dell’esercizio sono state rilevate radiazioni per €365 milioni ri-
guardanti 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 Libia, Egitto, Costa d’Avorio,
Vietnam e Kenya.
L’attività esplorativa e di appraisal è relativa per €1.085 milioni
ai costi dei pozzi esplorativi sospesi in attesa d’esito e per €253
milioni ai costi dei pozzi in corso a fine esercizio. Di seguito i
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022288
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
289ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
(€ milioni) 2022 2021 2020
Costi dei pozzi esplorativi sospesi a inizio esercizio 1.101
1.268 1.246
Incrementi per i quali è in corso la determinazione delle riserve certe 547
288 408
Ammontari precedentemente capitalizzati e spesati nell'esercizio (374)
(286) (226)
Riclassifica a pozzi di successo a seguito della determinazione delle riserve certe (147)
(43) (48)
Cessioni (2)
(3)
Variazione dell'area di consolidamento (114)
(199)
Differenze cambio da conversione 65
100 (112)
Altre variazioni 9
(24)
Costi dei pozzi esplorativi sospesi a fine esercizio 1.085
1.101 1.268
Di seguito le informazioni relative alla stratificazione dei pozzi sospesi in attesa dell’esito (“ageing”):
2022 2021 2020
(Numero pozzi
(Numero pozzi
(Numero pozzi
(€ milioni)
in quota Eni) (€ milioni)
in quota Eni) (€ milioni)
in quota Eni)
Costi capitalizzati e sospesi di perforazione esplorativa
- fino a 1 anno 216 5,0 175 4,0 157 6,7
- da 1 a 3 anni 246 4,9 269 12,2 250 11,0
- oltre 3 anni 623 13,9 657 19,7 861 19,3
1.085 23,8 1.101 35,9 1.268 37,0
Costi capitalizzati di pozzi sospesi
- progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mesi 204 4,5 175 4,0 157 6,7
- progetti per i quali l'attività di delineazione è in corso 579 11,3 567 17,9 631 14,9
- progetti con scoperte commerciali che procedono verso
302 8,0 359 14,0 480 15,4
il sanzionamento
1.085 23,8 1.101 35,9 1.268 37,0
I progetti che procedono verso il sanzionamento (€302 milioni) si ri-
feriscono a iniziative nei principali paesi di presenza (Nigeria, Egitto,
Indonesia, Congo e Algeria).
Gli unproved mineral interest, compresi nelle immobilizzazioni
in corso del settore Exploration & Production, accolgono il costo
attribuito alle riserve unproved a seguito di business combina-
tion o il costo sostenuto in occasione dell’acquisto di titoli mine-
rari e si analizzano come segue:
(€ milioni)
Congo
Nigeria
Turkmenistan
USA
Algeria
Egitto
Emirati Arabi
Uniti
Italia
Totale
2022
Valore iniziale 218 892 3 68 114 16 508 1.819
Investimenti 11 110 (2) 2 121
Riprese di valore (svalutazioni) nette (28) 93 (56) 9
Riclassifica a Proved Mineral Interest (6) (19) (12) (19) (56)
Differenze di cambio da conversione 14 55 (1) 4 6 1 31 110
Valore finale 198 958 95 16 211 3 520 2 2.003
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
Riclassifica a Proved Mineral Interest (48) (92) (1) (141)
Differenze di cambio da conversione 16 80 8 8 1 40 153
Valore finale 218 892 3 68 114 16 508 1.819
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022290
Gli unproved mineral interest comprendono il titolo minerario del
giacimento offshore del Blocco 245 in Nigeria (OPL 245) in fase di
pre-sviluppo, del valore iniziale di €920 milioni corrispondente al prez-
zo riconosciuto nel 2011 al Governo nigeriano per l’acquisizione del
50% di tale titolo. Considerando i costi di ricerca e presviluppo succes-
sivamente capitalizzati, il valore di libro complessivo si ridetermina in
€1.250 milioni. Il management ritiene che i rischi legali connessi ai
presunti reati di corruzione internazionale all’atto del Resolution Agre-
ement del 29 aprile 2011 avente a oggetto l’acquisizione della licenza
siano venuti meno nel corso del 2022 a seguito della conclusione fa-
vorevole per Eni del procedimento giudiziario innanzi al Tribunale di
Milano; il filone nigeriano è descritto nella sezione Contenziosi della
nota n. 28 – Garanzie, impegni e rischi di questa Relazione Finanzia-
ria. Il periodo esplorativo della licenza OPL 245 è scaduto l’11 maggio
2021. Eni ha fatto domanda di conversione della licenza in Oil Mining
Lease (OML) presso le competenti autorità nigeriane per poter avvia-
re le attività di sviluppo delle riserve, avendo verificato la presenza di
tutti i requisiti contrattuali per la conversione e il rispetto di tutte le
condizioni. Considerata l’inazione della Autorità nigeriane e il protrarsi
della situazione di stallo, Eni sta portando avanti un arbitrato propo-
sto nel 2020 presso l’ICSID, il centro internazionale per il regolamen-
to delle controversie in materia di investimenti, per tutelare il valore
dell’asset, chiedendo un risarcimento che riconosca a Eni il fair value.
Eni ritiene di avere delle solide argomentazioni a tutela delle proprie
pretese e su questa base ha confermato il valore di libro dell’asset.
Tale tenuta è confermata anche nella stima del valore recuperabile
nella prospettiva di utilizzo economico assumendone la conversione/
sviluppo, la rischiatura al WACC paese (8%) e l’assunzione di ulteriori
ritardi nell’avvio delle attività.
Il fondo svalutazione attività materiali ammonta a €21.715 milioni
(€20.796 milioni al 31 dicembre 2021).
Gli immobili, impianti e macchinari comprendono attività concesse
in leasing operativo per €380 milioni riferiti, essenzialmente, a sta-
zioni di servizio della linea di business Refining & Marketing.
Sugli immobili, impianti e macchinari sono costituite garanzie reali
per un valore nominale di €24 milioni (stesso ammontare al 31 di-
cembre 2021) rilasciate a copertura del pagamento di accise.
I contributi portati a decremento degli immobili, impianti e macchi-
nari ammontano a €115 milioni (€105 milioni al 31 dicembre 2021).
Gli impegni contrattuali in essere per l’acquisto di attività materiali
sono indicati alla nota n. 28 – Garanzie, impegni e rischi – Rischio
di liquidità.
Le attività materiali operate in regime di concessione sono com-
mentate alla nota n. 28 – Garanzie, impegni e rischi.
13 Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing
(€ milioni)
Mezzi navali di
produzione e
stoccaggio
(FPSO)
Mezzi navali di
perforazione
(Drilling rig)
Mezzi navali
e relative basi
logistiche per
trasporto
Oil & Gas
Concessioni
autostradali e
locazione stazioni
di servizio
Strutture di
logistica per la
distribuzione
Oil & Gas
Immobili per uffici
Autoveicoli
Altre tipologie
Totale
2022
Valore iniziale netto 2.667 183 575 454 14 618 48 262 4.821
Incrementi 1.342 189 530 76 28 108 21 110 2.404
Ammortamenti
(*)
(226) (197) (303) (70) (13) (130) (21) (53) (1.013)
Svalutazioni (5) (5) (1) (7) (18)
Riprese di valore 14 14
Differenze di cambio da conversione 239 12 10 3 3 267
Variazione dell'area di consolidamento (1.878) (34) (39) (1) 73 (1.879)
Altre variazioni (2) (5) (100) (6) (5) (3) (5) (24) (150)
Valore finale netto 2.142 148 682 457 19 595 42 361 4.446
Valore finale lordo 2.507 516 1.360 734 87 1.010 86 562 6.862
Fondo ammortamento e svalutazione 365 368 678 277 68 415 44 201 2.416
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 finale netto 2.667 183 575 454 14 618 48 262 4.821
Valore finale 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
(*) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione su attività materiali.
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
291ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
Il diritto di utilizzo beni in leasing “RoU” di €4.446 milioni è rife-
rito principalmente: (i) al settore Exploration & Production per
€2.653 milioni (€3.195 milioni al 31 dicembre 2021) e riguarda
principalmente i leasing di unità navali FPSO utilizzate nello svi-
luppo dei progetti offshore OCTP in Ghana e Area 1 in Messico
della durata compresa tra 17 e 18 anni comprensiva dell’opzio-
ne di rinnovo, nonché il noleggio pluriennale di impianti di perfo-
razione offshore (“rig”) in relazione alla sola lease component;
(ii) al settore Refining & Marketing e Chimica per €800 milioni
(€765 milioni al 31 dicembre 2021) e riguarda le concessioni
autostradali, le locazioni di terreni, le locazioni di stazioni di ser-
vizio per le attività di commercializzazione dei prodotti petroli-
feri, nonché le locazioni di mezzi navali per le attività di shipping
e il parco auto dedicato al business car sharing; (iii) al settore
Corporate e Altre attività per €548 milioni (€541 milioni al 31
dicembre 2021) e riguarda principalmente i contratti di affitto
degli immobili.
Gli incrementi sono riferiti principalmente: (i) al settore Explo-
ration & Production per €1.835 milioni relativi all’avvio delle
operazioni dell’unità FPSO nell’Area 1 nell’offshore del Messico
(€1.342 milioni), mezzi navali e relative basi logistiche per tra-
sporto Oil & Gas (€223 milioni) e il noleggio di “rig” di perforazio-
ne (€189 milioni); (ii) alla linea di business Refining & Marketing
per €357 milioni e riguardano in particolare la locazione di mez-
zi navali per le attività di shipping e stoccaggio della Eni Trade
& Biofuels SpA (€252 milioni), nuovi contratti ed estensione di
contratti esistenti relativi a concessioni autostradali, locazione
terreni, locazione stazioni di servizio e al parco auto dedicato
al business car sharing (€83 milioni); (iii) al settore Corporate e
Altre attività per 91 milioni e riguardano un nuovo aereo ceduto
e riacquistato mediante la formula del leaseback (€54 milioni)
e locazione di beni per le attività di staff (auto aziendali, infor-
matica, immobili) (€33 milioni); (iv) al settore Global Gas & LNG
Portfolio per €82 milioni e riguardano navi per il trasporto del
GNL (€78 milioni).
La variazione dell’area di consolidamento è riferita per €1.952
milioni al deconsolidamento delle società angolane conferite
alla JV Azule Energy Holdings Ltd e, in aumento, per €73 milioni
al consolidamento delle società acquisite dalla linea di busi-
ness Plenitude.
I principali contratti di leasing sottoscritti per i quali l’asset non
I principali contratti di leasing sottoscritti per i quali l’asset non
è stato ancora messo a disposizione riguardano: (i) un contrat-
to dal valore nominale di €437 milioni relativo alla locazione di
uffici della durata di 20 anni comprensivo dell’opzione di proro-
ga per ulteriori 6 anni; (ii) contratti di capacità di stoccaggio e di
noleggio navi time charter per €268 milioni; (iii) contratti relativi
a nuovi rig di perforazione per €188 milioni.
I principali esborsi futuri potenzialmente dovuti che non sono
riflessi nella determinazione della passività per leasing sono
relativi a: (i) opzioni di proroga o risoluzione di contratti di lo-
cazione di immobili ad uso uffici per €1.180 milioni; (ii) opzioni
di proroga relative alla locazione di stazioni di servizio per le
attività di commercializzazione dei prodotti petroliferi per €121
milioni; (iii) altre opzioni di proroga relativi a contratti di asset a
servizio del business upstream per €168 milioni.
Le passività per beni in leasing si analizzano come segue:
(€ milioni)
Quote a breve di
passività per beni
in leasing a lungo
termine
Passività per beni
in leasing a lungo
termine
Totale
2022
Valore iniziale 948 4.389 5.337
Incrementi 2.401 2.401
Decrementi (980) (14) (994)
Differenze di cambio da conversione 43 242 285
Variazione dell'area di consolidamento (299) (1.654) (1.953)
Altre variazioni 1.172 (1.297) (125)
Valore finale 884 4.067 4.951
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 finale 948 4.389 5.337
La passività per beni in leasing è riferibile per €494 milioni (€1.684
milioni al 31 dicembre 2021) alla quota delle passività di compe-
tenza di joint operator nei progetti a guida Eni che sarà recuperata
attraverso il meccanismo di riaddebito delle cash call.
Il totale dei flussi finanziari in uscita per leasing comprende: (i) i paga-
menti per il rimborso della quota capitale della passività per beni in le-
asing per €994 milioni; (ii) gli interessi passivi pagati per €315 milioni.
La passività per beni in leasing è denominata in dollari USA per
€3.296 milioni e in euro per €1.491 milioni.
Le altre variazioni relative al diritto di utilizzo beni in leasing
e alle passività per beni in leasing riguardano essenzialmen-
te la chiusura anticipata o la rinegoziazione di contratti di
leasing.
I debiti per beni in leasing verso parti correlate sono indicati
alla nota n. 36 – Rapporti con parti correlate.
Gli ammontari rilevati nel conto economico si analizzano
come segue:
(€ milioni) 2022 2021 2020
Altri ricavi e proventi
- proventi da remeasurement delle passività per beni in leasing 6 18 12
6 18 12
Acquisti, prestazioni e costi diversi
- leasing di breve durata 113 85 67
- leasing di modico valore 27 31 37
- canoni di leasing variabili non inclusi nelle passività per beni in leasing 14 14 7
- incrementi per lavori interni - attività materiali (5) (4) (2)
149 126 109
Ammortamenti e svalutazioni
- ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing 1.013 928 928
- capitalizzazioni ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing ad attività materiali (186) (110) (96)
- svalutazioni diritto di utilizzo beni in leasing 18 59 47
- riprese di valore diritto di utilizzo beni in leasing (14)
831 877 879
Proventi (oneri) finanziari
- interessi passivi su passività per beni in leasing (315) (304) (347)
- oneri finanziari su passività per beni in leasing imputati ad attività materiali 8 5 7
- differenze di cambio nette su passività per beni in leasing (4) (34) 24
(311) (333) (316)
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022292
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
293BILANCIO DI ESERCIZIO ALLEGATI
14 Attivitàimmateriali
(€ milioni)
Dirittiepotenziale
esplorativo
Dirittidibrevetto
industrialeediritti
diutilizzazionedelle
operedell'ingegno
Altreattività
immateriali
Attivitàimmaterialia
vitautiledefinita
Goodwill
Altreattivitàavita
utileindefinita
Totale
2022
Valore iniziale netto 913 155 845 1.913 2.862 24 4.799
Investimenti 53 28 275 356 356
Ammortamenti (12) (74) (224) (310) (310)
Svalutazioni (14) (14) (153) (167)
Radiazioni (13) (13) (13)
Variazione dell'area di consolidamento (200) 391 191 482 673
Differenze di cambio da conversione 54 1 55 11 66
Altre variazioni (2) 67 120 185 (64) 121
Valore finale netto 793 176 1.394 2.363 3.138 24 5.525
Valore finale lordo 1.428 1.806 3.705 6.939
Fondo ammortamento e svalutazione 635 1.630 2.311 4.576
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 finale netto 913 155 845 1.913 2.862 24 4.799
Valore finale lordo 1.707 1.709 4.843 8.259
Fondo ammortamento e svalutazione 794 1.554 3.998 6.346
I diritti e potenziale esplorativo riguardano il valore di libro re-
siduo dei bonus di firma e dei costi di acquisizione di licenze
esplorative relativi ad aree con riserve proved, oggetto di am-
mortamento 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 fintantoché è confermato il
committment del management nell’iniziativa. Gli investimenti
dell’anno riguardano bonus di firma relativi a nuovi acreage
esplorativi in Egitto, Mozambico, Emirati Arabi Uniti, Costa d’A-
vorio e Gabon.
L’analisi dei diritti e potenziale esplorativo per tipologia di atti-
vità è la seguente:
(€ milioni) 31.12.2022 31.12.2021
Diritti esplorativi proved 104 236
Diritti esplorativi unproved 689 677
793 913
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 €13 milioni
sono riferite all’abbandono delle iniziative sottostanti.
La variazione dell’area di consolidamento relativa alle attività
immateriali a vita utile definita riguardano: (i) per €200 milioni
il deconsolidamento delle società Eni Angola SpA, Eni Ango-
la Exploration BV e Eni Angola Production BV che sono state
conferite alla joint venture Azule Energy Holdings Ltd; (ii) per
€391 milioni le acquisizioni effettuate nell’ambito delle attivi-
tà renewables di Plenitude e sono riferite in particolare a PLT
Energia Srl e SEF Srl (€217 milioni) e Energía Eólica Boreas SLU
(€153 milioni).
Le altre variazioni relative alle attività immateriali a vita utile de-
finita riguardano per €277 milioni l’allocazione definitiva di alcu-
ne acquisizioni effettuate nel 2021 la cui allocazione del prezzo
era stata effettuata su basi provvisorie (maggiori informazioni
sono riportate alla nota n. 27 – Altre informazioni) e per €115
milioni il decremento relativo alla riclassifica ad attività destina-
te alla vendita dei diritti di trasporto di gas naturale di importa-
zione dall’Algeria a seguito dell’accordo con Snam SpA relativo
alla cessione del 49,9% della società consolidata Eni Corridor
Srl (maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 25 – Atti-
vità destinate alla vendita e passività direttamente associabili).
Le altre attività immateriali riguardano: (i) concessioni, licenze
e marchi e diritti simili per €692 milioni (€139 milioni al 31 di-
cembre 2021) di cui €615 milioni relativi alla linea di business
Plenitude essenzialmente per attività connesse a fonti di ener-
gia rinnovabili; (ii) attività per acquisizione di clientela della linea
business Plenitude di €358 milioni (€348 milioni al 31 dicembre
2021); (iii) customer relationship per €101 milioni rilevati a se-
guito dell’acquisizione del gruppo Finproject (€109 milioni al 31
dicembre 2021).
I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compre-
si nei seguenti intervalli e non hanno subito variazioni apprezza-
bili rispetto all’esercizio 2021:
(%)
Diritti e potenziale esplorativo UOP
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 3 - 20
Il saldo finale della voce goodwill è al netto di svalutazioni cumulate per un totale di €2.662 milioni. Il goodwill per settore di attività
(€ milioni) 31.12.2022 31.12.2021
Plenitude 2.927 2.446
Refining & Marketing 102 173
Exploration & Production 139
Chimica 93 93
Corporate e Altre attività 16 11
3.138 2.862
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022294
La svalutazione del goodwill nel 2022 è riferita essenzialmente al set-
tore Exploration & Production.
La variazione dell’area di consolidamento relativa al goodwill è rife-
rita: (i) per €412 milioni all’acquisizione del 100% di PLT Energia Srl
e SEF Srl; (ii) per €52 milioni all’acquisizione del 100% della SKGR
Energy Single Member SA (ora Eni Plenitude Renewables Hellas Sin-
gle Member SA); (iii) per €18 milioni all’acquisizione del 100% della
società Energía Eólica Boreas SLU.
Le informazioni sulle allocazioni del goodwill derivanti dalle ope-
razioni di business combination sono fornite alla nota n. 5 – Busi-
ness combination.
Il goodwill rilevato a seguito di business combination è attribuito alle
cash generating unit (“CGU”) che beneficiano delle sinergie derivanti
dall’acquisizione.
La linea di business Plenitude è attiva nella commercializzazio-
ne retail di gas naturale ed energia elettrica, nella generazione di
energia elettrica da fonti rinnovabili e nella gestione di una rete
di punti di ricarica per veicoli elettrici. Plenitude ha fatto diverse
acquisizioni in ciascuna delle suddette attività che hanno porta-
to alla rilevazione di valori significativi di goodwill negli esercizi
precedenti e nel 2022 come descritto alla nota n. 5 – Business
combination e altre transazioni significative. L’avviamento alloca-
to al business retail di gas naturale ed energia elettrica è pari a
€1.214 milioni ed è stato sottoposto a test di recuperabilità cre-
ando un’unica CGU che copre tutti i mercati europei in cui Ple-
nitude svolge le proprie attività retail, considerando l’esistenza
di sinergie cross-market e di integrazione geografica. In sede di
impairment test la CGU Retail conferma la tenuta del valore di
libro del goodwill.
La recuperabilità del valore di libro della CGU Retail, compreso
l’ammontare del goodwill allocato, è stata verificata mediante
confronto con il valore d’uso stimato sulla base dei flussi di cassa
del piano quadriennale approvato dal management e di un valore
terminale calcolato con il metodo della perpetuity dell’ultimo anno
del piano assumendo un tasso di crescita nominale di lungo pe-
riodo pari a zero, invariato rispetto al 2021. I flussi di cassa sono
stati attualizzati al WACC post-tax dell’attività retail rettificato per
il rischio dei paesi di operatività, compresi in un range 4,2% - 4,3%.
Non vi sono ipotesi razionali di variazione del tasso di sconto, del
tasso di crescita, della redditività o dei volumi che comportino l’az-
zeramento dell’headroom di circa €7 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 rinnovabili, le
CGU sono state individuate a livello di progetto significativo, in al-
cuni casi raggruppati a livello societario per i progetti/impianti ca-
ratterizzati da rilevanti sinergie. I flussi di cassa comprendono sia
quelli relativi agli asset esistenti sia quelli connessi al processo di
repowering. Per le acquisizioni 2022, l’impairment è stato condotto
aggiornando il modello di valutazione utilizzato per l’acquisizione
confermando la recuperabilità dei goodwill allocati alle varie CGU.
L’avviamento allocato al business rinnovabili pari a €995 milioni
relativo alle operazioni di business combination eseguite in Italia e
nei principali mercati europei di operatività (Spagna, Francia e Gre-
cia) è stato allocato al complesso delle attività ai fini della verifica
della recuperabilità.
L’impairment test è stato eseguito sulla base del metodo dei flussi
di cassa scontati che comprendono per i primi quattro anni di pro-
iezione il piano aziendale approvato dal management; per gli anni
successivi la proiezione coincide con la vita economico tecnica degli
impianti. I flussi di cassa sono stati attualizzati a WACC compresi tra
il 5,2% e il 5,8%. Tale test conferma la recuperabilità dei valori di libro
compreso il goodwill allocato. L’headroom di circa €250 milioni si az-
zera in caso di incremento medio di 1 punto percentuale del WACC.
Il goodwill della linea di business Plenitude relativo all’attività
E-mobility pari a €718 milioni è riferito all’acquisizione avvenuta nel
2021 del 100% di Be Power SpA che tramite la controllata Be Char-
ge è il secondo operatore italiano nel segmento delle infrastrutture
di ricarica per la mobilità elettrica ed è stato valutato aggiornando
il modello di valutazione dell’operazione.
Tale goodwill è stato testato ai fini della recuperabilità sulla base
dei flussi di cassa attesi del business basati sul piano quadrien-
nale approvato e sulla perpetuity dell’ultimo anno di piano scontati
al WACC del 10,7% e tasso di crescita che riflette le previsioni di
adozione dei veicoli elettrici. Tale test conferma la recuperabilità
dei valori di libro compreso il goodwill allocato, evidenziando un
headroom di circa €1 miliardo per il quale non vi sono assunzioni
razionali che ne comportino l’azzeramento.
15 Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di
utilizzo beni in leasing. Variabilità dei risultati agli scenari di decarbonizzazione.
La recuperabilità dei valori d’iscrizione delle cash generating
unit (CGU) Oil & Gas è la più importante delle stime contabili
critiche del bilancio Eni in ragione del peso del capitale investito
nel settore sul totale dell’attivo consolidato. La determinazione
dei flussi di cassa attesi associati all’uso delle CGU Oil & Gas è
funzione del giudizio e delle valutazioni soggettive del manage-
ment in relazione al futuro andamento di variabili caratterizzate
da un’elevata alea d’incertezza quali i prezzi degli idrocarburi,
le vite utili degli asset, le proiezioni di costi operativi e di svi-
luppo, compreso gli oneri di CO
2
relativamente alle geografie
dove vi sono obblighi legali, i volumi di riserve che saranno ef-
fettivamente recuperati, il timing e i costi di decommissioning.
Le previsioni di prezzo adottate da Eni sono elaborate sulla
base dell’analisi dei fondamentali della domanda e dell’offerta
nel lungo termine, considerando la possibile evoluzione del mix
energetico globale al 2050 in relazione agli impegni di decar-
bonizzazione degli Stati e dell’EU in vista del conseguimento
degli obiettivi dell’Accordo di Parigi, la velocità del processo di
transizione energetica, la crescita economica e demografica,
l’evoluzione delle tecnologie e il cambiamento nelle preferenze
295ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
dei consumatori. Tali assunzioni sono riflesse nelle strategie
aziendali e nelle decisioni d’investimento, oltre che essere im-
piegate nelle valutazioni di recuperabilità del valore contabile
dei progetti Oil & Gas.
Con riferimento al breve termine, il management considera an-
che le curve forward e le previsioni di banche d’affari e altri isti-
tuti specializzati.
Eni riconosce e sostiene il processo di transizione dell’economia
verso un modello low carbon e gli obiettivi della COP 21 di Parigi
e su tale base ha elaborato una strategia di decarbonizzazione
dei prodotti e dei processi industriali del Gruppo, che traguarda la
neutralità carbonica al 2050. In coerenza con tale percorso e con
la progressiva evoluzione del portafoglio prodotti della Compa-
gnia, il management ha adottato uno scenario prezzi degli idro-
carburi mid-cycle che assume l’equilibrio tra domanda e offerta
globale, la moderazione della crescita economica e delle pressio-
ni inflazionistiche e il progressivo phase out del petrolio dal mix
energetico globale per il conseguimento degli obiettivi climatici
definiti dall’Accordo di Parigi. Le previsioni prezzo dello scenario
mid-cycle rappresentano la miglior stima del management e co-
stituiscono la base per le decisioni d’investimento, i piani operati-
vi e i test di recuperabilità degli asset Oil & Gas Eni.
Di seguito le principali assunzioni di prezzo per la valutazione di
recuperabilità degli asset Oil & Gas, in moneta reale 2021:
2023 2025 2030 2040 2050
Petrolio Brent $/bbl 73 63 62 53 43
Prezzo del gas naturale TTF $mmBtu 23,5 13,5 6,0 6,0 5,3
Tale scenario non si discosta in misura significativa rispetto a
quello adottato nel bilancio precedente.
Il tasso di attualizzazione dei flussi di cassa futuri delle CGU
è stato stimato come media ponderata del costo del capitale
proprio (Ke) e del capitale di debito, in base alla metodologia
del capital asset pricing model. Nello specifico, il Ke considera
sia il premio per il rischio mercato non diversificabile misurato
sulla base dei rendimenti di lungo termine dello S&P500, sia un
premio addizionale che considera l’esposizione ai rischi opera-
tivi dei Paesi di attività e i rischi della transizione energetica. Per
le valutazioni del 2022, è stato stimato un costo del capitale di
Gruppo di circa il 7%, invariato rispetto al 2021 per effetto di
un minore costo dell’equity dovuto alla riduzione del rischio fi-
nanziario della società, che ha compensato l’aumento dei tassi
risk-free. Tale tasso è declinato nei diversi paesi di conduzio-
ne delle attività Oil & Gas aggiungendo un premio differenziale
rispetto al medio di portafoglio che sconta gli specifici rischi
operativi di ciascuna geografia (WACC adjusted).
Sulla base dello scenario prezzi descritto e dei WACC paese
così determinati, si registra la sostanziale tenuta dei valori d’i-
scrizione delle proprietà, ad eccezione di alcuni asset che sono
stati allineati ai minori valori recuperabili per effetto di revisio-
ni negative delle riserve e/o dei costi, rilevando €432 milioni di
svalutazioni nette. Le geografie interessate sono state princi-
cipalmente UK, Congo, Egitto, USA e Algeria, in questo caso per
rilascio di una concessione. I tassi di attualizzazione post-tax
dei flussi sono compresi in un range 6,2%-11,1%.
Nel complesso il valore d’uso delle proprietà Oil & Gas stima-
to allo scenario e ai tassi di attualizzazione Eni, esprime un
headroom (differenza tra il valore d’uso e i valori di libro) pari
a circa il 100% del valore di libro degli asset. L’headroom del
portafoglio complessivo sconta i costi attesi che il Gruppo ha
pianificato per l’acquisto di crediti di carbonio nell’ambito della
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 consolida-
te, delle joint ventures e collegate, esclusa la Vår Energi ASA e
Azule Energy Holdings Ltd e un asset oggetto di arbitrato. Con-
siderata la soggettività delle assunzioni sottostanti la stima del
valore d’uso, il management ha elaborato le seguenti analisi di
sensitività dei valori degli asset Oil & Gas a differenti scenari: (i)
taglio lineare del -10% dei prezzi degli idrocarburi in tutti gli anni
delle proiezioni di flussi di cassa; (ii) assunzione delle proiezioni
di prezzi degli idrocarburi e di costi della CO
2
dello scenario di
decarbonizzazione Net Zero Emission 2050 (NZE 2050) elabo-
rato dalla IEA.
Di seguito i risultati in termini di variazione dell’headroom e di
potenziali impatti di conto economico pre-tax:
Headroom valore d’uso delle
CGU O&G vs. Valori di libro
Assunzioni al 2050
in termini reali USD 2021
Costi
CO
2
deducibili
Costi
CO
2
non deducibili
Prezzo Brent
Prezzo
gas europeo
Costo
CO
2
Scenario Eni
>100% - 43 $/bbl 5,3 $/mmBTU
Proiezioni costi CO
2
EU/ETS + previsione
costi di forestry
Haircut del 10% prezzi scenario Eni
80% - 39 $/bbl 4,8 $/mmBTU
Proiezioni costi CO
2
EU/ETS + previsione costi
di forestry
Scenario IEA NZE 2050
55% 49% 24 $/bbl 3,8 $/mmBTU 250-180$ per tonnellata di CO
2
(*)
(*) Prezzo differenziato a seconda di economia classificata come “avanzata” o “emergente”.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022296
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
297ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
Sensitivity - 10% allo scenario prezzi per le valutazioni di bilancio
(€ miliardi) Sensitivity
Attività Exploration & Production (0,7)
Prezzi degli idrocarburi e costi della CO
2
dallo scenario IEA NZE 2050
Sensitivity
(€ miliardi) Costi CO
2
deducibili Costi CO
2
non deducibili
Attività Exploration & Production (2,1) (2,8)
Queste sensitivity non considerano possibili azioni di recupero
di valore, quali riprogrammazione e/o cancellazione di attività di
sviluppo pianificate, rinegoziazioni contrattuali, effetto sui costi o
azioni volte ad accelerare il pay-back period.
La sensitivity non è stata applicata alle linee di business Chimica
e Generazione elettrica da gas a motivo dei valori contabili resi-
duali poco significativi delle immobilizzazioni materiali (rispetti-
vamente, €595 milioni e €690 milioni) e della vita economico-tec-
nica, mentre nessun impatto può essere associato alle raffinerie
considerando che i loro valori contabili sono pari a zero.
16 Partecipazioni
PARTECIPAZIONI VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO
2022 2021
(€ 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 44 2.057 3.786 5.887 80 2.832 3.837 6.749
Acquisizioni e sottoscrizioni 21 900 686 1.607 1 558 103 662
Cessioni e rimborsi (2) (1) (477) (480) (21) (231) (133) (385)
Plusvalenze da valutazione al patrimonio netto 5 474 1.684 2.163 6 31 165 202
Minusvalenze da valutazione al patrimonio netto (6) (197) (82) (285) (3) (910) (381) (1.294)
Decremento per dividendi (3) (483) (708) (1.194) (25) (586) (16) (627)
Variazione dell'area di consolidamento 5 (710) (1.122) (1.827) 5 355 360
Differenze di cambio da conversione 2 (231) 230 1 2 83 296 381
Altre variazioni (16) 5.256 980 6.220 (1) (75) (85) (161)
Valore finale 50 7.065 4.977 12.092 44 2.057 3.786 5.887
Le acquisizioni e sottoscrizioni riguardano: (i) per €624 milioni
il versamento in conto aumento di capitale di Saipem SpA; (ii)
per €306 milioni l’accordo di partnership per l’acquisto di una
quota azionaria del 25% nella Qatar Liquefied Gas Company
Limited (9) (Eni 25%) che partecipa con una quota del 12,5%
nel progetto North Field East (NFE) assicurando ad Eni una
quota del 3,125% nel progetto che prevede lo sviluppo delle
riserve di gas naturale del Paese mediante costruzione di im-
pianto di liquefazione su più treni della capacità combinata di
32 milioni di tonnellate/anno (MTPA); (iii) per €161 milioni l’ac-
quisizione da Equinor e SSE Renewables del 20% delle parteci-
pazioni Doggerbank Offshore Wind Farm Project 3 Holdco Ltd
che sta sviluppando l’omonimo progetto eolico offshore nel
Mare del Nord britannico. Nel corso del 2022 la società è stata
conferita alla joint venture norvegese Vårgrønn AS (Eni 65%).
Le cessioni e rimborsi riguardano: (i) il rimborso di capitale di
Angola LNG Ltd per €375 milioni; (ii) la cessione di una quo-
ta del 6% di Vår Energi ASA per €91 milioni a seguito della
quotazione attraverso una IPO presso la borsa di Oslo e alle
successive vendite effettuate sul mercato.
Le plusvalenze da valutazione al patrimonio netto sono riferite
essenzialmente a: (i) Vår Energi ASA per €691 milioni; (ii) Azu-
le Energy Holdings Ltd per €455 milioni; (iii) Abu Dhabi Oil Re-
fining Company (TAKREER) per €359 milioni; (iv) Angola LNG
Ltd di €290 milioni; (v) ADNOC Global Trading Ltd per €170
milioni; (vi) Coral FLNG SA per €140 milioni.
Le minusvalenze da valutazione al patrimonio netto sono rife-
rite a: (i) Saipem SpA per €82 milioni; (ii) Mozambique Rovu-
ma Venture SpA per €72 milioni; (iii) Novamont SpA per €53
milioni.
Il decremento per dividendi è riferito per €475 milioni alla Azu-
le Energy Holdings Ltd, per €469 milioni alla Vår Energi ASA,
per €142 milioni alla Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKRE-
ER) e per €54 milioni alla ADNOC Global Trading Ltd.
La variazione dell’area di consolidamento è riferita per €1.122
milioni alla Angola LNG Ltd che è stata conferita nella busi-
ness combination Azule Holdings Ltd e per €731 milioni alle
Dogger Bank (A, B e C) che sono state conferite nella business
combination Vårgrønn AS. Le business combination sono
commentate alla nota n. 5 – Business combination.
Le altre variazioni comprendono l’inserimento della joint ven-
ture Azule Energy Holdings Ltd per €5.352 milioni e della joint
venture Vårgrønn AS per €374 milioni.
Il valore netto delle partecipazioni valutate con il metodo del
patrimonio netto riguarda le seguenti imprese:
31.12.2022 31.12.2021
(€ milioni)
Valore
contabile
%
di partecipazione
Valore
contabile
%
di partecipazione
Imprese controllate:
- Eni BTC Ltd 1 100,00 2 100,00
- Altre 49 42
50 44
Imprese in joint venture:
- Azule Energy Holdings Ltd 5.073 50,00
- Saipem SpA 645 31,20 137 31,20
- Cardón IV SA 433 50,00 279 50,00
- Vårgrønn AS 370 65,00 3 69,60
- Mozambique Rovuma Venture SpA 308 35,71 355 35,71
- GreenIT SpA 74 51,00 9 51,00
- Lotte Versalis Elastomers Co Ltd 41 50,00 54 50,00
- Hergo Renewables SpA 33 65,00
- Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA 29 70,00 27 70,00
- Vår Energi AS 645 69,85
- Doggerbank Offshore Wind Farm Project 1 Holdco Ltd 246 20,00
- Doggerbank Offshore Wind Farm Project 2 Holdco Ltd 238 20,00
- Altre 59 64
7.065 2.057
Imprese collegate:
- Abu Dhabi Oil Refining Company (Takreer) 2.497 20,00 2.151 20,00
- Vår Energi ASA 763 63,08
- Coral FLNG SA 330 25,00 156 25,00
- Qatar Liquefied Gas Company Limited (9) 302 25,00
- Novamont SpA 255 35,00
- ADNOC Global Trading Ltd 158 20,00 42 20,00
- Novis Renewables Holdings Llc 74 49,00 75 49,00
- Bluebell Solar Class A Holdings II Llc 73 99,00 71 99,00
- United Gas Derivatives Co 72 33,33 75 33,33
- Angola LNG Ltd 1.084 13,60
- Altre 453 132
4.977 3.786
12.092 5.887
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022298
299ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
La partecipazione posseduta nella società Vår Energi ASA è stata
riclassificata da joint venture a collegata a seguito della quotazio-
ne attraverso una IPO presso la borsa di Oslo e alle successive
operazioni di “private placement” presso investitori istituzionali. La
partecipazione nella società Novamont SpA è stata riclassificata da
altra partecipazione a collegata a seguito dell’accordo raggiunto tra
Eni e Novamont che ha risolto le controversie sulla gestione della
compartecipata in joint venture Matrica, impegnata nello sviluppo
di filiere di chimica rinnovabile, con aumento della quota di parteci-
pazione Eni in Novamont.
Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
sono analizzate per settore di attività alla nota n. 35 - Informa-
zioni per settore di attività e per area geografica.
I valori di libro delle imprese valutate con il metodo del patrimo-
nio netto sono superiori rispetto ai patrimoni netti contabili per
€74 milioni.
Al 31 dicembre 2022 i valori di libro e di mercato della Saipem
SpA e della Vår Energi ASA, uniche società quotate in borsa par-
tecipata da Eni valutate ad equity, sono i seguenti:
Saipem SpA Vår Energi ASA
Numero di azioni ordinarie 622.476.192 1.574.616.035
% di partecipazione 31,20 63,08
Prezzo delle azioni (€) 1,12750 3,19470
Valore di mercato (€ milioni) 702 5.030
Valore di libro (€ milioni) 645 763
Al 31 dicembre 2022 la capitalizzazione di borsa del titolo
Saipem è superiore al valore di libro della partecipazione di
€57 milioni, allineata alla corrispondente frazione del patri-
monio netto contabile della partecipata.
Al 31 dicembre 2022 la capitalizzazione di borsa del titolo
Vår Energi ASA per la quota Eni è superiore di €4.267 milioni
rispetto al valore di libro della partecipazione.
Le ulteriori informazioni richieste sulle partecipazioni sono
indicate alla nota n. 37 – Altre informazioni sulle partecipa-
zioni.
Altre partecipazioni
(€ milioni) 2022 2021
Valore iniziale 1.294 957
Acquisizioni e sottoscrizioni 68 175
Valutazione al fair value con effetto a OCI 56 105
Differenze di cambio da conversione 42 57
Altre variazioni (258)
Valore finale 1.202 1.294
La valutazione del fair value delle principali partecipazioni minori-
tarie non quotate, rientrante nel livello 3 della gerarchia del fair va-
lue, è stata determinata adottando principalmente, quale tecnica
di valutazione, un approccio che tiene conto del patrimonio netto
contabile e del valore attuale degli extra redditi attesi (cd. residual
income approach). Tale tecnica di valutazione considera, tra l’altro, i
seguenti input: (i) gli utili netti attesi, considerati rappresentativi della
futura profittabilità delle partecipate, determinati sulla base dei pia-
ni aziendali e rettificati, ove opportuno, per tener conto delle ipotesi
che sarebbero considerate da operatori di mercato; (ii) il costo del
capitale, rettificato per tener conto del rischio Paese specifico in cui
si svolgono le attività intraprese dalle partecipate. Variazioni dell’1%
del costo del capitale considerato nella valutazione non producono
significative modifiche alla valutazione del fair value.
I dividendi distribuiti dalle altre partecipazioni minoritarie sono com-
mentati alla nota n. 32 - Proventi (oneri) su partecipazioni.
Le altre variazioni comprendono la riclassifica a partecipazioni col-
legate della Novamont SpA per €220 milioni.
Il valore di libro delle partecipazioni al 31 dicembre 2022 include la
Nigeria LNG Ltd per €668 milioni (€637 milioni al 31 dicembre 2021)
e la Saudi European Petrochemical Co ‘IBN ZAHR’ per €108 milioni
(€124 milioni al 31 dicembre 2021).
Le partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto, colle-
gate e rilevanti al 31 dicembre 2022 sono indicate nell’allegato “Par-
tecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2022” che costituisce parte
integrante delle presenti note.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022300
17 Altre attività finanziarie
31.12.2022 31.12.2021
(€ milioni) Correnti Non correnti Correnti Non correnti
Crediti finanziari strumentali all’attività operativa a lungo termine 11 1.911 17 1.832
Crediti finanziari strumentali all’attività operativa a breve termine 8 39
19 1.911 56 1.832
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa 1.485 4.252
1.504 1.911 4.308 1.832
Titoli strumentali all’attività operativa 56 53
1.504 1.967 4.308 1.885
I crediti finanziari sono esposti al netto del fondo svalutazione che si analizza come segue:
(€ milioni) 2022 2021
Valore iniziale 403 352
Accantonamenti 13 41
Utilizzi (43) (15)
Differenze di cambio da conversione 21 25
Altre variazioni (3)
Valore finale 391 403
I crediti finanziari strumentali all’attività operativa riguardano finan-
ziamenti concessi principalmente dal settore Exploration & Pro-
duction (€1.823 milioni) a società collegate e joint agreement per
l’esecuzione di progetti industriali di interesse Eni. Tali crediti sono
espressione di interessenze di lungo termine nelle iniziative finan-
ziate. L’esposizione maggiore è nei confronti: (i) della Mozambique
Rovuma Venture SpA (Eni 35,71%) per €1.187 milioni (€1.008 mi-
lioni al 31 dicembre 2021), impegnata nello sviluppo delle riserve di
gas naturale della scoperta Mamba nell’Area 4 dell’offshore del Mo-
zambico; (ii) della Coral FLNG SA (Eni 25%) per €356 milioni (€383
milioni al 31 dicembre 2021); (iii) della joint venture Cardón IV SA
(Eni 50%) in Venezuela, nei confronti della quale è outstanding un
credito finanziario di €20 milioni (€199 milioni al 31 dicembre 2021),
valutato con la stessa metodologia dei crediti commerciali verso
l’ente di Stato.
I crediti finanziari strumentali all’attività operativa con scadenza oltre i
5 anni ammontano a €164 milioni (€399 milioni al 31 dicembre 2021).
Il fair value dei crediti finanziari strumentali all’attività operativa non
correnti ammonta a €1.911 milioni ed è stimato sulla base del valo-
re attuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra
1,8% e 5,1% (-0,3% e 1,7% al 31 dicembre 2021).
Per la valutazione delle altre attività finanziarie a lungo termine è sta-
ta considerata la probabilità di default nei successivi 12 mesi non
essendosi ravvisati significativi deterioramenti dei meriti di credito.
I crediti finanziari non strumentali all’attività operativa riguardano
per €1.266 milioni (€4.233 milioni al 31 dicembre 2021) depositi vin-
colati a garanzia di operazioni su contratti derivati riferiti essenzial-
mente al settore Global Gas & LNG Portfolio.
I crediti finanziari sono denominati in euro e in dollari USA rispettiva-
mente per €1.329 milioni e €2.038 milioni.
I titoli strumentali all’attività operativa sono emessi da Stati Sovrani.
Titoli per €20 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2021) sono
vincolati a garanzia del cauzionamento bombole del gas sulla base
di norme di legge italiane.
L’analisi dei titoli per emittente è la seguente:
Costo
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 fisso
Italia 20 20 18 da 0,0 a 2,65 dal 2022 al 2031 Baa3 BBB
Altri
(*)
24 25 23 da 0,0 a 0,20 dal 2023 al 2026 da Aa1 a Baa1 da AA+ a A-
Tasso variabile
Italia 12 12 12 da 1,51 a 2,96 dal 2024 al 2026 Baa3 BBB
Totale Stati Sovrani 56 57 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 verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 – Rapporti con parti correlate.
301ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022302
18 Debiti commerciali e altri debiti
(€ milioni) 31.12.2022 31.12.2021
Debiti commerciali 19.527 16.795
Acconti e anticipi da partner per attività di esplorazione e produzione 606 552
Debiti verso fornitori per attività di investimento 2.561 1.732
Debiti verso partner per attività di esplorazione e produzione 1.235 1.188
Debiti verso altri 1.780 1.453
25.709 21.720
L’incremento dei debiti commerciali di €2.732 milioni è riferito ai
settori Global Gas & LNG Portfolio per €1.281 milioni e Refining
& Marketing e Chimica per €1.248 milioni.
I debiti verso altri comprendono: (i) gli importi ancora dovuti per
l’attivazione della clausola take-or-pay dei contratti di fornitura
long-term di €284 milioni (€185 milioni al 31 dicembre 2021);
(ii) debiti verso il personale per €255 milioni (€328 milioni al 31
dicembre 2021); (iii) debiti verso società di factoring connessi
alla cessione del credito d’imposta maturato in base ai provvedi-
menti Ecobonus e Superbonus per €246 milioni; (iv) debiti verso
istituti di previdenza e sicurezza sociale per €100 milioni (€112
milioni al 31 dicembre 2021).
I debiti commerciali e altri debiti sono denominati in euro e
in dollari USA rispettivamente per €14.970 milioni e €10.048
milioni.
La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti
non produce effetti significativi considerato il breve periodo di-
tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza.
I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 – Rap-
porti con parti correlate.
19 Passività finanziarie
(€ milioni)
31.12.2022 31.12.2021
Passività
finanziarie
a breve
termine
Quote a
breve
di passività
finanziarie
a lungo
termine
Quote a
breve
Passività
Passività
di passività
Passività
finanziarie
finanziarie
finanziarie
finanziarie
a lungo
a breve
a lungo
a lungo
termine Totale
termine
termine
termine Totale
Banche 3.645 851 1.999 6.495 362 347 4.650 5.359
Obbligazioni ordinarie 2.140 16.372 18.512 913 18.049 18.962
Obbligazioni convertibili 399 399
Obbligazioni sustainability‐linked 2 996 998 2 996 998
Debiti finanziari rappresentati da titoli di credito 34 34 836 836
Altri finanziatori 767 104 7 878 1.101 120 19 1.240
4.446 3.097 19.374 26.917 2.299 1.781 23.714 27.794
Il decremento delle passività finanziarie di €877 milioni è
dettagliato nella tabella “Variazioni delle passività finanziarie
derivanti da attività di finanziamento” riportata alla fine della
presente nota.
I debiti finanziari rappresentati da titoli di credito riguardano l’e-
missione di commercial paper da parte delle società finanziarie
del Gruppo.
Al 31 dicembre 2022 le passività finanziarie con banche com-
prendono per €1.300 milioni contratti di finanziamento sustaina-
bility-linked, che prevedono un meccanismo di aggiustamento
del costo del finanziamento collegato al conseguimento di de-
terminati obiettivi di sostenibilità.
Eni ha stipulato con la Banca Europea per gli Investimenti ac-
cordi di finanziamento a lungo termine che prevedono il mante-
nimento di un rating minimo. Nel caso di perdita del rating mini-
mo, gli accordi prevedono la facoltà per la Banca Europea per gli
Investimenti di richiedere garanzie alternative accettabili per la
stessa Banca. Al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021 i debi-
ti finanziari soggetti a queste clausole restrittive ammontavano
rispettivamente a €862 milioni e a €899 milioni. Eni ha rispettato
le condizioni concordate.
Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes,
grazie al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali
fino a €20 miliardi; al 31 dicembre 2022 il programma risulta
utilizzato per €15,8 miliardi.
Le obbligazioni ordinarie riguardano il programma di Euro Me-
dium Term Notes per complessivi €14.953 milioni e altri prestiti
obbligazionari per complessivi €3.559 milioni.
Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi
ammontano a €2.723 milioni. Nel corso del 2022 non sono state
emesse nuove obbligazioni ordinarie.
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
303ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
L’analisi delle obbligazioni ordinarie per emittente e per valuta con l’indicazione della scadenza e del tasso di interesse è la seguente:
(€ milioni) da a da a
Importo
Disaggio
di emissione
e rateo di interesse Totale Valuta
Scadenza Tasso (%)
Società emittente
Euro Medium Term Notes
Eni SpA 1.200 15 1.215 EUR 2025 3,750
Eni SpA 1.000 29 1.029 EUR 2029 3,625
Eni SpA 1.000 15 1.015 EUR 2023 3,250
Eni SpA 1.000 11 1.011 EUR 2026 1,500
Eni SpA 1.000 10 1.010 EUR 2031 2,000
Eni SpA 1.000 3 1.003 EUR 2026 1,250
Eni SpA 1.000 3 1.003 EUR 2030 0,625
Eni SpA 900 900 EUR 2024 0,625
Eni SpA 800 2 802 EUR 2028 1,625
Eni SpA 750 11 761 EUR 2024 1,750
Eni SpA 750 8 758 EUR 2027 1,500
Eni SpA 750 (3) 747 EUR 2034 1,000
Eni SpA 650 4 654 EUR 2025 1,000
Eni SpA 600 (2) 598 EUR 2028 1,125
Eni Finance International SA 1.639 6 1.645 USD 2026 2027 variabile
Eni Finance International SA 795 7 802 EUR 2025 2043 1,275 5,441
14.834 119 14.953
Altri prestiti obbligazionari
Eni SpA 937 10 947 USD 2023 4,000
Eni SpA 937 5 942 USD 2028 4,750
Eni SpA 937 1 938 USD 2029 4,250
Eni SpA 328 1 329 USD 2040 5,700
Eni USA Inc 375 375 USD 2027 7,300
PLT Wind 2022 SpA 18 18 EUR 2031 variabile
SEF Srl 10 10 EUR 2026 7,000
3.542 17 3.559
18.376 136 18.512
Nell’ambito del programma di Euro Medium Term Notes, Eni
ha emesso nel 2021 obbligazioni sustainability-linked per un
ammontare nominale complessivo di €1.000 milioni 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 almeno 5 GW entro il 2025. Nel caso di mancato rag-
giungimento di uno dei due obiettivi gli accordi prevedono un
incremento del tasso di interesse.
Le informazioni relative alle obbligazioni sustainability-linked
emesse da Eni SpA sono le seguenti:
(€ milioni) Importo
Disaggio
di emissione
e rateo
Tasso
di interesse Totale Valuta Scadenza
(%)
Eni SpA 1.000 (2) 998 EUR 2028 0,375
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022304
Le passività finanziarie sono di seguito analizzate nella valuta in cui sono denominate e con l’indicazione del tasso medio ponderato
di riferimento.
31.12.2022 31.12.2021
Passività finanziarie
Passività
finanziarie
a breve
termine
(€ milioni)
Tasso
medio
(%)
Passività finanziarie
a lungo termine
e quote a breve di
passività finanziarie
a lungo termine
(€ milioni)
Tasso
medio
(%)
Passività
finanziarie
a breve
termine
(€ milioni)
Tasso
medio
(%)
a lungo termine e
quote a breve di pas-
sività finanziarie
a lungo termine
(€ milioni)
Tasso
medio
(%)
Euro 3.994 0,9 17.171 1,8 1.356 20.399 1,5
Dollaro USA 337 2,2 5.298 5,1 928 0,2 5.096 3,8
Altre valute 115 2 2,4 15 (0,3)
Totale 4.446 22.471 2.299 25.495
Al 31 dicembre 2022 Eni dispone di linee di credito committed di
€8.298 milioni. Questi contratti prevedono interessi e commis-
sioni di mancato utilizzo in linea con le normali condizioni di mer-
cato. Le linee di credito committed si analizzano come segue:
(€ milioni) 31.12.2022 31.12.2021
Linee di credito sustainability‐linked a lungo comprensive delle quote a breve non utilizzate 8.100 2.800
Altre linee di credito a lungo non utilizzate 2 20
Linee di credito sustainability‐linked a lungo utilizzate 2.050
Altre linee di credito a lungo utilizzate 70 162
Linee di credito a lungo termine 8.172 5.032
Altre linee di credito a breve non utilizzate 43 15
Altre linee di credito a breve utilizzate 83 67
Linee di credito a breve termine 126 82
8.298 5.114
Al 31 dicembre 2022 non risultano inadempimenti di clauso-
le contrattuali connesse a contratti di finanziamento.
Il fair value dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi
delle quote a breve termine si analizza come segue:
(€ milioni) 31.12.2022 31.12.2021
Obbligazioni ordinarie e Obbligazioni sustainability‐linked 18.167 23.070
Obbligazioni convertibili 513
Banche 2.733 5.029
Altri finanziatori 111 138
21.011 28.750
Il fair value dei debiti finanziari è stimato sulla base del valore
attuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra
1,8% e 5,1% (-0,3% e 1,7% al 31 dicembre 2021).
La valutazione al fair value delle passività finanziarie a breve termi-
ne non produce effetti significativi considerato il breve periodo di
tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza e le
condizioni di remunerazione.
Variazioni delle passività finanziarie derivanti da attività di finanziamento
(€ milioni)
Debiti finanziari a lungo
termine e quote a breve
di debiti finanziari a
lungo termine
Debiti
finanziari
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 31.12.2021 25.495 2.299 5.337 33.131
Variazioni monetarie (3.944) 1.375 (994) (3.563)
Differenze di cambio da conversione e da allineamento 208 547 289 1.044
Variazione area di consolidamento 477 (95) (1.953) (1.571)
Altre variazioni non monetarie 235 320 2.272 2.827
Valore al 31.12.2022 22.471 4.446 4.951 31.868
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 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
La variazione dell’area di consolidamento è riferita al settore
Exploration & Production per €2.013 milioni e, in aumento,
alla linea di business Plenitude per €580 milioni.
Le altre variazioni non monetarie comprendono €2.401 mi-
lioni di assunzioni di passività per beni in leasing (€1.102
milioni al 31 dicembre 2021).
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 finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota
n. 36 – Rapporti con parti correlate.
305ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022306
20 Analisi dell’indebitamento finanziario netto
(€ milioni) 31.12.2022 31.12.2021
A. Disponibilità liquide 3.351 2.758
B. Mezzi equivalenti a disponibilità liquide 6.804 5.496
C. Altre attività finanziarie correnti 9.736 10.553
D. Liquidità (A+B+C) 19.891 18.807
E. Debito finanziario corrente 6.588 3.613
F. Quota corrente del debito finanziario non corrente 1.839 1.415
G. Indebitamento finanziario corrente (E+F) 8.427 5.028
H. Indebitamento finanziario corrente netto (G-D) (11.464) (13.779)
I. Debito finanziario non corrente 6.073 9.058
J. Strumenti di debito 17.368 19.045
K. Debiti commerciali e altri debiti non correnti
L. Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K) 23.441 28.103
M. Totale indebitamento finanziario (H+L) 11.977 14.324
Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono cir-
ca €97 milioni soggetti a misure di pignoramento da parte di
terzi e di vincoli relativi al pagamento di debiti.
Le altre attività finanziarie correnti comprendono: (i) le atti-
vità finanziarie valutate al fair value con effetto a conto eco-
nomico che sono commentate alla nota n. 7 – Attività finan-
ziarie valutate al fair value con effetto a conto economico; (ii)
crediti finanziari che sono commentati alla nota n. 17 – Altre
attività finanziarie.
La composizione delle voci relative ai debiti finanziari correnti
e non correnti è indicata alla nota n. 19 – Passività finanziarie.
La quota corrente del debito finanziario non corrente e il de-
bito finanziario non corrente comprendono passività per beni
in leasing rispettivamente per €884 milioni e €4.067 milioni
(rispettivamente €948 milioni e €4.389 milioni al 31 dicem-
bre 2021) di cui €494 milioni (€1.684 milioni al 31 dicembre
2021) relativi alla quota delle passività di competenza dei
joint operator nei progetti a guida Eni che sarà recuperata
attraverso il meccanismo di riaddebito delle cash call. Mag-
giori informazioni sulle passività per beni in leasing sono ri-
portate alla nota n. 13 – Diritto di utilizzo beni in leasing e
passività per beni in leasing.
21 Fondi per rischi e oneri
(€ milioni)
Fondo abbandono e
ripristino siti e social
project
Fondo rischi
ambientali
Fondo rischi
per contenziosi
Fondo per imposte
non sul reddito
Fondo riserva sinistri e
premi compagnie
di assicurazione
Fondo copertura
perdite di imprese
partecipate
Fondo mutua
assicurazione
Everen (ex OIL)
Altri fondi
Totale
Valore al 31.12.2021 9.621 2.206 452 211 295 195 93 520 13.593
Accantonamenti 381 1.923 552 54 115 37 4 320 3.386
Rilevazione iniziale e variazione stima (80) (80)
Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo 218 (18) (1) 199
Utilizzi a fronte oneri (567) (364) (24) (8) (95) (160) (1.218)
Utilizzi per esuberanza (5) (223) (51) (2) (21) (302)
Differenze cambio da conversione 303 3 16 10 3 9 344
Variazione area di consolidamento (553) (66) 1 (618)
Altre variazioni 4 (24) 2 20 12 (46) (5) (37)
Valore al 31.12.2022 9.322 3.503 947 219 327 189 97 663 15.267
Il fondo abbandono e ripristino siti e social project accoglie: (i) per
€7.757 milioni la stima dei costi che saranno sostenuti al termine
dell’attività di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria
dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti; (ii) per
€1.060 milioni la stima degli oneri per social project del settore
Exploration & Production riferiti per €664 milioni agli oneri da so-
stenere a fronte degli impegni assunti tra Eni SpA e la Regione Ba-
silicata in relazione al programma di sviluppo petrolifer o nell’area
della concessione Val d’Agri; (iii) per €475 milioni la stima dei costi
di abbandono di linee produttive e strutture logistiche ausiliarie
della business Refining & Marketing. Nel 2022 gli accantonamenti
la rimozione di linee produttive e strutture logistiche ausiliarie di
raffinazione per le quali il management ha valutato l’assenza di
prospettive economiche nell’attuale scenario dei prodotti raffinati,
nonché la non percorribilità di opzioni di riconversione o di riutiliz-
zo in processi di decarbonizzazione, in linea con la strategia Eni
di progressivo disimpegno dal settore. La rilevazione iniziale e va-
riazione stima comprende l’effetto dell’attualizzazione degli oneri
futuri di decommissioning degli impianti Oil & Gas, al netto della
revisione di stima dei costi e della rilevazione iniziale di nuovi pro-
getti. Gli oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo rilevati a
conto economico sono stati determinati con tassi di attualizzazio-
ne compresi tra -0,3% e 6,1% (-0,4% e 3,8% al 31 dicembre 2021).
La variazione dell’area di consolidamento è riferita principalmente
al deconsolidamento delle società angolane conferite alla JV Azu-
le Energy Holdings Ltd per €561 milioni. Gli esborsi connessi agli
interventi di smantellamento e di ripristino saranno sostenuti in un
deconsolidamento delle società angolane conferite alla JV Azu-
le Energy Holdings Ltd per €561 milioni. Gli esborsi connessi agli
arco temporale che copre i prossimi 50 anni, con inizio degli utilizzi
essenzialmente oltre i 12 mesi.
Il fondo rischi ambientali accoglie la stima degli oneri relativi
a interventi di bonifica ambientale e di ripristino dello stato dei
suoli e delle falde delle aree di proprietà o in concessione di
siti prevalentemente dismessi, chiusi e smantellati o in fase di
ristrutturazione per i quali sussiste, alla data di bilancio, un’ob-
bligazione legale o “constructive” di Eni all’esecuzione degli
interventi, compresi gli oneri da “strict liability” cioè connessi
agli obblighi di ripristino di siti contaminati che rispettavano i
parametri di legge al tempo in cui si verificarono gli episodi di
inquinamento o a causa della responsabilità di terzi operatori ai
quali Eni è subentrato nella gestione del sito. Il presupposto per
la rilevazione di tali costi ambientali è l’approvazione o la pre-
sentazione dei relativi progetti alle competenti amministrazioni,
ovvero l’assunzione di un impegno verso le competenti ammi-
nistrazioni quando supportato da adeguate stime. Nel 2022 è
stato rilevato un accantonamento di €1.245 milioni relativo alle
attività correnti di bonifica delle acque di falda presso i siti indu-
striali dismessi in Italia, stimato sulla base dell’esperienza del
management e del know-how accumulato sulla portata, am-
piezza e tempi di realizzazione delle attività e di un quadro rego-
latorio più certo che hanno consentito di determinare in modo
attendibile i futuri oneri. Alla data di bilancio, la consistenza del
fondo è riferita alla Eni Rewind SpA per €2.391 milioni e alla
linea di business Refining & Marketing per €705 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 Global Gas & LNG Portfolio per €371 milioni e al set-
tore Exploration & Production per €315 milioni.
Il fondo per imposte non sul reddito riguarda gli oneri che si pre-
vede di sostenere per contenziosi e contestazioni pendenti con
le Autorità fiscali in relazione alle incertezze applicative delle
norme in vigore ed è riferito al settore Exploration & Production
per €194 milioni.
Il fondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione ac-
coglie gli oneri verso terzi previsti a fronte dei sinistri assicurati
dalla compagnia di assicurazione di Gruppo Eni Insurance DAC.
A fronte di tale passività sono iscritti all’attivo di bilancio €78
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 €154 milioni.
Il fondo mutua assicurazione Everen (ex OIL) accoglie gli oneri
relativi ai premi assicurativi che saranno liquidati nei prossimi
5 anni alla Mutua Assicurazione a cui Eni partecipa insieme ad
altre compagnie petrolifere.
22 Fondi per benefici ai dipendenti
(€ milioni) 31.12.2022 31.12.2021
Piani a benefici definiti:
- TFR 177 227
- Piani esteri a benefici definiti 142 129
- Fisde, altri piani medici esteri e altri 126 162
445 518
Altri fondi per benefici ai dipendenti 341 301
786 819
307ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022308
L’ammontare della passività relativo agli impegni Eni di coper-
tura delle spese sanitarie del personale è determinato consi-
derando, tra l’altro, i contributi versati dall’azienda.
Gli altri fondi per benefici ai dipendenti riguardano gli incentivi
monetari differiti per €115 milioni, i piani isopensione di Eni
Plenitude SpA Società Benefit per €99 milioni, il contratto di
espansione per €85 milioni, i premi di anzianità per €26 milioni
e gli altri piani a lungo termine per €16 milioni.
I fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche
attuariali, si analizzano come di seguito indicato:
2022 2021
(€ milioni)
TFR
Piani esteri
a benefici
definiti
FISDE, altri
piani medici
esteri e altri
Totale piani a
benefici definiti
Altri fondi
per benefici
ai dipendenti
Totale
TFR
Piani esteri
a benefici
definiti
FISDE, altri
piani medici
esteri e altri
Totale piani a
benefici definiti
Altri fondi
per benefici
ai dipendenti
Totale
Valore attuale dell'obbligazione all'inizio
227 761 162 1.150 301 1.451 258 1.140 182 1.580 268 1.848
dell'esercizio
Costo corrente 1 11 3 15 52 67 1 16 3 20 49 69
Interessi passivi 2 24 2 28 1 29 1 24 1 26 26
Rivalutazioni: (26) (118) (33) (177) (22) (199) (118) (6) (124) (11) (135)
- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle
9 9 (2) 7 (1) (3) (4) (8) (1) (9)
ipotesi demografiche
- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle
(34) (144) (35) (213) (15) (228) (1) (111) 3 (109) 2 (107)
ipotesi finanziarie
- Effetto dell'esperienza passata 8 17 2 27 (5) 22 2 (4) (5) (7) (12) (19)
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite
127 127 107 107
per estinzione
Contributi al piano: 1 1 1 1 1 1
- Contributi dei dipendenti 1 1 1 1 1 1
Benefici pagati (28) (30) (8) (66) (87) (153) (36) (39) (8) (83) (56) (139)
Differenze di cambio da conversione e altre variazioni 1 (5) (4) (31) (35) 3 (263) (10) (270) (56) (326)
Valore attuale dell'obbligazione alla fine
177 644 126 947 341 1.288 227 761 162 1.150 301 1.451
dell'esercizio (a)
Attività a servizio del piano all'inizio dell'esercizio 633 633 633 648 648 648
Interessi attivi 18 18 18 12 12 12
Rendimento delle attività a servizio del piano (117) (117) (117) (5) (5) (5)
Spese amministrative pagate (1) (1) (1)
Contributi al piano: 14 14 14 15 15 15
- Contributi dei dipendenti 1 1 1 1 1 1
- Contributi del datore di lavoro 13 13 13 14 14 14
Benefici pagati (21) (21) (21) (28) (28) (28)
Differenze di cambio da conversione e altre variazioni (23) (23) (23) (9) (9) (9)
Attività a servizio del piano alla fine dell'esercizio (b) 503 503 503 633 633 633
Massimale di attività all'inizio dell'esercizio 1 1 1 1 1 1
Modifiche nel massimale di attività
Massimale di attività alla fine dell'esercizio (c) 1 1 1 1 1 1
Passività netta rilevata in bilancio (a-b+c) 177 142 126 445 341 786 227 129 162 518 301 819
I fondi per benefici ai dipendenti comprendono la passività
attuariale, al netto delle attività al servizio del piano, di compe-
tenza dei partner per attività di esplorazione e produzione per
un ammontare di €22 milioni e di €1 milione rispettivamente
al 31 dicembre 2022 e al 31 dicembre 2021; a fronte di tale
passività è stato iscritto un credito di pari ammontare.
I costi relativi alle passività per benefici verso i dipendenti, valutati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si
analizzano come segue:
(€ milioni) TFR
Piani esteri
a benefici
definiti
FISDE, altri
piani medici
esteri e altri
Totale piani
a benefici
definiti
Altri fondi
per benefici
ai dipendenti Totale
2022
Costo corrente 1 11 3 15 52 67
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione 127 127
Interessi passivi (attivi) netti:
- Interessi passivi sull'obbligazione 2 24 2 28 1 29
- Interessi attivi sulle attività a servizio del piano (18) (18) (18)
Totale interessi passivi (attivi) netti 2 6 2 10 1 11
- di cui rilevato nel "Costo lavoro" 1 1
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari" 2 6 2 10 10
Rivalutazioni dei piani a lungo termine (22) (22)
Spese amministrative pagate 1 1 1
Totale 3 18 5 26 158 184
- di cui rilevato nel "Costo lavoro" 1 12 3 16 158 174
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari" 2 6 2 10 10
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) finanziari" 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) finanziari" 1 12 1 14 14
309ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022310
I costi per piani a benefici definiti rilevati tra le altre componenti dell’utile complessivo si analizzano come segue:
2022 2021
Piani
FISDE,
Totale
Piani
FISDE,
Totale
esteri
altri piani
piani a
esteri
altri piani
piani a
a benefici
medici
benefici
a benefici
medici
benefici
(€ milioni) TFR
definiti
esteri e altri
definiti TFR
definiti
esteri e altri
definiti
Rivalutazioni:
- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche 9 9 (1) (3) (4) (8)
- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie (34) (144) (35) (213) (1) (111) 3 (109)
- Effetto dell'esperienza passata 8 17 2 27 2 (4) (5) (7)
- Rendimento delle attività a servizio del piano 117 117 5 5
(26) (1) (33) (60) (113) (6) (119)
Le attività al servizio del piano si analizzano come segue:
Attività
Disponibilità
Strumenti
Strumenti
Fondi
detenute da
liquide ed
rappresentativi
rappresentativi
comuni di
compagnie di
Altre
(€ milioni)
equivalenti
di capitale
di debito Immobili Derivati
investimento
assicurazione
attività Totale
31.12.2022
Attività a servizio del piano:
- con prezzi quotati in mercati attivi 23 25 260 11 4 4 26 146 499
- con prezzi non quotati in mercati attivi 4 4
23 25 260 11 4 4 30 146 503
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
Le principali ipotesi attuariali adottate per valutare le passività alla fine dell’esercizio e per determinare il costo dell’esercizio
successivo sono di seguito indicate:
Piani esteri
FISDE, altri
Altri fondi
a benefici
piani medici
per benefici
TFR
definiti
esteri e altri
ai dipendenti
2022
Tasso di sconto (%) 3,7 2,2-15,4 3,7 3,4-3,7
Tasso tendenziale di crescita dei salari (%) 3,4 1,9-12,5
Tasso d’inflazione (%) 2,4 1,2-11,5 2,4 2,4
Aspettativa di vita all'età di 65 anni (anni) 13-24 24
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’inflazione (%) 1,8 0,7-13,3 1,8 1,8
Aspettativa di vita all'età di 65 anni (anni) 13-25 24
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
311ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
Le principali ipotesi attuariali adottate per i piani esteri a benefici definiti più rilevanti si analizzano per area geografica come segue:
Piani esteri
Resto
Resto del
a benefici
Eurozona
Europa Africa
Mondo
definiti
2022
Tasso di sconto (%) 3,5-3,8 2,2-4,8 3,8-15,4 7,0 2,2-15,4
Tasso tendenziale di crescita dei salari (%) 1,9-3,0 3,0-4,0 1,9-12,5 5,0 1,9-12,5
Tasso d’inflazione (%) 1,9-2,2 1,2-3,5 3,0-11,5 3,0 1,2-11,5
Aspettativa di vita all'età di 65 anni (anni) 21-22 23-24 13-17 13-24
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’inflazione (%) 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
Gli effetti derivanti da una modifica ragionevolmente possibile delle principali ipotesi attuariali alla fine dell’esercizio sono di
seguito indicati:
Tasso
Tasso
tendenziale
tendenziale di
Tasso
Tasso
di crescita
crescita del
di crescita
Tasso di sconto
di inflazione
dei salari
costo sanitario
delle pensioni
Incremento
Riduzione
Incremento
Incremento
Incremento
Incremento
(€ milioni)
dello 0,5%
dello 0,5%
dello 0,5%
dello 0,5%
dello 0,5%
dello 0,5%
31.12.2022
Effetto sull'obbligazione (DBO)
TFR (6) 7 4
Piani esteri a benefici definiti (33) 34 19 10 13
FISDE, altri piani medici esteri e altri (6) 7 6
Altri fondi per benefici ai dipendenti (3) 3 1
31.12.2021
Effetto sull'obbligazione (DBO)
TFR (9) 9 6
Piani esteri a benefici definiti (49) 55 34 11 28
Fisde, altri piani medici esteri e altri (10) 11 10
Altri fondi per benefici ai dipendenti (4) 1 1
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022312
L’analisi di sensitività è stata eseguita sulla base dei risultati
delle analisi effettuate per ogni piano elaborando le valutazio-
ni con i parametri modificati.
L’ammontare dei contributi che si prevede di versare ai piani per
benefici ai dipendenti nell’esercizio successivo ammonta a €134
milioni, di cui €40 milioni relativi ai piani a benefici definiti.
Il profilo di scadenza e la durata media ponderata delle obbliga-
zioni per piani a benefici ai dipendenti sono di seguito indicate:
Piani esteri
FISDE,
Altri fondi
a benefici
altri piani medici
per benefici ai
(€ milioni) TFR
definiti
esteri e altri
dipendenti
31.12.2022
2023 14 29 7 94
2024 13 28 7 95
2025 14 26 7 85
2026 17 35 7 30
2027 15 31 7 16
Oltre 104 (7) 91 21
Durata media ponderata (anni) 7,5 13,2 11,5 2,5
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
23 Passività per imposte differite e attività per imposte anticipate
(€ milioni) 31.12.2022 31.12.2021
Passività per imposte differite lorde 9.315 10.668
Attività per imposte anticipate compensabili (4.221) (5.833)
Passività per imposte differite 5.094 4.835
Attività per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione 8.790 8.546
Passività per imposte differite compensabili (4.221) (5.833)
Attività per imposte anticipate 4.569 2.713
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
313ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
La natura delle differenze temporanee più significative che hanno determinato le passività per imposte differite e attività per impo-
ste anticipate è la seguente:
(€ milioni) 31.12.2022 31.12.2021
Passività per imposte differite lorde
- ammortamenti eccedenti 6.707 7.346
- contratti derivati 788 916
- differenza tra fair value e valore contabile degli asset acquisiti 288 408
- abbandono e ripristino siti (attività materiali) 276 166
- contratti di leasing IFRS 16 162 1.076
- applicazione del costo medio ponderato per le rimanenze 52 87
- altre 1.042 669
9.315 10.668
Attività per imposte anticipate lorde
- perdite fiscali portate a nuovo (6.752) (7.374)
- abbandono e ripristino siti (fondi per rischi e oneri) (1.986) (2.400)
- ammortamenti deducibili in futuri esercizi (1.710) (2.354)
- svalutazioni delle immobilizzazioni non deducibili (1.490) (1.095)
- accantonamenti per svalutazione crediti e fondi rischi e oneri non deducibili (1.246) (1.417)
- contratti di leasing IFRS 16 (182) (1.091)
- benefici ai dipendenti (161) (155)
- utili infragruppo (68) (71)
- derivati (60) (343)
- over/under lifting (59) (219)
- altre (1.246) (631)
(14.960) (17.150)
Fondo svalutazione attività per imposte anticipate 6.170 8.604
Attività per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione (8.790) (8.546)
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 31.12.2021 10.668 (17.150) 8.604 (8.546)
Incrementi 1.176 (2.215) 464 (1.751)
Decrementi (1.351) 2.532 (2.409) 123
Variazioni con effetto ad OCI 382 (147) (147)
Differenze di cambio da conversione 611 (610) 165 (445)
Variazione area di consolidamento (1.951) 2.279 (549) 1.730
Altre variazioni (220) 351 (105) 246
Valore al 31.12.2022 9.315 (14.960) 6.170 (8.790)
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)
Le perdite fiscali ammontano a €25.932 milioni e sono utilizzabili
illimitatamente per €19.656 milioni. Le perdite fiscali sono rife-
rite a società italiane per €14.000 milioni e a società estere per
€11.932 milioni; le relative attività per imposte anticipate al lordo
del fondo svalutazione ammontano rispettivamente a €3.360 mi-
lioni e €3.392 milioni.
Secondo la normativa fiscale italiana le perdite fiscali possono
essere portate a nuovo illimitatamente. Le perdite fiscali delle
imprese estere sono riportabili a nuovo in un periodo mediamen-
te superiore a cinque esercizi con una parte rilevante riportabile
a nuovo illimitatamente. Le perdite fiscali sono recuperabili con
l’aliquota del 24% per le imprese italiane e con un’aliquota media
del 28,4% per le imprese estere.
Il fondo svalutazione attività per imposte anticipate è riferito a so-
cietà italiane per €3.951 milioni e a società estere per €2.219 milioni.
Sono state ripristinate attività per imposte anticipate delle società
italiane per €2.434 milioni in relazione ai maggiori imponibili attesi.
Le imposte sono indicate alla nota n. 33 – Imposte sul reddito.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022314
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
315ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
24 Strumenti finanziari derivati e hedge accounting
31.12.2022 31.12.2021
Gerarchia
Gerarchia
Fair value
Fair value
del fair value
Fair value
Fair value
del fair value
(€ milioni)
attivo
passivo
- Livello
attivo
passivo
- Livello
Contratti derivati non di copertura
Contratti su valute
- Currency swap 110 132 2 113 39 2
- Interest currency swap 1 144 2 30 7 2
- Outright 3 12 2 3 11 2
114 288 146 57
Contratti su interessi
- Interest rate swap 137 58 2 13 43 2
137 58 13 43
Contratti su merci
- Over the counter 9.571 8.663 2 12.152 12.060 2
- Future 6.886 5.764 1 7.158 5.498 1
- Opzioni 2 1
- Altro 80 2 1 55 2
16.457 14.509 19.311 17.613
16.708 14.855 19.470 17.713
Contratti derivati cash flow hedge
Contratti su merci
- Over the counter 7 735 2
- Future 339 192 1 193 1.672 1
339 192 200 2.407
Contratti su interessi
- Interest rate swap 21 2 3 2
21 3
360 192 200 2.410
Opzioni
- Altre opzioni 144 3 62 3
144 62
Totale contratti derivati lordi 17.068 15.191 19.670 20.185
Compensazione (5.863) (5.863) (7.159) (7.159)
Totale contratti derivati netti 11.205 9.328 12.511 13.026
Di cui:
- correnti 11.076 9.042 12.460 12.911
- non correnti 129 286 51 115
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022316
Eni è esposta al rischio mercato, cioè al rischio che variazioni dei
prezzi delle commodity energetiche, dei tassi di cambio e dei tas-
si d’interesse possano ridurre i cash flow attesi o il fair value de-
gli asset. Eni stipula contratti derivati finanziari e fisici in mercati
organizzati, MTF, OTF o negoziati nei circuiti Over the Counter
(in particolare contratti swap, forward, Contracts for Differences
e opzioni su commodity) per ridurre o gestire tali rischi con sot-
tostante commodity, valute o tassi, nonché in misura limitata e
nel rispetto di soglie autorizzative interne, con finalità speculative
cioè per trarre profitto da andamenti attesi di mercato.
Il fair value degli strumenti finanziari derivati è calcolato sulla
base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider; per
gli strumenti non quotati, sulla base di tecniche di valutazione
generalmente adottate in ambito finanziario.
Il fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura ri-
guarda essenzialmente vendite a termine di gas naturale per le
quali è prevista la consegna fisica, non oggetto di applicazione
della own use exemption, nonché operazioni di trading proprie-
tario.
Il fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash
flow hedge riguarda essenzialmente operazioni in derivati su
commodity poste in essere nel settore Global Gas & LNG Por-
tfolio con l’obiettivo di minimizzare il rischio di variabilità dei
cash flow futuri associati a operazioni commerciali con elevata
probabilità o a operazioni commerciali già contrattate derivanti
dalla differente indicizzazione dei contratti di somministrazione
rispetto ai contratti di approvvigionamento. La medesima logica
è utilizzata nell’ambito delle strategie di riduzione del rischio di
cambio. Ai fini della qualificazione di tali strumenti come di co-
pertura è verificata l’esistenza di una relazione economica con
l’oggetto coperto in modo da compensare le relative variazioni di
valore e che tale capacità di compensazione non sia inficiata dal
livello del rischio di credito di controparte.
Il rapporto di copertura tra gli oggetti coperti e lo strumento di co-
pertura, cd. hedge ratio, è definito in modo coerente con le strate-
gie e gli obiettivi specifici di risk management definiti. Le relazioni
di copertura sono discontinuate in presenza di modifiche delle
condizioni di riferimento tali da rendere le operazioni poste in es-
sere non più coerenti con la strategia di copertura.
Gli effetti della valutazione al fair value degli strumenti finanziari
derivati cash flow 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 finanziari.
Nel 2021 Eni ha sottoscritto interest rate swap e cross currency
swap sustainability-linked con primari istituti bancari che preve-
dono un meccanismo di aggiustamento del costo collegato al
conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità. Al 31 di-
cembre 2022 il fair value di tali contratti è attivo per €39 milioni.
L’esposizione al rischio di cambio derivante dai titoli denominati
in dollari USA (€2.723 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 €107 milioni nel corso del 2022) che maturano su una por-
zione dei prestiti obbligazionari in dollari USA (€2.684 milioni).
La compensazione degli strumenti finanziari derivati è riferita a
Eni Global Energy Markets SpA.
Nel corso dell’esercizio 2022 non vi sono stati trasferimenti tra i
diversi livelli della gerarchia del fair value.
Gli strumenti finanziari di copertura si analizzano come segue:
31.12.2022 31.12.2021
Valore nominale
Variazione
Variazione
Valore nominale
Variazione
Variazione
dello strumento
fair value
fair value
dello strumento
fair value
fair value
(€ milioni)
di copertura
efficace
inefficace
di copertura
efficace
inefficace
Contratti derivati cash flow hedge
Contratti su commodity
- Over the counter 83 (4) (461) (2.016) (46)
- Future 1.350 (3.912) 275 (364) 534 (5)
- Altri 9
1.433 (3.907) 275 (825) (1.482) (51)
Contratti su interessi
- Interest rate swap 127 24 84 3
127 24 84 3
1.560 (3.883) 275 (741) (1.479) (51)
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
317ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
Di seguito è fornita l’analisi degli oggetti coperti distintamente per tipologia di rischio nell’ambito di coperture cash flow hedge:
31.12.2022 31.12.2021
Variazione di valore
Variazione di valore
cumulata dell’oggetto
cumulata dell’oggetto
coperto utilizzata per il
coperto utilizzata per il
calcolo dell’inefficacia
Riserva cash
Rigiro a conto
calcolo dell’inefficacia
Riserva cash
Rigiro a conto
(€ milioni)
delle coperture
flow hedge
economico
delle coperture
flow hedge
economico
Cash flow hedge
Rischio prezzo commodity
- Vendite programmate 4.059 (499) (4.666) 86 (1.272) (215)
4.059 (499) (4.666) 86 (1.272) (215)
Contratti su interessi
- Flussi su ammontari coperti (15) 16 (11) (3) 3
(15) 16 (11) (3) 3
4.044 (483) (4.677) 83 (1.269) (215)
Maggiori informazioni sono fornite alla nota n. 28 – Garanzie, impegni e rischi – Gestione dei rischi finanziari.
Effetti rilevati tra gli altri proventi (oneri) operativi
Gli altri proventi (oneri) operativi relativi a strumenti finanziari derivati su commodity si analizzano come segue:
(€ milioni) 2022 2021 2020
Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 275 (51) (1)
Proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati (2.011) 954 (765)
(1.736) 903 (766)
I proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura
cash flow hedge riguardano la quota inefficace del fair value degli
strumenti finanziari derivati su commodity.
I proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati riguarda-
no gli effetti da regolamento e valutazione a fair value degli stru-
menti finanziari derivati su merci privi dei requisiti formali per esse-
re trattati in base all’hedge accounting secondo gli IFRS, di trading
sui prezzi delle commodity e per attività di trading proprietario.
Effetti rilevati tra i proventi (oneri) finanziari
(€ milioni) 2022 2021 2020
- Strumenti finanziari derivati su valute (70) (322) 391
- Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse 81 16 (40)
- Opzioni 2
13 (306) 351
I proventi finanziari netti su strumenti finanziari derivati com-
prendono la valutazione al fair value degli strumenti finanzia-
ri 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
specifiche transazioni commerciali o finanziarie. Gli strumen-
ti finanziari derivati su cambi comprendono la gestione del
rischio di cambio economico implicito nelle formule prezzo
delle commodity.
I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 –
Rapporti con parti correlate.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022318
25 Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili
Le attività destinate alla vendita di €264 milioni (€263 milioni
al 31 dicembre 2021) e passività direttamente associabili €108
milioni (€124 milioni al 31 dicembre 2021) riguardano princi-
palmente: (i) l’accordo con Snam SpA relativo alla cessione del
49,9% della società consolidata Eni Corridor Srl che possiede
(direttamente e indirettamente) le partecipazioni nelle società
che gestiscono i due gruppi di gasdotti internazionali che col-
legano l’Algeria all’Italia, in particolare i gasdotti onshore che si
estendono dal confine tra Algeria e Tunisia fino alla costa tuni-
sina (cd. gasdotto TTPC) e i gasdotti offshore che collegano
la costa tunisina all’Italia (cd. gasdotto TMPC). Le società con-
solidate oggetto dell’accordo sono Eni Corridor Srl, Trans Tuni-
sian Pipeline Co SpA, Société pour la Construction du Gazoduc
Transtunisien SA - Scogat SA, Société de Service du Gazoduc
Transtunisien SA - Sergaz SA e Transmediterranean Pipeline Co
Ltd. I valori di iscrizione delle attività destinate alla vendita e
passività direttamente associabili ammontano rispettivamente
a €211 milioni (di cui attività correnti €72 milioni) e a €98 milioni
(di cui passività correnti €86 milioni); (ii) l’accordo di cessione
delle attività esplorative in Gabon condotte dalla società conso-
lidata Eni Gabon SA con valori contabili non significativi.
Nel corso dell’esercizio sono state cedute le attività destinate
alla vendita indicate nel bilancio 2021 relative: (i) agli asset in
Pakistan descritti alla nota n. 5 – Business combination; (ii) alla
partecipata Gas Distribution Company of Thessaloniki – Thes-
saly SA (EDA Thess) attiva nella distribuzione del gas in Grecia
ceduta a Depa Infrastructure, società del Gruppo Italgas per
€165 milioni con una plusvalenza di €30 milioni.
26 Patrimonio netto
Interessenze di terzi
Risultato netto Patrimonio netto
(€ milioni) 2022 2021 31.12.2022 31.12.2021
Gruppo EniPower 54 7 373 30
Altre 20 12 98 52
74 19 471 82
Patrimonio netto di Eni
(€ milioni) 31.12.2022 31.12.2021
Capitale sociale 4.005 4.005
Utili relativi a esercizi precedenti 23.455 22.750
Riserva per differenze cambio da conversione 7.564 6.530
Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale:
- Obbligazioni subordinate perpetue 5.000 5.000
- Riserva legale 959 959
- Riserva per acquisto di azioni proprie 2.937 958
- Riserva OCI strumenti finanziari derivati cash flow hedge (342) (896)
- Riserva OCI piani a benefici definiti per i dipendenti (58) (117)
- Riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto 46 54
- Riserva OCI partecipazioni valutate al fair value 53 141
- Altre riserve 190 190
Azioni proprie (2.937) (958)
Utile (perdita) dell'esercizio 13.887 5.821
54.759 44.437
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
319ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
Capitale sociale
Al 31 dicembre 2022, il capitale sociale di Eni SpA, interamente
versato, ammonta a €4.005.358.876 (stesso ammontare al 31
dicembre 2021) ed è rappresentato da n. 3.571.487.977 azioni
ordinarie prive di indicazione del valore nominale (3.605.594.848
azioni ordinarie al 31 dicembre 2021).
L’11 maggio 2022, l’Assemblea Ordinaria e Straordinaria degli
Azionisti di Eni SpA ha deliberato: (i) la distribuzione del divi-
dendo di €0,43 per azione, con esclusione delle azioni proprie
in portafoglio alla data di stacco cedola, a saldo dell’acconto
sul dividendo dell’esercizio 2021 di €0,43 per azione, per un
dividendo complessivo per azione dell’esercizio 2021 di €0,86 ;
(ii) l’annullamento di n. 34.106.871 azioni proprie, mantenendo
invariato l’ammontare del capitale sociale e procedendo alla
riduzione della relativa riserva per un importo di €400 milioni
(pari al valore di carico delle azioni annullate); (iii) l’autorizza-
zione al Consiglio d’Amministrazione – ai sensi e per gli effet-
ti dell’art. 2357 del Codice Civile – a procedere all’acquisto di
azioni della Società fino al 30 aprile 2023 e fino a un massimo
del 10% delle azioni ordinarie (e al 10% del capitale sociale) del-
la Società (senza calcolare le azioni proprie già in portafoglio),
per un esborso complessivo fino a €2,5 miliardi; in esecuzione
di detta delibera al 31 dicembre 2022 sono state acquistate n.
195.550.084 azioni proprie per un controvalore complessivo di
€2.400 milioni.
Utili relativi a esercizi precedenti
Gli utili relativi a esercizi precedenti comprendono l’effetto della
distribuzione dell’acconto sul dividendo 2022 di €1.500 milioni
pari a €0,44 per azione. Il Consiglio di Amministrazione, ai sensi
dell’art. 2433-bis, comma 5, del Codice Civile, nella riunione: (i)
del 28 luglio 2022, ha deliberato di distribuire agli azionisti la
prima tranche del dividendo 2022 di €0,22 per ciascuna azio-
ne in circolazione alla data di stacco cedola del 19 settembre
2022, con messa in pagamento il 21 settembre 2022; (ii) del
27 ottobre 2022, ha deliberato di distribuire agli azionisti la se-
conda tranche del dividendo 2022 di €0,22 per ciascuna azio-
ne in circolazione alla data di stacco cedola del 21 novembre
2022, con messa in pagamento il 23 novembre 2022; (iii) del 22
febbraio 2023, ha deliberato di distribuire agli azionisti la terza
delle quattro tranche previste del dividendo 2022, a valere sulle
riserve disponibili, di €0,22 per ciascuna azione con esclusione
delle azioni proprie in portafoglio alla data di stacco cedola.
Riserva per differenze cambio
La riserva per differenze cambio riguarda le differenze cambio da conversione in euro dei bilanci delle imprese operanti in valute
diverse dall’euro.
Obbligazioni subordinate perpetue
Le obbligazioni ibride sono regolate dalla legge inglese e sono
negoziate alla Borsa del Lussemburgo e ammontano comples-
sivamente a €5 miliardi (stesso ammontare al 31 dicembre
2021).
Le caratteristiche principali delle obbligazioni sono: (i) emis-
sione perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di €1,5 mi-
liardi con periodo di “non-call” di 5,25 anni, con un prezzo di
re-offer del 99,403% e una cedola annua del 2,625% fino alla
prima data di reset prevista il 13 gennaio 2026. A partire da
tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro
la prima data di reset, che coincide con l’ultimo giorno di rim-
borso 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 ibri-
da dell’ammontare di €1,5 miliardi con periodo di “non-call” di 9
anni, con un prezzo di re-offer del 100% e una cedola annua del
3,375% fino alla prima data di reset prevista il 13 ottobre 2029.
A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso an-
ticipato entro la prima data di reset, che coincide con l’ultimo
giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi
annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento
incrementato di un margine iniziale di 364,1 punti base, incre-
mentato 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 su-
bordinata ibrida dell’ammontare di €1 miliardo con periodo di
“non-call” di 6 anni, con un prezzo di re-offer del 100% e una ce-
dola annua del 2,000% fino alla prima data di reset prevista l’11
maggio 2027. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto
il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coinci-
de con l’ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione
paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni
di riferimento incrementato di un margine iniziale di 220,4 punti
base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a
partire dall’11 maggio 2032 e di un successivo aumento di ul-
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022320
teriori 75 punti base a partire dall’11 maggio 2047; (iv) emissio-
ne perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di €1 miliardo
con periodo di “non-call” di 9 anni, con un prezzo di re-offer del
99,607% e una cedola annua del 2,750% fino alla prima data di
reset prevista l’11 maggio 2030. A partire da tale data, qualora
non sia avvenuto il rimborso 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 277,1 punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25
punti base a partire dall’11 maggio 2035 e di un successivo au-
mento di ulteriori 75 punti base a partire dall’11 maggio 2050.
Riserva legale
La riserva legale di Eni SpA rappresenta la parte di utili che, secondo quanto disposto dall’art. 2430 del Codice civile, non può essere
distribuita a titolo di dividendo. La riserva ha raggiunto l’ammontare massimo richiesto dalla legge.
Riserva per acquisto di azioni proprie
La riserva per acquisto di azioni proprie riguarda la riserva costituita per l’acquisto di azioni proprie in esecuzione di deliberazioni
dell’Assemblea degli Azionisti.
Riserve per utile (perdita) complessivo
Riserva OCI strumenti finanziari
Riserva OCI piani a benefici
derivati cash flow hedge
definiti per i dipendenti
Riserve OCI
Riserva OCI
partecipazioni
partecipazioni
Riserva
Effetto
Riserva
Riserva
Effetto
Riserva
valutate
valutate
lorda
fiscale
netta
lorda
fiscale
netta
al patrimonio netto
(*)
al fair value(€ milioni)
Riserva al 31.12.2021 (1.269) 373 (896) (84) (33) (117) 54 141
Variazione dell'esercizio (3.883) 1.133 (2.750) 60 (5) 55 92 56
Differenze cambio 1 1
Rigiro a rettifica Rimanenze (8) 2 (6)
Riclassifica a riporto utili (144)
Variazione dell'area di consolidamento 3 3 1
Rigiro a conto economico 4.677 (1.367) 3.310 (101)
Riserva al 31.12.2022 (483) 141 (342) (20) (38) (58) 46 53
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 rettifica 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
(*) La riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto al 31 dicembre 2022 comprende €1 milione relativo ai piani a benefici definiti per i dipendenti (-€4 milioni al 31 dicembre 2021).
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
321ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
Altre riserve
Le altre riserve riguardano per €190 milioni la variazione delle riserve di Gruppo in contropartita alle interessenze di terzi a seguito
dell’acquisto o cessione di quote di partecipazioni consolidate.
Azioni proprie
Le azioni proprie ammontano a €2.937 milioni (€958 milioni
al 31 dicembre 2021) e sono rappresentate da n. 226.097.834
azioni ordinarie Eni (65.838.173 azioni ordinarie Eni al 31 di-
cembre 2021) possedute da Eni SpA.
Nell’esercizio 2022, sono state acquistate n.
195.550.084 azioni pro-
Nell’esercizio 2022, sono state acquistate n. 195.550.084 azioni pro-
prie per un controvalore complessivo di €2.400 milioni, sono state
cancellate n. 34.106.871 azioni proprie per un controvalore comples-
sivo di €400 milioni e sono state assegnate a titolo gratuito ai dirigenti
Eni n. 1.183.552 azioni proprie, a seguito della conclusione del Perio-
do di Vesting come previsto dal “Piano di Incentivazione di Lungo Ter-
mine 2017-2019” approvato dall’Assemblea di Eni del 13 aprile 2017.
L’Assemblea del 13 maggio 2020 ha approvato il Piano di Incentiva-
zione di Lungo Termine azionario 2020-2022, conferendo al Consiglio
di Amministrazione ogni potere necessario per l’attuazione del Piano
e autorizzando lo stesso a disporre fino a un massimo di 20 milioni di
azioni proprie al servizio del Piano.
Riserve distribuibili
Il patrimonio netto di Eni al 31 dicembre 2022 comprende riserve distribuibili per circa €45 miliardi.
Prospetto di raccordo del risultato dell’esercizio e del patrimonio netto di Eni SpA con quelli consolidati
Risultato dell’esercizio Patrimonio netto
(€ milioni) 2022 2021 31.12.2022 31.12.2021
Come da bilancio di esercizio di Eni SpA 5.403 7.675 52.520 51.039
Eccedenza dei patrimoni netti dei bilanci di esercizio, comprensivi dei risultati di esercizio, rispetto ai
7.375 (3.324) (1.302) (9.910)
valori di carico delle partecipazioni in imprese consolidate
Rettifiche effettuate in sede di consolidamento per:
- differenza tra prezzo di acquisto e corrispondente patrimonio netto contabile 153 153
- rettifiche per uniformità dei principi contabili 797 1.855 4.468 4.266
- eliminazione di utili infragruppo 124 (176) (533) (654)
- imposte sul reddito differite e anticipate 262 (190) (76) (375)
13.961 5.840 55.230 44.519
Interessenze di terzi (74) (19) (471) (82)
Come da bilancio consolidato 13.887 5.821 54.759 44.437
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022322
27 Altre informazioni
Informazioni supplementari del Rendiconto finanziario
(€ milioni) 2022 2021 2020
Analisi degli investimenti in imprese consolidate e in rami d’azienda acquisiti
Attività correnti 147 262 15
Attività non correnti 2.463 2.698 193
Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) (541) (486) (64)
Passività correnti e non correnti (366) (349) (17)
Effetto netto degli investimenti 1.703 2.125 127
Valore corrente della quota della partecipazione posseduta prima dell'acquisizione del controllo (21) (99)
Interessenze di terzi (15) (4) (15)
Totale prezzo di acquisto 1.667 2.022 112
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti (31) (121) (3)
Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite 1.636 1.901 109
Analisi dei disinvestimenti di imprese consolidate e di rami d’azienda ceduti
Attività correnti 1.377 2
Attività non correnti 8.618
Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) (2.085)
Passività correnti e non correnti (2.351)
Effetto netto dei disinvestimenti 5.559 2
Valore corrente della quota di partecipazioni mantenute per business combination (5.726)
Riclassifica a conto economico delle altre componenti dell'utile complessivo (918)
Plusvalenza per business combination e disinvestimenti 2.704
Crediti per disinvestimenti (1.609)
Totale prezzo di vendita 10 2
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti (70)
Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute (60) 2
Business combination Unión Fenosa Gas
Partecipazione Unión Fenosa Gas ceduta 232
a dedurre:
Partecipazioni e rami d'azienda acquistati
Attività correnti 370
Attività non correnti 378
Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) (128)
Passività correnti e non correnti (420)
Totale partecipazioni e rami d'azienda acquistati 200
Totale disinvestimenti netti 32
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti 42
Business combination Unión Fenosa Gas al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite 74
Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute (60) 76
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
323ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
Gli investimenti e i disinvestimenti del 2022 sono commentati alla
nota n. 5 – Business Combination.
Gli investimenti del 2021 hanno riguardato: (i) l’acquisizione del
100% di Aldro Energía y Soluciones SLU (ora Eni Plenitude Iberia
SLU) attiva nel mercato della vendita di energia elettrica, gas e ser-
vizi nel business retail con un portafoglio di circa 250 mila clienti
principalmente in Spagna e Portogallo; (ii) 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 rifiuti solidi urbani; (iii) 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; (iv) l’acquisizione di Dhamma Energy Group, pro-
prietaria 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 capacità di circa 120 MW; (v)
l’acquisizione da Azora Capital di un portafoglio di nove progetti
di energia rinnovabile composto da tre impianti eolici in esercizio
e uno in costruzione per un totale di 234 MW e da cinque proget-
ti fotovoltaici in avanzato stadio di sviluppo per circa 0,9 GW; (vi)
l’acquisizione del controllo di Finproject esercitando l’opzione di
acquisto sulla rimanente quota del 60% del capitale sociale, dopo
l’investimento iniziale del 40% fatto nel 2020; (vii) l’acquisizione da
Zouk Capital e Aretex del 100% di Be Power, società attiva nel seg-
mento delle infrastrutture di ricarica per la mobilità elettrica 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.
I disinvestimenti del 2021 hanno riguardato la ristrutturazione
della joint venture Unión Fenosa Gas SA a seguito degli accordi
con le autorità della Repubblica Araba d’Egitto (ARE) e il partner
spagnolo Naturgy per la risoluzione di tutte le questioni pendenti
della joint venture Unión Fenosa Gas con i partner egiziani che ha
comportato nel complesso un conguaglio di cassa a beneficio Eni,
rappresentato nelle dismissioni.
Gli investimenti del 2020 hanno riguardato l’acquisizione da parte
di Eni gas e luce SpA Società Benefit (ora Eni Plenitude SpA Società
Benefit) del 70% del gruppo Evolvere che opera nella generazione
distribuita da fonti rinnovabili 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.
Business combination
L’allocazione provvisoria e definitiva del prezzo delle attività nette acquisite nel 2021 è di seguito rappresentata:
(€ milioni)
FRI‐EL Biogas Holding
(ora EniBioCh4in)
Allocazione provvisoria
FRI‐EL Biogas Holding
(ora EniBioCh4in)
Allocazione definitiva
Portafoglio di 13 campi
eolici onshore
Allocazione provvisoria
Portafoglio di 13 campi
eolici onshore
Allocazione definitiva
Dhamma Energy Group
Allocazione provvisoria
Dhamma Energy Group
Allocazione definitiva
Portafoglio di 9 progetti
di energia rinnovabile
Allocazione provvisoria
Portafoglio di 9 progetti
di energia rinnovabile
Allocazione definitiva
Be Power
Allocazione provvisoria
Be Power
Allocazione definitiva
Attività correnti 23 23 32 31 2 3 7 7 22 22
Immobili, impianti e macchinari 38 144 423 209 119 94 57 21 29 29
Goodwill 80 9 302 307 120 124 81 79 728 718
Altre attività non correnti 15 15 43 252 15 33 25 68 10 22
Disponibilità finanziarie nette
(14) (14) (215) (214) (101) (97) (32) (38) 9 10
(indebitamento finanziario netto)
Passività correnti e non correnti (9) (44) (100) (100) (12) (11) (20) (21) (34) (37)
Effetto netto degli investimenti 133 133 485 485 143 146 118 116 764 764
Interessenze di terzi (1) (1) (3) (3)
Totale prezzo di acquisto 132 132 485 485 140 143 118 116 764 764
A seguito dell’allocazione definitiva delle Business Combination 2021 gli schemi di bilancio non sono stati rideterminati tenuto
conto della irrilevanza delle variazioni.
28 Garanzie, impegni e rischi
Garanzie
(€ milioni) 31.12.2022 31.12.2021
Imprese consolidate 7.082 6.432
Imprese controllate non consolidate 202 190
Imprese in joint venture e collegate 9.802 3.358
Altri 477 180
17.563 10.160
Le garanzie rilasciate nell’interesse di imprese consolidate ri-
guardano principalmente: (i) contratti autonomi rilasciati a terzi
a fronte di partecipazioni a gare d’appalto e rispetto degli accor-
di contrattuali per €3.282 milioni (€3.601 milioni al 31 dicembre
2021); (ii) contratti autonomi rilasciati dal settore Exploration &
Production principalmente in relazione ad attività Oil & Gas per
€1.098 milioni (€943 milioni al 31 dicembre 2021); (iii) contratti
autonomi a copertura della vendita di gas stoccato, del traspor-
to di gas e dell’esposizione potenziale verso il sistema gas in
Italia per €388 milioni (€16 milioni al 31 Dicembre 2021); (iv)
contratti autonomi rilasciati a terzi a fronte dell’acquisto di par-
tecipazioni per €252 milioni (€913 milioni al 31 dicembre 2021).
L’impegno effettivo ammonta a €7.003 milioni (€6.267 milioni al
31 dicembre 2021).
Le garanzie rilasciate nell’interesse di imprese in joint venture e
collegate riguardano principalmente: (i) contratti autonomi per
€3.164 milioni rilasciati al gruppo Azule a fronte di contratti di
leasing di navi FPSO da utilizzare nell’ambito dei progetti di svi-
luppo in Angola; (ii) contratti autonomi ed altre garanzie perso-
nali rilasciati a terzi a fronte di partecipazioni a gare d’appalto
e rispetto degli accordi contrattuali per €1.891 milioni (€1.764
milioni al 31 dicembre 2021), di cui €1.378 milioni a beneficio del
consorzio delle società appaltatrici del contratto di costruzione
della nave Floating Liquefied Natural Gas (FLNG) per lo svilup-
po della scoperta di Coral nell’offshore del Mozambico (€1.260
milioni al 31 dicembre 2021); (iii) contratti autonomi rilasciati a
banche in relazione alla concessione di prestiti e linee di credito
per €1.499 milioni (€1.413 milioni al 31 dicembre 2021) a bene-
ficio del consorzio di finanziatori con i quali è stato strutturato
il project financing dello sviluppo delle riserve gas della scoper-
ta di Coral nell’offshore del Mozambico; (iv) contratti autonomi
rilasciati a terzi a fronte della partecipazione nel progetto eo-
lico offshore Dogger Bank per €1.259 milioni (€494 milioni al
31 dicembre 2021). Nel corso del 2022 la società consolidata
Eni North Sea Wind Ltd titolare della quota del 20% nei progetti
Dogger Bank A, B e C nel Regno Unito è stata conferita nella joint
venture norvegese Vårgrønn AS (Eni 65%). L’impegno effettivo
ammonta a €6.859 milioni (€1.816 milioni al 31 dicembre 2021).
In base a quanto previsto dal contratto petrolifero che regola le
attività di ricerca e produzione di idrocarburi dell’Area 4 del Mo-
zambico, Eni SpA in qualità di Parent Company dell’operatore ha
emesso contestualmente all’approvazione del piano di sviluppo
delle riserve del permesso di esclusiva pertinenza dell’area, una
garanzia irrevocabile a beneficio del Governo del Mozambico e di
terze parti a copertura di eventuali danni o violazioni contrattuali
derivanti dalle attività petrolifere eseguite nell’area contrattua-
le, comprese le attività svolte da società di scopo quali la Coral
FLNG SA. La garanzia a favore del Governo del Mozambico è di
ammontare illimitato (impegno non quantificabile), mentre per
la parte a copertura di claims di parti terze prevede un massi-
male di €1.405 milioni. La garanzia avrà efficacia fino al comple-
tamento delle attività di decommissioning relative sia al piano di
sviluppo Coral sia ad altri progetti dell’Area 4 (quali in particolare
Mamba). In concomitanza all’emissione di tale garanzia al 100%
sono state emesse a favore di Eni SpA delle controgaranzie da
parte degli altri Concessionari di Area 4 (Kogas, Galp, ed ENH) e
degli altri due soci della joint venture Mozambique Rovuma Ven-
ture SpA (CNPC e ExxonMobil) in proporzione ai participating
interest in Area 4.
Le garanzie rilasciate nell’interesse di altri riguardano: (i) la ga-
ranzia rilasciata a favore di Gulf LNG Energy e Gulf LNG Pipeline
e nell’interesse di Angola LNG Supply Service Llc a copertura
degli impegni relativi al pagamento delle fee di rigassificazione
per €190 milioni (€179 milioni al 31 dicembre 2021). Nel corso
del 2022 la società Angola LNG Supply Service Llc è stata confe-
rita ad Azule Energy Holdings Ltd (Eni 50%); (ii) per €167 milioni
(€157 milioni al 31 dicembre 2021) la quota di spettanza della
società petrolifera di Stato del Mozambico ENH delle garanzie
rilasciate a beneficio del consorzio di finanziatori con i quali è
stato strutturato il project financing per lo sviluppo delle riser-
ve gas della scoperta di Coral. L’impegno effettivo ammonta a
€323 milioni (€124 milioni al 31 dicembre 2021).
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022324
Impegni e rischi
(€ milioni) 31.12.2022 31.12.2021
Impegni 77.481 75.201
Rischi 1.228 934
78.709 76.135
Gli impegni riguardano principalmente: (i) le parent company
guarantees rilasciate a fronte degli impegni contrattuali assunti
dal settore Exploration & Production per l’attività di esplorazione
e produzione di idrocarburi quantificabili, sulla base degli investi-
menti ancora da eseguire, in €73.334 milioni (€70.039 milioni al
31 dicembre 2021). L’incremento è riferito principalmente a diffe-
renze di cambio da conversione; (ii) la parent company guaran-
tees per un ammontare complessivo di €3.748 milioni (€3.532
milioni al 31 dicembre 2021) rilasciata nell’interesse di Eni Abu
Dhabi Refining & Trading BV a seguito dell’accordo con la società
Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC), che ha portato all’ac-
quisizione del 20% della società ADNOC Refining e alla costitu-
zione della joint venture ADNOC Global Trading Ltd dedicata alla
commercializzazione di prodotti petroliferi. La parent company
guarantee rimarrà in essere fino a quando sarà mantenuta la
partecipazione azionaria; (iii) gli impegni della linea di business
Plenitude per l’acquisto di progetti nel campo delle energie rinno-
vabili in Spagna, Stati Uniti e Italia per €210 milioni.
I rischi riguardano: (i) indennizzi relativi a impegni assunti per
la cessione di partecipazioni e rami aziendali per €262 milioni
(€246 milioni al 31 dicembre 2021); (ii) rischi di custodia di beni di
terzi per €957 milioni (€688 milioni al 31 dicembre 2021).
Altri impegni e rischi
Gli altri impegni e rischi includono la Parent Company Guaran-
tee rilasciata nell’interesse della società a controllo congiunto
Cardón IV SA (Eni 50%), titolare della concessione del giaci-
mento Perla in Venezuela, per la fornitura a PDVSA GAS del gas
estratto fino all’anno 2036, termine della concessione minera-
ria. In caso di inadempimento dell’obbligo di consegna il valore
della garanzia sarà determinato secondo la legislazione locale.
Il valore complessivo della fornitura in quota Eni (50%) pari a
circa €13 miliardi, pur non costituendo un riferimento valido per
valorizzare la garanzia prestata, rappresenta il valore teorico
massimo del rischio. Analoga garanzia è stata prestata ad Eni
da PDVSA per l’adempimento degli obblighi di ritiro da parte di
PDVSA GAS.
Gli altri impegni includono gli accordi assunti per le iniziative di
forestry, poste in essere nell’ambito della strategia low carbon
definita dall’impresa e riguardano in particolare gli impegni per
l’acquisto, fino al 2038, di crediti di carbonio prodotti e certificati
secondo standard internazionali da soggetti specializzati nei pro-
grammi di conservazione delle foreste.
In data 5 febbraio 2021 era stato stipulato da EniServizi SpA
per conto di Eni SpA un addendum al contratto di locazione
di immobile da costruire, sottoscritto tra Eni e la Società di
gestione del fondo di investimento immobiliare proprietario
del nuovo complesso in corso di costruzione in San Donato
Milanese (la Proprietà) prevedendosi, fra l’altro, la posticipa-
zione della data di consegna dell’immobile dal 28 luglio 2020
al 31 dicembre 2021. Al 31 dicembre 2022 il complesso im-
mobiliare non era ancora nella disponibilità di Eni, la quale ha
applicato alla Proprietà penali per ritardata consegna pari a
circa €18 milioni, così come previste dal contratto di locazio-
ne e assistite da fidejussione a prima richiesta. La Proprietà
asserisce che la ritarda consegna dipende da fattori non in-
teramente riconducibili alla stessa: (i) gli effetti della crisi
pandemica; (ii) presunti difetti rilevati in relazione a lavori pro-
pedeutici alla cessione dell’area; (iii) presunti vizi progettuali.
Anche sulla base di tali doglianze, la Proprietà ha manifestato
l’intenzione di non riconoscere le penali chieste da Eni, nonché
di richiedere a EniServizi e/o Eni una parte dei claim avanzati
dall’appaltatore nei confronti della Proprietà medesima. Eni
ed EniServizi, ribadendo la loro estraneità rispetto ai rapporti
contrattuali intercorrenti tra la Proprietà e il suo appaltatore,
sostengono che i ritardi di cui i punti (i) e (ii) sono stati ogget-
to di transazione nel citato accordo del 5 febbraio 2021 che
li considerava nella nuova data di consegna del 31 dicembre
2021. Per quanto riguarda i presunti vizi progettuali di cui al
punto (iii), la Proprietà in sede di contratto di acquisto dell’area
dichiarò di aver accettato il progetto senza alcuna riserva né
eccezione, assumendosi comunque ogni conseguente rischio
e responsabilità, 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
costituisce oggetto di comunicazioni stragiudiziali intercorse
tra le parti, non essendo stato instaurato, ad oggi, alcun con-
tenzioso. Al momento, dunque, non si conoscono quali po-
trebbero essere “petitum”, “causa petendi” e allegazioni proba-
torie di un’eventuale azione giudiziale da promuoversi a cura
della controparte.
Inoltre, a seguito della cessione di partecipazioni e di rami azien-
dali o di operazioni di perdita del controllo, Eni ha assunto rischi
non quantificabili per eventuali indennizzi a fronte di sopravve-
nienze passive di carattere generale, fiscale, contributivo e am-
bientale correlabili al periodo durante il quale tali attività erano
operate da Eni o anche a seguito del deconsolidamento di con-
trollate. Eni ritiene che tali rischi non comporteranno effetti nega-
tivi rilevanti sul bilancio consolidato.
325ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Gestione dei rischi finanziari
Di seguito è fornita la descrizione dei rischi finanziari e della re-
lativa gestione. Con riferimento al rischio di credito i parametri
adottati per la determinazione delle expected loss sono stati
aggiornati per tener conto degli impatti connessi al conflitto tra
Russia e Ucraina e della crisi energetica in atto.
Al 31 dicembre 2022 la Società dispone di riserve di liquidità che
il management reputa sufficienti a far fronte alle obbligazioni fi-
nanziarie in scadenza nei prossimi diciotto mesi.
Rischi finanziari
La gestione dei rischi finanziari si basa su linee di indirizzo ema-
nate dal Consiglio di Amministrazione di Eni SpA nell’esercizio
del suo ruolo di indirizzo e di fissazione dei limiti di rischio, con
l’obiettivo di uniformare e coordinare centralmente le politiche
Eni in materia di rischi finanziari (“Linee di indirizzo in materia di
gestione e controllo dei rischi finanziari”). Le “Linee di indirizzo”
definiscono per ciascuno dei rischi finanziari le componenti fon-
damentali del processo di gestione e controllo, quali l’obiettivo
di risk management, la metodologia di misurazione, la struttura
dei limiti, il modello delle relazioni e gli strumenti di copertura e
mitigazione.
Rischio di mercato
Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei
tassi di cambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle commo-
dity possano influire negativamente sul valore delle attività, delle
passività o dei flussi di cassa attesi. La gestione del rischio di
mercato è disciplinata dalle sopraindicate “Linee di indirizzo” e
da procedure che fanno riferimento a un modello centralizzato di
gestione delle attività finanziarie, 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 finanziari; su Finanza Eni
Corporate sono accentrate tutte le operazioni in cambi e in deri-
vati finanziari 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 finanziari sia su tutte le trading venue esterne, quali
mercati regolamentati europei e non europei, Multilateral Trading
Facility (MTF), Organised Trading Facility (OTF) e piattaforme
di intermediazione in genere (ad es. SEF), sia su base bilaterale
Over the Counter, con le controparti esterne. Le altre entità le-
gali di Eni che hanno necessità di derivati finanziari attivano tali
operazioni per il tramite di Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global
Energy Markets SpA ed Eni SpA sulla base delle asset class di
competenza. I contratti derivati sono stipulati con l’obiettivo di
minimizzare l’esposizione ai rischi di tasso di cambio transattivo
e di tasso di interesse e di gestire il rischio di prezzo delle com-
modity e il connesso rischio di cambio economico in un’ottica
di ottimizzazione. Eni monitora che ogni attività in derivati clas-
sificata come risk reducing sia direttamente o indirettamente
collegata agli asset industriali coperti ed effettivamente ottimizzi
il profilo di rischio a cui Eni è esposta o potrebbe essere espo-
sta. Nel caso in cui dal monitoraggio risulti che alcuni derivati
non sono risk reducing, questi vengono riclassificati nel trading
proprietario. L’attività di trading proprietario è segregata ex ante
dalle altre attività in appositi portafogli di Eni Trade & Biofuels
SpA e Eni Global Energy Markets SpA e la relativa esposizione
è soggetta a specifici controlli, sia in termini di VaR e Stop Loss,
sia in termini di nozionale lordo. Il nozionale lordo delle attività
di trading proprietario, a livello di Eni, è confrontato con i limiti
imposti dalle normative internazionali rilevanti. Lo schema di ri-
ferimento definito attraverso le “Linee di indirizzo” prevede che
la misurazione e il controllo dei rischi di mercato si basino sulla
determinazione di un set di limiti massimi di rischio accettabile
espressi in termini di Stop Loss, ossia della massima perdita re-
alizzabile per un determinato portafoglio in un determinato oriz-
zonte temporale, e di Soglie di revisione strategia, ossia del livello
di Profit & Loss che, se superato, attiva un processo di revisione
della strategia utilizzata, e in termini di Value at Risk (VaR), che
misura la massima perdita potenziale del portafoglio esposto
al rischio, dati un determinato livello di confidenza e un holding
period, ipotizzando variazioni avverse nelle variabili di mercato e
tenuto conto della correlazione esistente tra le posizioni detenu-
te in portafoglio. Con riferimento ai rischi di tasso di interesse e
di tasso di cambio, i limiti (espressi in termini di VaR) sono defi-
niti in capo alle Strutture di Finanza Operativa che centralizzano
le posizioni a rischio di Eni a livello consolidato, massimizzando
ove possibile i benefici del netting. Le metodologie di calcolo e
le tecniche di misurazione utilizzate sono conformi alle racco-
mandazioni del Comitato di Basilea per la Vigilanza Bancaria e i
limiti di rischio sono definiti in base a un approccio prudenziale
nella gestione degli stessi nell’ambito di un gruppo industriale.
Alle società operative è indicato di adottare politiche finalizza-
te alla minimizzazione del rischio, favorendone il trasferimento
alle Strutture di Finanza Operativa. Per quanto riguarda il rischio
di prezzo delle commodity, le “Linee di indirizzo” definiscono le
regole per una gestione finalizzata all’ottimizzazione dell’attività
“core” e al perseguimento degli obiettivi di stabilità relativi ai mar-
gini commerciali/industriali.
In questo caso sono definiti limiti massimi di rischio espressi in
termini di VaR, di Soglie di revisione strategia, di Stop Loss e di
volumi con riferimento all’esposizione di natura commerciale e
di trading proprietario, consentita in via esclusiva a Eni Trade &
Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets SpA. La delega a gesti-
re il rischio di prezzo delle commodity prevede un meccanismo
di allocazione e sub-allocazione dei limiti di rischio alle singole
unità di business esposte. Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Glo-
bal Energy Markets SpA, oltre a gestire il rischio riveniente dalla
propria attività (di natura commerciale e di trading), accentrano
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022326
le richieste di copertura in strumenti derivati delle esposizioni
commerciali Eni, garantendo i servizi di execution nell’ambito dei
mercati di riferimento.
Nell’ambito degli obiettivi di struttura finanziaria contenuti nel
Piano Finanziario approvato dal Consiglio di Amministrazione,
Eni ha definito la costituzione e il mantenimento di una riserva di
liquidità all’interno della quale si individua l’ammontare di liquidi-
tà strategica, per consentire di far fronte a eventuali fabbisogni
straordinari, gestita dalla funzione finanza 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 finanziaria del rendimen-
to, pur nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, e con gli
obiettivi di tutela del capitale e disponibilità immediata della liqui-
dità. Le quattro tipologie di rischio di mercato, le cui politiche di
gestione e di controllo sono state sopra sintetizzate, presentano
le caratteristiche di seguito specificate.
Rischio di mercato - tasso di cambio
L’esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio deriva
dall’operatività dell’impresa in valute diverse dall’euro (principal-
mente il dollaro USA) e determina i seguenti impatti: sul risulta-
to economico per effetto della differente significatività di costi
e ricavi denominati in valuta rispetto al momento in cui sono
state definite le condizioni di prezzo (rischio economico) e per
effetto della conversione di crediti/debiti commerciali o finanziari
denominati in valuta (rischio transattivo); sul bilancio il risultato
economico e patrimonio netto per effetto della conversione di
attività e passività di aziende che 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
è la minimizzazione del rischio di tasso di cambio transattivo e
l’ottimizzazione del rischio di cambio economico connesso al ri-
schio prezzo commodity; il rischio derivante dalla maturazione
del reddito d’esercizio in divisa oppure dalla conversione delle
attività e passività di aziende che redigono il bilancio con moneta
funzionale diversa dall’euro non è di norma oggetto di copertura,
salvo diversa valutazione specifica.
Eni centralizza la gestione del rischio di tasso di cambio, com-
pensando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle diverse
attività di business coinvolte e coprendo con il mercato l’esposi-
zione residua, massimizzando i benefici derivanti dal netting. Al
fine di gestire l’esposizione residua, le “Linee di indirizzo” ammet-
tono l’utilizzo di differenti tipologie di strumenti derivati (in par-
ticolare 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 quotazioni/contribuzioni
di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR deri-
vante dall’accentramento sulle Strutture di Finanza Operativa di
posizioni a rischio tasso di cambio di Eni viene calcolato con fre-
quenza giornaliera secondo l’approccio parametrico (varianza/
covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un
holding period di 20 giorni.
Rischio di mercato - tasso d’interesse
Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mer-
cato delle attività e passività finanziarie dell’impresa e sul livello
degli oneri finanziari netti.
L’obiettivo di risk management Eni è la minimizzazione del ri-
schio di tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di
struttura finanziaria definiti e approvati nel “Piano Finanziario”. Le
Strutture di Finanza Operativa, in funzione del modello di finanza
accentrata, raccolgono i fabbisogni finanziari Eni e gestiscono le
posizioni rivenienti, ivi incluse le operazioni di carattere struttu-
rale, in coerenza con gli obiettivi del “Piano Finanziario” e garan-
tendo il mantenimento del profilo di rischio entro i limiti definiti.
Eni utilizza contratti derivati su tasso di interesse, in particolare
Interest Rate Swap, per gestire il bilanciamento tra indebitamen-
to a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile. Per quanto
attiene alla valorizzazione al fair value degli strumenti derivati su
tassi di interesse, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di
valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di
mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante
da posizioni a rischio tasso di interesse viene calcolato con fre-
quenza giornaliera secondo l’approccio parametrico (varianza/
covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un
holding period di 20 giorni.
Rischio di mercato - commodity
Il rischio di prezzo delle commodity è identificato come la possi-
bilità che fluttuazioni del prezzo delle materie prime e dei prodotti
di base producano significative variazioni dei margini operativi
di Eni, determinando un impatto sul risultato economico, tale
da compromettere gli obiettivi definiti nel piano quadriennale e
nel budget. Il rischio di prezzo delle commodity è riconducibile
alle seguenti categorie di esposizione: (i) esposizione strategica:
esposizioni identificate direttamente dal Consiglio di Ammini-
strazione in quanto frutto di scelte strategiche di investimento o
al di fuori dell’orizzonte di pianificazione del rischio. Includono, ad
esempio, le esposizioni associate al programma di produzione
delle riserve, i contratti a lungo termine di approvvigionamento
gas per la parte non bilanciata da contratti di vendita (già stipula-
ti o previsti), il margine derivante dal processo di trasformazione
della chimica, il margine di raffinazione e gli stoccaggi di lungo
periodo funzionali alle connesse attività logistico-industriali; (ii)
esposizione commerciale: tale tipologia di esposizioni è costi-
tuita dalle componenti contrattualizzate collegate alle attività
commerciali/industriali (esposizioni contracted) di norma affe-
renti l’orizzonte temporale del piano quadriennale e del budget, le
componenti non ancora contrattualizzate ma che lo saranno con
ragionevole certezza (esposizione committed) e le relative even-
tuali operazioni di gestione del rischio. Le esposizioni commer-
ciali sono connotate dalla presenza di attività di gestione siste-
matica del rischio svolte sulla base di logiche rischio/rendimento
tramite l’implementazione di una o più strategie e sono soggette
327ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
a limiti di rischio specifici (VaR, Soglie di revisione strategia e Stop
Loss). All’interno delle esposizioni commerciali sono ricomprese,
in particolare, le esposizioni oggetto di asset backed hedging, de-
rivanti dalla flessibilità/opzionalità degli asset; (iii) esposizione di
trading proprietario: operazioni attuate in conto proprio in ottica
opportunistica nel breve termine e normalmente non finalizzate
alla delivery con l’intenzione di sfruttare movimenti favorevoli di
prezzi, spread e/o volatilità attuate in conto proprio ed effettua-
te a prescindere dalle esposizioni del portafoglio commerciale,
dagli asset fisici e contrattuali, nel rispetto di specifici limiti di
rischio autorizzati (VaR, Stop Loss). Il rischio strategico non è
oggetto di sistematica attività di gestione/copertura, che è even-
tualmente effettuata solo in particolari condizioni aziendali o di
mercato. Lo svolgimento di attività di hedging del rischio strate-
gico, dato il carattere di straordinarietà, è demandato al top ma-
nagement previa autorizzazione da parte del Consiglio di Ammi-
nistrazione. Sempre previa autorizzazione da parte del Consiglio
di Amministrazione, le esposizioni collegate al rischio strategico
possono essere impiegate in combinazione ad altre esposizioni
di natura commerciale al fine di sfruttare opportunità di natura-
le compensazione tra i rischi (Natural Hedge) e ridurre conse-
guentemente 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’otti-
mizzazione delle attività “core” e preservare i risultati economici/
finanziari. Per la gestione del rischio prezzo delle commodity de-
rivante dall’esposizione commerciale, Eni, per mezzo delle unità
di Trading (Eni Trade & Biofuels SpA e Eni Global Energy Markets
SpA) per la gestione del rischio commodity e delle competenti
funzioni di finanza operativa per la gestione del collegato rischio
cambio, utilizza strumenti derivati negoziati nei mercati regola-
ti, MTF, OTF e strumenti derivati negoziati sui circuiti Over the
Counter (in particolare contratti swap, forward, Contracts for Dif-
ferences e opzioni su commodity) con sottostante greggio, gas,
prodotti petroliferi, energia elettrica e certificati di emissione. Per
quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti de-
rivati su commodity, essa viene calcolata sulla base di algoritmi
di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni
di mercato fornite da primari info-provider pubblici o da operatori
specifici del settore. Il VaR derivante dalle posizioni delle Linee di
Business esposte a rischio commodity viene calcolato con fre-
quenza giornaliera secondo l’approccio della simulazione storica
ponderata, adottando un livello di confidenza pari al 95% e un
holding period di un giorno.
Rischio di mercato - liquidità strategica
Il rischio di mercato riveniente dall’attività di gestione della por-
zione di riserva di liquidità denominata “liquidità strategica” è
identificato come la possibilità che fluttuazioni del prezzo degli
strumenti investiti (obbligazioni, strumenti di money market e
fondi comuni di investimento) influiscano sul valore degli stes-
si 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 flessibi-
lità finanziaria necessaria per far fronte a eventuali fabbisogni
straordinari (es. difficoltà di accesso al credito, shock esoge-
ni, quadro macroeconomico e operazioni straordinarie) ed è
dimensionata in modo da assicurare la copertura del debito a
breve termine e del debito a medio-lungo termine in scadenza
in un orizzonte temporale di 24 mesi. Al fine di regolare l’attivi-
tà di investimento della liquidità strategica, Eni ha definito una
politica di investimento con specifici obiettivi e vincoli, articolati
in termini di tipologia di strumenti finanziari che possono esse-
re oggetto di investimento, nonché limiti operativi, quantitativi
e di durata; ha individuato altresì un insieme di principi di go-
vernance cui attenersi e introdotto un appropriato sistema di
controllo. Più in particolare, l’attività di gestione della liquidità
strategica è sottoposta a una struttura di limiti in termini di VaR
(calcolato con metodologia parametrica con holding period 1
giorno e intervallo di confidenza pari al 99 percentile), Stop Loss
e altri limiti operativi in termini di concentrazione, per emitten-
te, comparto di attività e Paese di emissione, duration, classe
di rating e tipologia degli strumenti di investimento da inserire
nel portafoglio, volti a minimizzare sia il rischio di mercato che
quello di liquidità. In nessun caso è permesso il ricorso alla leva
finanziaria né la vendita allo scoperto. L’operatività della gestio-
ne obbligazionaria ha avuto inizio nel secondo semestre 2013,
per il Portafoglio espresso in euro, e nel 2017 per il Portafoglio
espresso in USD. Al 31 dicembre 2022 il rating del portafoglio
complessivo di Liquidità Strategica è pari a A/A- in lieve miglio-
ramento rispetto a quello di fine 2021.
Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2022 in
termini di VaR (raffrontati con quelli dell’esercizio 2021) per
quanto attiene ai rischi tasso di interesse e di cambio, nella
prima parte, nonché al rischio di prezzo delle commodity (ag-
gregato per tipologia di esposizione); relativamente alla liqui-
dità strategica è riportata la sensitivity a variazioni dei tassi di
interesse.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022328
(Value at Risk - approccio parametrico varianze/covarianze; holding period: 20 giorni; intervallo di confidenza: 99%)
2022 2021
(€ milioni) Massimo Minimo Media Fine esercizio Massimo Minimo Media Fine esercizio
Tasso di interesse
(a)
9,05 2,61 5,19 3,22 11,04 1,29 3,32 3,66
Tasso di cambio
(a)
0,95 0,09 0,29 0,34 0,28 0,11 0,18 0,12
(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 e Banque Eni SA.
(Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%)
2022 2021
(€ milioni) Massimo Minimo Media Fine esercizio Massimo Minimo Media Fine esercizio
Portfolio Management Esposizioni
Commerciali
(a)
800,39 30,65 261,41 30,65 42,76 2,91 23,80 2,91
Trading
(b)
1,63 0,01 0,36 0,04 1,03 0,12 0,37 0,20
(a) Il perimetro consiste nell’area di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing, Green/Traditional Refining & Marketing, Plenitude, Eni Trading & Biofuels, Eni Global
Energy Markets (portafogli commerciali). Il VaR è calcolato sulla cosiddetta vista Statutory, con orizzonte temporale coincidente con l’anno di Bilancio, includendo tutti i volumi con consegna
nell’anno e tutti i derivati finanziari di copertura di competenza. Di conseguenza l’andamento del VaR di GGP, Power G&M, GTR&M e di Plenitude nel corso dell’anno risulta decrescente per il
graduale consuntivarsi delle posizioni all’interno dell’orizzonte annuo fissato.
(b) L’attività di trading proprietario cross‐commodity, mediante strumenti finanziari, fa capo a Eni Trading & Biofuels e Eni Global Energy Markets (Londra‐Bruxelles‐Singapore) e a Eni Trading
& Shipping Inc (Houston).
(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
2022 2021
(€ milioni) Massimo Minimo Media Fine esercizio Massimo Minimo Media Fine esercizio
Liquidità strategica Portafoglio euro
(a)
0,30 0,16 0,23 0,16 0,40 0,29 0,33 0,30
(a) L’operatività della gestione del portafoglio di liquidità strategica è iniziata nel luglio 2013.
(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
2022 2021
($ milioni) Massimo Minimo Media Fine esercizio Massimo Minimo Media Fine esercizio
Liquidità strategica Portafoglio dollaro USA
(a)
0,13 0,04 0,08 0,04 0,14 0,05 0,11 0,13
(a) L’operatività della gestione del portafoglio di liquidità strategica in dollari USA è iniziata nell’agosto 2017.
Rischio di credito
Il rischio di credito rappresenta l’esposizione dell’impresa a po-
tenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle ob-
bligazioni assunte dalla controparte. Eni ha definito policy di
gestione del rischio di credito coerenti con la natura e con le ca-
ratteristiche delle controparti delle transazioni commerciali e fi-
nanziarie nell’ambito del modello di finanza accentrata prescelto.
Eni ha adottato un modello per la quantificazione 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 qua-
le si stima una probabilità di default e una capacità di recupero
sul credito passato in default attraverso la cosiddetta Loss Given
Default.
All’interno del modello di gestione e controllo del rischio 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 finanziaria relative agli strumenti finan-
ziari utilizzati da Eni, quali depositi, derivati e investimenti in titoli
mobiliari.
329ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Rischio credito per esposizioni di natura commerciale
Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura com-
merciale, la gestione del credito è affidata alle unità di business
e alle funzioni specialistiche corporate di finanza e amministra-
zione dedicate, ed è operata sulla base di procedure formalizzate
per la valutazione e l’affidamento delle controparti commerciali,
per il monitoraggio delle esposizioni creditizie, per le attività di re-
cupero crediti e dell’eventuale gestione del contenzioso. A livello
corporate vengono definiti gli indirizzi generali e le metodologie
per la quantificazione e il controllo della rischiosità del cliente, in
particolare la rischiosità delle controparti commerciali è valuta-
ta attraverso un modello di rating interno che combina i diversi
fattori predittivi del default derivanti dalle variabili di contesto
economico, dagli indicatori finanziari, dalle esperienze di paga-
mento e dalle informazioni dei principali info provider speciali-
stici. 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 utilizzando, quale dato di in-
put, i Country Risk Premium adottati ai fini della determinazione
dei WACC per l’impairment degli asset non finanziari. Infine, per
le posizioni retail, in assenza di rating specifici, la rischiosità è
determinata differenziando la clientela per cluster omogenei di
rischio sulla base delle serie storiche dei dati relativi agli incassi,
periodicamente aggiornate.
Rischio credito per esposizioni di natura finanziaria
Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura fi-
nanziaria derivante essenzialmente dall’impiego della liquidità
corrente e strategica, dalle posizioni in contratti derivati e da
transazioni con sottostante fisico con controparti finanziarie
valutate al fair value, le policy interne prevedono il controllo
dell’esposizione e della concentrazione attraverso limiti di ri-
schio credito espressi in termini di massimo affidamento e
corrispondenti a diverse classi di controparti finanziarie, defini-
te a livello di Consiglio di Amministrazione e basate sul rating
fornito dalle principali agenzie. Il rischio è gestito dalle funzioni
di finanza operativa, da Eni Global Energy Markets SpA (EGEM)
e da Eni Trade & Biofuels SpA (ETB) ed Eni Trading & Shipping
Inc (ETS Inc) per l’attività in derivati su commodity nonché dal-
le 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 clas-
se di rating, sono individuati per ciascuna struttura operativa
gli elenchi nominativi delle controparti abilitate, assegnando a
ciascuna un limite massimo di affidamento per la singola en-
tità legale e complessivamente per il gruppo di appartenenza,
che viene monitorato e controllato attraverso la valutazione
giornaliera dell’utilizzo degli affidamenti e l’analisi periodica di
Expected 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 re-
perire fondi (funding liquidity risk) o di liquidare attività sul mer-
cato (asset liquidity risk). La conseguenza del verificarsi di detto
evento è un impatto negativo sul risultato economico nel caso in
cui l’impresa sia costretta a sostenere costi addizionali per fron-
teggiare i propri impegni o, come estrema conseguenza, una si-
tuazione di insolvibilità che pone a rischio la continuità aziendale.
Tra gli obiettivi di risk management di Eni vi è il mantenimento
di un ammontare adeguato di risorse finanziarie prontamente
disponibili per far fronte a shock esogeni (drastici mutamenti di
scenario, restrizioni nell’accesso al mercato dei capitali) ovvero
per assicurare un adeguato livello di elasticità operativa ai pro-
getti di sviluppo dell’azienda. A tal fine Eni mantiene una riserva
di liquidità strategica costituita prevalentemente da strumenti
finanziari a breve termine e ad alta liquidabilità, privilegiando un
profilo di rischio molto contenuto. Allo stato attuale, la Società
ritiene di disporre di fonti di finanziamento più che adeguate a
soddisfare le prevedibili necessità finanziarie, attraverso la dispo-
nibilità 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 fronte dell’accresciuta volatilità dei mercati delle commodity
e del connesso maggior impegno finanziario legato alla mar-
ginazione dei derivati in commodity, Eni ha rafforzato ulterior-
mente la propria flessibilità finanziaria tramite l’attivazione di
nuove linee di finanziamento. Eni ha in essere un programma
di Euro Medium Term Notes, grazie al quale il Gruppo può repe-
rire sul mercato dei capitali fino a €20 miliardi; al 31 dicembre
2022 il programma risulta utilizzato per €15,8 miliardi (di cui
Eni SpA per €13,4 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 Negative per il debito a lungo e P-2 per il debito a breve;
Fitch assegna ad Eni il rating A- con outlook Stabile per il debito
a lungo termine e F1 per il debito a breve. Il rating Eni è legato,
oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al rating
sovrano dell’Italia. A tale proposito, sulla base delle metodolo-
gie utilizzate dalle agenzie di rating, un downgrade del rating
sovrano italiano può ripercuotersi sul rating delle società emit-
tenti italiane, tra cui Eni. Nel corso del 2022 Moody’s ha rivisto
l’outlook di Eni da Stabile a Negativo in virtù del peggioramento
dell’outlook italiano.
Nel corso del 2022 Eni ha rinegoziato ed ampliato il proprio por-
tafoglio di linee di credito committed tramite la stipulazione di
una linea di credito sustainability-linked sindacata con un pool
di banche per un ammontare di €6,0 miliardi. Al 31 dicembre
2022 il valore complessivo delle linee di credito committed di-
sponibili è pari a €8,1 miliardi.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022330
Pagamenti futuri a fronte di passività finanziarie, debiti commerciali e altri debiti
Nella tabella che segue sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari e alle pas-
sività per beni in leasing compresi i pagamenti per interessi, alle passività per strumenti finanziari derivati.
Anni di scadenza
(€ milioni) 2023 2024 2025 2026 2027 Oltre Totale
31.12.2022
Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve 2.883 2.339 2.640 3.298 1.927 9.246 22.333
Passività finanziarie a breve termine 4.446 4.446
Passività per beni in leasing 851 584 445 365 347 2.312 4.904
Passività per strumenti finanziari derivati 9.042 1 51 54 180 9.328
17.222 2.924 3.136 3.717 2.274 11.738 41.011
Interessi su debiti finanziari 590 494 459 365 284 716 2.908
Interessi su passività per beni in leasing 235 209 184 165 147 685 1.625
825 703 643 530 431 1.401 4.533
Garanzie finanziarie 1.668 1.668
Anni di scadenza
2022 2023 2024 2025 2026 Oltre Totale
31.12.2021
Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve 1.903 4.339 2.272 2.616 3.910 10.668 25.708
Passività finanziarie a breve termine 2.299 2.299
Passività per beni in leasing 920 688 565 508 481 2.147 5.309
Passività per strumenti finanziari 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 finanziari 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 finanziarie 1.599 1.599
Le passività per beni in leasing comprensivi della quota in-
teressi è riferibile per €760 milioni (€2.370 milioni al 31 di-
cembre 2021) alla quota di competenza dei partner delle
joint operation non incorporate operate da Eni che sarà recu-
perata 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.
Anni di scadenza
(€ milioni) 2023 2024-2027 Oltre Totale
31.12.2022
Debiti commerciali 19.527 19.527
Altri debiti e anticipi 6.182 77 110 6.369
25.709 77 110 25.896
Anni di scadenza
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
331ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022332
27
Pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali
In aggiunta ai debiti finanziari, alle passività per beni in leasing e
ai debiti commerciali e altri debiti rappresentati nello stato patri-
moniale, 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 ob-
bligazioni sono valorizzate in base al costo netto per l’impresa
di terminazione del contratto, costituito dall’importo minimo tra
i costi di adempimento dell’obbligazione contrattuale e l’ammon-
tare dei risarcimenti/penalità contrattuali connesse al mancato
adempimento.
Le principali obbligazioni contrattuali sono relative ai contratti ta-
ke-or-pay in base ai quali Eni ha l’obbligo di ritirare volumi minimi
di gas o di pagare un ammontare equivalente di denaro con la
possibilità di ritirare i volumi sottostanti negli esercizi successivi.
Gli ammontari dovuti sono stati calcolati sulla base delle assun-
zioni di prezzo di acquisto del gas e dei servizi formulate nel pia-
no industriale quadriennale approvato dalla Direzione Aziendale
e per gli esercizi successivi sulla base delle assunzioni di lungo
termine del management.
Nella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti non at-
tualizzati dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle principa-
li obbligazioni contrattuali in essere. Gli importi che dovrebbero
essere pagati nel 2023 per lo smantellamento degli asset Oil &
Gas e per il risanamento ambientale si basano sulle stime del-
la direzione e non rappresentano obblighi finanziari alla data di
chiusura.
Anni di scadenza
(€ milioni) 2023 2024 2025 2026 2027 Oltre Totale
Costi di abbandono e ripristino siti
(a)
685 440 376 376 485 11.622 13.984
Costi relativi a fondi ambientali 591 507 408 317 306 1.388 3.517
Impegni di acquisto
(b)
44.715 39.516 25.737 18.980 14.056 64.976 207.980
- Gas
Take-or-pay 40.628 38.547 25.250 18.717 13.926 64.698 201.766
Ship or pay 915 506 419 250 121 249 2.460
- Altri impegni di acquisto 3.172 463 68 13 9 29 3.754
Altri Impegni 1 1
- Memorandum di intenti Val d'Agri 1 1
Totale 45.992 40.463 26.521 19.673 14.847 77.986 225.482
(a) Il fondo abbandono e ripristino siti accoglie principalmente i costi che si presume di sostenere al termine dell’attività di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la
rimozione delle strutture e il ripristino dei siti.
(b) Riguardano impegni di acquisto di beni e servizi che l’impresa è obbligata ad adempiere in quanto vincolanti in base a contratto.
Impegni per investimenti
Nel prossimo quadriennio Eni prevede di eseguire un programma
d’investimenti tecnici e in partecipazioni di circa €37 miliardi. Nel-
la tabella che segue sono rappresentati con riferimento alla data
di bilancio gli investimenti a vita intera relativi ai progetti commit-
ted. Un progetto è considerato committed quando ha ottenuto le
necessarie approvazioni da parte del management e per il quale
normalmente sono stati già collocati o sono in fase di finalizza-
zione i contratti di procurement.
Gli ammontari indicati comprendono impegni per progetti di in-
vestimenti ambientali.
Anni di scadenza
(€ milioni) 2023 2024 2025 2026 Oltre Totale
Impegni per investimenti committed 8.080 6.093 3.845 2.047 3.785 23.850
(27) I pagamenti relativi ai benefici per i dipendenti sono indicati alla nota n. 22 – Fondi per benefici ai dipendenti.
Altre informazioni sugli strumenti finanziari
2022 2021
(€ milioni)
Valore di
iscrizione
Proventi (oneri) rilevati a
Conto
economico
Altre componenti
dell’utile
complessivo
Valore di
iscrizione
Proventi (oneri) rilevati a
Conto
economico
Altre componenti
dell’utile
complessivo
Strumenti finanziari valutati al fair value con effetti a conto economico:
- Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
(a)
8.251 (55) 6.301 11
- Strumenti derivati non di copertura e di trading
(b)
2.006 (1.723) (611) 597
Partecipazioni minoritarie valutate al fair value
(c)
1.202 351 56 1.294 230 105
Crediti e debiti e altre attività/passività valutate al costo ammortizzato:
- Crediti commerciali e altri crediti
(d)
21.396 31 19.124 (226)
- Crediti finanziari
(e)
3.415 (16) 6.140 39
- Titoli
(a)
56 53
- Debiti commerciali e altri debiti
(a)
25.897 53 21.941 (80)
- Debiti finanziari
(f)
26.917 (692) 27.794 (250)
Attività (passività) nette per contratti derivati di copertura
(g)
(129) (4.677) 794 96 (215) (1.264)
(a) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei “Proventi (oneri) finanziari”.
(b) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli “Altri proventi (oneri) operativi” per €1.736 milioni di oneri (proventi per €903 milioni nel 2021) e nei “Proventi (oneri) finanziari” per €13
milioni di proventi (oneri per €306 milioni nel 2021).
(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 €47 milioni di riprese di valore nette (€279 milioni di
svalutazioni nette nel 2021) e nei “Proventi (oneri) finanziari” per €16 milioni di oneri (proventi per €53 milioni nel 2021), comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso d’interesse effettivo
per €15 milioni (€18 milioni di interessi attivi nel 2021).
(e) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei “Proventi (oneri) finanziari”, comprensivi di interessi attivi calcolati in base al tasso di interesse effettivo per €86 milioni (€53 milioni nel 2021)
e svalutazioninette per €111 milioni (€25 milioni di svalutazioni nette nel 2021).
(f) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei “Proventi (oneri) finanziari”, comprensivi di interessi passivi calcolati in base al tasso di interesse effettivo per €568 milioni (€487 milioni nel 2021).
(g) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei “Ricavi della gestione caratteristica” e negli “Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi”.
Informazioni sulla compensazione di strumenti finanziari
(€ milioni)
Ammontare lordo
delle attività
e passività finanziarie
Ammontare lordo
delle attività e passività
finanziarie compensate
Ammontare netto delle attività
e passività finanziarie rilevate
nello schema di stato patrimoniale
31.12.2022
Attività finanziarie
Crediti commerciali e altri crediti 23.546 2.706 20.840
Altre attività correnti 18.684 5.863 12.821
Altre attività non correnti 2.236 2.236
Passività finanziarie
Debiti commerciali e altri debiti 28.415 2.706 25.709
Altre passività correnti 18.336 5.863 12.473
Altre passività non correnti 3.234 3.234
31.12.2021
Attività finanziarie
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 finanziarie
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
La compensazione di attività e passività finanziarie riguarda:
(i) crediti e debiti verso enti di Stato del settore Exploration &
Production per €2.651 milioni (€1.540 milioni al 31 dicembre
2021) e crediti e debiti commerciali di Eni Trading & Shipping
Inc per €55 milioni (€71 milioni al 31 dicembre 2021); (ii) altre
attività e passività correnti e non correnti relative a strumenti
finanziari derivati per €5.863 milioni (€7.159 milioni al 31 di-
cembre 2021).
333ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Contenziosi
Eni SpA è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni
legali collegati al normale svolgimento delle sue attività. Sulla
base delle informazioni attualmente disponibili, tenuto conto dei
fondi stanziati e rappresentando che in alcuni casi non è pos-
sibile una stima attendibile dell’onere eventuale, 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 procedi-
menti più significativi per i quali, generalmente e salvo diversa
indicazione, non è stato effettuato uno stanziamento al fondo
rischi in quanto un esito sfavorevole è giudicato improbabile o
l’entità dello 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 EniChem
Agricoltura SpA – Agricoltura SpA in liquidazione – Eni-
Chem Augusta Industriale Srl – Fosfotec Srl) – Sito di
Crotone (Discarica di Farina Trappeto). Nel 2010 è stato
avviato presso la Procura di Crotone un procedimento pe-
nale per disastro ambientale, avvelenamento di sostan-
ze destinate all’alimentazione ed omessa bonifica in re-
lazione all’attività della discarica ex Montedison “Farina
Trappeto”, divenuta di proprietà del Gruppo Eni nel 1991,
data a partire dalla quale, non vi è stato più alcun confe-
rimento 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 pro-
prietà 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 ab-
bia chiesto il proscioglimento di tutti gli imputati, lo scor-
so 17 gennaio 2020, il GUP ha chiesto al PM di modificare
i capi d’imputazione al fine di meglio precisare modalità e
tempi di commissione delle singole condotte contestate.
Il PM ha perciò provveduto a precisare, per ciascun im-
putato, il periodo temporale della presunta posizione di
garanzia rivestita, e all’esito 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. In relazione ai
suddetti casi di intervenuta prescrizione la Società ha,
ritenuto di promuovere appello avverso la sentenza del
GUP al fine di ottenere un’assoluzione nel merito. Si è in
attesa di fissazione del giudizio di appello.
ii) Eni Rewind SpA – Crotone Omessa Bonifica. Nell’aprile
del 2017 è stato aperto dalla Procura di Crotone un ul-
teriore procedimento penale sulle attività di bonifica del
sito di Crotone nel suo complesso. Nel frattempo, nella
prima metà del 2018, il nuovo progetto di bonifica pre-
sentato dalla Società è stato ritenuto approvabile da parte
del Ministero dell’Ambiente. In attesa delle determinazioni
del Pubblico Ministero è stata depositata una memoria di-
fensiva per riassumere l’attività svolta da Syndial (ora Eni
Rewind SpA) in tema di bonifica, espressiva della chiara
volontà di intervenire in modo risolutivo, e ottenere un’ar-
chiviazione del procedimento penale. In data 3 marzo
2020 è stato emanato il Decreto Ministeriale di approva-
zione del POB Fase 2. Il Pubblico Ministero ha presentato
richiesta di archiviazione e il GIP ha fissato una udienza
camerale. Con ordinanza del 10 gennaio 2022 il GIP di
Crotone ha disposto l’esecuzione di una CTU a esito della
quale è stato accertato come Eni Rewind abbia eseguito
le attività ambientali nelle aree di sua proprietà in coeren-
za con i decreti autorizzativi delle medesime. Si rimane in
attesa della determinazione del Pubblico Ministero con-
seguente al deposito di questa consulenza integrativa.
iii) Eni Rewind SpA e Versalis SpA – Darsena Porto Torres.
Nel 2012 il Tribunale di Sassari, su richiesta della Procura,
ha disposto lo svolgimento di un incidente probatorio re-
lativamente 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 dele-
gati 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 costi-
tuite hanno chiesto la liquidazione del danno ambientale:
il Ministero e la Regione Sardegna per oltre €1,5 miliardi,
mentre le altre parti civili si sono rimesse alla valutazione
equitativa del Giudice. Il Tribunale, nel luglio 2016 ha as-
solto gli indagati Eni Rewind e Versalis per il reato di disa-
stro ambientale e deturpamento di bellezze naturali (golfo
dell’Asinara), condannando 3 dirigenti Eni Rewind SpA ad
un anno, con pena sospesa per il reato di disastro ambien-
tale colposo limitatamente al periodo agosto 2010-gen-
naio 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 condanna dei tre imputati ad
un anno di reclusione per il reato di disastro innominato
colposo, nonché alle conseguenti statuizioni civili. Anche
in ragione della omessa valutazione in sentenza delle ar-
gomentazioni scientifiche esposte dai consulenti tecnici
della difesa nella relazione tecnica depositata in giudizio,
che dimostrano la totale assenza di un pericolo per la pub-
blica incolumità in area Darsena servizi, è stato depositato
Ricorso per Cassazione avverso la sentenza della Corte
d’Appello. Il giudizio pende in Cassazione.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022334
iv) Eni Rewind SpA – Discarica di Minciaredda, Sito di Porto
Torres. Nel 2015 il Tribunale di Sassari, su richiesta della
Procura, ha disposto il sequestro dell’area di discarica in-
terna allo stabilimento di Porto Torres denominata “Min-
ciaredda”. I reati contestati agli indagati sono gestione di
discarica non autorizzata e disastro ambientale mentre a
Eni Rewind SpA è stato contestato il corrispondente ille-
cito amministrativo ai sensi del D.Lgs. 231/01. Con riferi-
mento all’iter di bonifica dell’area Minciaredda, nel luglio
2018 è stato decretato il progetto di bonifica dei suoli e
delle falde cd. Nuraghe Fase 1. All’esito delle indagini pre-
liminari è stata presentata richiesta di rinvio a giudizio.
In udienza preliminare gli enti territoriali e alcune asso-
ciazioni ambientaliste si sono costituite parte civile. Sono
state ammesse la Regione Sardegna, il Comune di Sassa-
ri, il Comune di Porto Torres, il WWF e l’Ente Parco Asina-
ra. Il Giudice ha autorizzato la citazione del responsabile
civile Eni Rewind SpA. All’esito dell’udienza preliminare il
GUP ha disposto il rinvio a giudizio degli imputati e della
Società davanti al Tribunale di Sassari. Una volta istaura-
to il giudizio di primo grado è stata ammessa la costitu-
zione di parte civile del MITE e il Tribunale, accogliendo in
parte le doglianze della difesa, 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 provveduto a celebrare
una nuova udienza preliminare a suo carico. All’esito del-
la nuova udienza preliminare, con sentenza del 31 marzo
2022, Eni Rewind è stata prosciolta per improcedibilità
dell’azione ai sensi del D.Lgs. 231/01 nei suoi confron-
ti e definitivamente estromessa dal processo penale.
Nell’ambito del procedimento penale a carico dei dirigenti
di Eni Rewind, invece, in data 13 novembre 2022, il Tribu-
nale di Sassari ha pronunciato sentenza di assoluzione
per insussistenza del reato di gestione di discarica abusi-
va e per non aver commesso il delitto di disastro ambien-
tale doloso. Per gli effetti della pronuncia di assoluzione
nel merito non hanno trovato accoglimento le richieste
risarcitorie avanzate dalle parti civili MITE, Regione Sar-
degna, Comune di Porto Torres, Comune di Sassari, Ente
parco nazionale dell’Asinara e WWF nei confronti degli
imputati e di Eni Rewind in qualità di responsabile civile.
Dal momento che PM e parti civili hanno depositato atto
di appello avverso la sentenza di primo grado, si resta in
attesa di fissazione del giudizio di appello.
v) Eni Rewind SpA – Palte fosfatiche, Sito di Porto Torres.
Nel 2015 il Tribunale di Sassari ha disposto, su richiesta
della Procura, il sequestro preventivo dell’area denomina-
ta “palte fosfatiche” ubicata all’interno dello stabilimento
di Porto Torres. I reati contestati agli indagati sono disa-
stro ambientale, gestione non autorizzata di discarica di
rifiuti pericolosi e altri reati ambientali. Eni Rewind SpA
è stata autorizzata sia dal Prefetto che dal Tribunale, a
effettuare il miglioramento della delimitazione dell’area
di discarica, l’adozione di dispositivi di monitoraggio am-
bientale dell’area e delle acque meteoriche. In data 30
maggio 2019 è stato notificato avviso di conclusione del-
le indagini preliminari. La società Eni Rewind è risultata
indagata ai sensi del D.Lgs. 231/01. Nel novembre 2019
è stata notificata richiesta di rinvio a giudizio. All’esito
dell’udienza preliminare, nel corso della quale si è costi-
tuito parte civile il Comune di Porto Torres, il GUP ha pro-
nunciato nei confronti di tutti gli imputati sentenza di non
luogo a procedere per intervenuta prescrizione in relazio-
ne 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.Lgs. 231/01, mentre nel 2021 ha disposto il
rinvio a giudizio degli imputati davanti al Tribunale di Sas-
sari, limitatamente al reato di disastro ambientale. Una
volta instaurato il giudizio di primo grado si è costituito
parte civile il MITE. Il Tribunale, in accoglimento delle ec-
cezioni della difesa, ha dichiarato inesistente il decreto di
rinvio a giudizio con restituzione degli atti al GUP. Il giudi-
zio pende ora innanzi al GUP di Sassari, individuato quale
giudice competente a decidere.
vi) Raffineria di Gela SpA – Eni Mediterranea Idrocarburi
(EniMed) SpA – Disastro innominato. Procedimento pe-
nale pendente a carico di dirigenti della Raffineria di Gela
e della EniMed per i reati di disastro innominato, gestione
illecita di rifiuti e scarico di acque reflue industriali senza
autorizzazione. Alla Raffineria di Gela è contestato l’ille-
cito amministrativo da reato ai sensi del D.Lgs. 231/01.
Questo procedimento penale aveva inizialmente ad og-
getto l’accertamento del presunto inquinamento del sot-
tosuolo derivante da perdite di prodotto da 14 serbatoi di
stoccaggio della Raffineria di Gela non ancora dotati di
doppio fondo, nonché fenomeni di contaminazione nelle
aree marine costiere adiacenti lo stabilimento in ragione
della mancata tenuta del sistema di barrieramento rea-
lizzato nell’ambito del procedimento di bonifica del sito.
In occasione della chiusura delle indagini preliminari, il
Giudice ha riunito in questo procedimento altre indagini
aventi ad oggetto episodi inquinanti collegati all’esercizio
di altri impianti della Raffineria di Gela e ad alcuni feno-
meni di perdita di idrocarburi dalle condotte di pertinenza
della società EniMed. Il procedimento è tuttora in corso
nella fase dibattimentale.
vii) Eni SpA – Indagine Val d’Agri. A valle delle indagini con-
dotte per accertare la sussistenza di un traffico illecito di
rifiuti prodotti dal Centro Olio Val d’Agri (COVA) di Viggia-
no e smaltiti in impianti di depurazione su territorio nazio-
nale, nel marzo 2016 la Procura di Potenza ha disposto gli
arresti domiciliari per cinque dipendenti Eni e posto sotto
sequestro alcuni impianti funzionali all’attività produttiva
in Val d’Agri, che conseguentemente è stata interrotta.
La difesa ha condotto degli accertamenti tecnici indipen-
335ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
denti avvalendosi di esperti di livello internazionale, i quali
hanno accertato la rispondenza dell’impianto alle Best
Available Technologies e alle Best Practice internazionali.
Parallelamente, la Società ha individuato una soluzione
tecnica consistente in modifiche non sostanziali all’im-
pianto, per il convogliamento delle acque risultanti dal
processo di trattamento delle linee gas, con la finalità di
eliminare l’azione di “miscelazione” nei termini contestati.
Tale soluzione è stata approvata dalla Procura, consen-
tendo 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 amministrativo
di riesame dell’AIA. Nell’ambito del procedimento penale,
la Procura ha richiesto il rinvio a giudizio per tutti gli impu-
tati per le ipotesi di traffico illecito di rifiuti, violazione del
divieto di miscelazione di rifiuti, gestione non autorizzata
di rifiuti e falso ideologico in atto pubblico, e la persona
giuridica Eni ai sensi del D.Lgs. 231/2001. A seguito dell’u-
dienza preliminare, il processo si è aperto nel novembre
2017. All’esito dell’istruttoria dibattimentale, il Tribunale di
Potenza, in data 10 marzo 2021, ha emesso il dispositi-
vo di sentenza con cui, in relazione alla contestazione di
falso ideologico in atto pubblico, ha assolto tutti gli impu-
tati; in relazione alle contravvenzioni in contestazione, ha
dichiarato non doversi procedere per intervenuta prescri-
zione; infine, in relazione all’ipotesi di traffico illecito di ri-
fiuti, ha assolto due ex dipendenti del Distretto Meridiona-
le per non avere commesso il fatto, ha condannato sei ex
funzionari del medesimo Distretto con sospensione della
pena ed ha correlativamente condannato Eni ai sensi del
D.Lgs. 231/01 alla sanzione di €700.000, disponendo la
confisca di una somma quantificata in €44.248.071 rite-
nuta costituire l’ingiusto profitto conseguito dal reato, da
cui detrarre l’ammontare dei costi sostenuti da Eni per le
modifiche 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
profili di condanna. È stata svolta un’analisi sui profili del-
la condanna di primo grado concludendo, in condivisione
con i legali incaricati, per il ragionevole affidamento nella
successiva revoca della condanna stessa e si è in attesa
di fissazione del giudizio di secondo grado.
viii) Eni SpA – Indagine sanitaria attività del COVA. A valle
del procedimento penale per traffico illecito di rifiuti, gli
aspetti sanitari ivi in corso di accertamento sono stati
oggetto di stralcio in altro procedimento penale. Conte-
stualmente è stata disposta l’iscrizione di 9 imputati di
procedimento connesso per fattispecie contravvenzionali
relative a presunte violazioni nella redazione del Docu-
mento di Valutazione dei Rischi occupazionali delle atti-
vità 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’Ispetto-
rato del Lavoro di Potenza nei confronti dei Datori di Lavo-
ro storici del COVA per omessa e incompleta valutazione
dei rischi chimici del COVA. Nell’ottobre 2017 seguiva, su
richiesta del Consulente della Procura, provvedimento di
UNMIG di rimansionamento di 25 dipendenti presso il
COVA per errato giudizio di idoneità alla mansione lavo-
rativa 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 reato, per le quali indaga la Procura, in
fattispecie delittuose di disastro, omicidio e lesioni per-
sonali colpose, con violazione 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 popolazione del territorio e per i propri dipendenti. Il
procedimento è attualmente pendente in fase di indagini
preliminari.
ix) Eni SpA – Procedimento penale Val d’Agri - Spill Ser-
batoio. Nel febbraio 2017 i NOE del reparto di Potenza
rinvenivano un flusso di acqua contaminata da tracce
di idrocarburi con provenienza non nota, che scorreva
all’interno di un pozzetto grigliato ubicato in area ester-
na rispetto al confine del Centro Olio Val d’Agri (COVA),
sottoposto a sequestro giudiziario. Le attività eseguite
dall’Eni all’interno del COVA finalizzate a ricostruire l’origi-
ne 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, agli Enti competenti, ai quali successivamente, è
stato trasmesso il documento di Analisi di Rischio. A se-
guito di tale evento è stata aperta un’indagine penale per
i reati di disastro ambientale nei confronti dei precedenti
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 ufficiali appartenenti alle amministrazioni locali
per i reati di abuso d’ufficio, falsità materiale e ideologica
in atti pubblici commessi nel 2014 e di disastro innomina-
to nella forma omissiva e di cooperazione colposa com-
messo nel febbraio 2017. Nell’aprile 2017 Eni ha, di pro-
pria iniziativa, sospeso l’attività industriale presso il COVA,
anticipando quanto disposto dalla Delibera della Giunta
Regionale. Nel luglio 2017 Eni ha riavviato l’attività petroli-
fera avendo ricevuto le necessarie autorizzazioni da parte
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022336
della Regione una volta completati gli accertamenti e le
verifiche, che hanno confermato l’integrità dell’impianto e
la presenza delle condizioni di sicurezza.
Nel periodo dell’interruzione Eni ha eseguito tutte le pre-
scrizioni degli Enti competenti, compresa la dotazione 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’e-
vento; con altri invece le trattative sono ancora in corso.
I prevedibili esborsi relativi a tali transazioni sono stati
stanziati. Inoltre, Eni, sta eseguendo tutte le attività di bo-
nifica e messa in sicurezza necessarie.
Si segnala, altresì, che nel febbraio 2018 la Società ha
impugnato le note del Dipartimento dei Vigili del Fuoco
dell’ottobre e del dicembre 2017, precisando di non rite-
nersi obbligata ad effettuare l’integrazione del Rapporto
di Sicurezza ivi richiesta, considerato che i dati acquisiti
nell’area interessata dimostrerebbero secondo le valuta-
zioni Eni che la perdita dai serbatoi è stata tempestiva-
mente ed efficientemente controllata e che non si è mai
verificata una situazione di pericolo grave per la salute
umana e per l’ambiente.
Nel mese di aprile 2019 sono state disposte nei confronti
di tre dipendenti misure cautelari, le quali, a seguito di im-
pugnazione, sono state annullate dalla Suprema 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 me-
desimo del decreto di giudizio immediato cd. custodiale,
accolto dal GIP. Il giudizio immediato è attualmente pen-
dente nelle fasi preliminari al dibattimento. 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 luogo a procedere
perché il fatto non è previsto dalla legge come reato pre-
supposto dalla responsabilità amministrativa, 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.
Infine, il GUP ha disposto il rinvio a giudizio dei due di-
pendenti Eni davanti al Tribunale di Potenza, qualificando
l’imputazione nei loro confronti nella fattispecie di reato
di disastro innominato, non aderendo alla qualificazione
giuridica richiesta dal Pubblico Ministero ai sensi della
nuova fattispecie di disastro ambientale. Nel prosieguo,
nell’ambito di detto procedimento, numerose parti hanno
presentato istanza di costituzione di parte civile e, nelle
more di valutare le richieste di esclusione presentate dal-
le difese rispetto a quest’ultime, il Tribunale ha emesso
Decreto di citazione di Eni, quale responsabile civile. I due
procedimenti a carico delle persone fisiche, oggi entram-
bi pendenti nelle fasi preliminari al dibattimento, saran-
no in seguito riuniti dal Tribunale in un unico processo
dibattimentale. Per quanto concerne Eni SpA quale ente
ex D.Lgs. 231/01, il PM ha emesso un nuovo avviso di
conclusione delle indagini preliminari.
x) Raffineria di Gela SpA/Eni Mediterranea Idrocarburi
(EniMed) SpA – Gestione rifiuti discarica CAMASTRA.
Nel giugno 2018 la Procura di Palermo ha avviato nei
confronti delle società Eni Raffineria di Gela e EniMed
un procedimento penale che riguarda un presunto traf-
fico illecito di rifiuti industriali provenienti da operazioni
di bonifica 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 certificazione dei rifiuti ai
fini della ricezione in discarica. A seguito delle attività di-
fensive espletate, la posizione dell’AD della Raffineria di
Gela SpA e della medesima società sono state oggetto
di richiesta e decreto di archiviazione, mentre per la posi-
zione dell’AD di EniMed e della società è stato chiesto e
ottenuto il rinvio a giudizio. Il procedimento è in corso din-
nanzi al Tribunale di Agrigento al quale è stato trasferito
per competenza territoriale.
xi) Versalis SpA – Sequestro Preventivo presso lo stabili-
mento di Priolo Gargallo. Nel febbraio 2019 il Tribunale
di Siracusa, su richiesta della Procura, nell’ambito di una
indagine riguardante i reati di getto 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 emis-
sioni prodotte dal complesso industriale di Priolo Gar-
gallo ha disposto il sequestro preventivo, consentendo
la facoltà d’uso, degli impianti di Versalis che, sulla base
dei rilievi tecnici formulati dai consulenti tecnici nominati
dalla Procura, presentano punti di emissioni convogliate
e diffuse non conformi alle Best Available Techniques
(BAT). Il provvedimento de quo contiene alcuni passaggi
relativi al rapporto fra le BAT e le Autorizzazioni Integra-
te Ambientali (AIA) rilasciate che, secondo le valutazioni
tecniche dei consulenti della Procura, non sarebbero le-
gittime in quanto poco coerenti con i dettami normativi.
Versalis ha provveduto già da qualche anno alla realizza-
zione dei miglioramenti impiantistici richiesti dalla Procu-
ra e dai suoi consulenti e per tale ragione il provvedimento
337ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
in questione è stato impugnato dinanzi al Tribunale del
Riesame che il 26 marzo 2019 ha disposto il dissequestro
degli impianti con annullamento del decreto. Nel marzo
2021 è stato notificato avviso di conclusione delle indagi-
ni preliminari, con la formulazione da parte della Procura
delle ipotesi di reato già ipotizzate in precedenza.
xii) Versalis SpA. Sequestro dell’impianto di depurazione
gestito da IAS SpA- Priolo Gargallo. In data 3 febbraio
2022, veniva notificata a Versalis una richiesta di proroga
del termine delle indagini preliminari della Procura della
Repubblica di Siracusa che – in relazione al sistema di
scarichi dei reflui industriali dell’impianto Versalis nel de-
puratore di Priolo gestito da IAS SpA – ipotizzava i reati
di disastro ambientale (452 quater c.p.) e di violazione
della normativa in materia di scarichi, secondo l’assunto
accusatorio in corso di consumazione, a carico di due ex
direttori dello stabilimento Versalis di Priolo, nonché di un
dipendente di Versalis, avente allora un ruolo dirigenziale
in Priolo Servizi.
Contestazioni analoghe venivano ipotizzate a carico di al-
tri dipendenti delle società coinsediate nel sito industriale
di Priolo Gargallo nonché di IAS SpA, mentre le persone
giuridiche Versalis, Priolo Servizi e le altre società coinse-
diate risultavano Enti indagati ai sensi del D.Lgs. 231/01.
In data 15 giugno 2022 venivano notificati l’ordinanza di
applicazione di misura cautelare e il decreto di sequestro
preventivo con i quali il Giudice per le Indagini Prelimina-
ri presso il Tribunale di Siracusa disponeva il sequestro
dell’impianto di depurazione e delle quote societarie di
IAS SpA, con la nomina di un amministratore giudiziario
dei beni sottoposti a sequestro.
Con il medesimo atto, veniva, altresì, disposta nei con-
fronti di vari soggetti indagati, tra cui un ex direttore Ver-
salis dello stabilimento di Priolo e l’ex Direttore Tecnico di
Priolo Servizi, la misura interdittiva del divieto di svolgere
mansioni nelle società coinvolte nelle indagini nonché
presso imprese concorrenti o comunque operanti nel me-
desimo settore produttivo, per la durata di 12 mesi, suc-
cessivamente revocata. In data 15 giugno 2022 veniva,
inoltre, notificata a Versalis una “Richiesta di Consegna”
emessa dalla Procura della Repubblica in relazione a pro-
tocolli attuativi dei modelli organizzativi nonché ad ogni
eventuale documentazione correlata di rilievo in materia
D.Lgs.231/01 e Versalis provvedeva a consegnare tem-
pestivamente i documenti richiesti. La società ha presen-
tato una nota tecnica volta a dimostrare che il contributo
di Versalis SpA all’impianto di depurazione gestito da IAS
è pienamente rispettoso delle norme e in ogni caso irrile-
vante rispetto all’ipotesi accusatoria.
In data 23 settembre 2022, è stata notificata richiesta di
incidente probatorio da parte della Procura della Repubbli-
ca di Siracusa. Da tale richiesta si è appreso che le indagini
sono state estese all’attuale Direttore dello Stabilimento
Versalis e all’AD di Priolo Servizi, dipendente di Versalis
SpA. L’incarico peritale è in corso di esperimento. Paralle-
lamente, in data 31 ottobre 2022, Versalis SpA ha impu-
gnato dinanzi al TAR di Catania l’AIA rilasciata a IAS solo
per la parte in cui il provvedimento venga interpretato nel
senso di imporre nuovi e diversi limiti allo scarico rispetto
a quelli contenuti nelle autorizzazioni in capo alla società.
Nel frattempo, è stata sospesa dalla Regione Sicilia l’AIA
rilasciata per la gestione, da parte di IAS, del depuratore. Il
procedimento penale è tuttora pendente in fase di indagini.
xiii) Eni SpA – Incidente mortale Piattaforma offshore Anco-
na. Il 5 marzo 2019 sulla piattaforma Barbara F al largo
di Ancona si è verificato un incidente mortale. Secondo la
ricostruzione dei fatti, durante la fase di scarico di un ser-
batoio dalla piattaforma a un supply vessel si è verificato,
per circostanze in corso di approfondimento, l’improvviso
cedimento di una parte di struttura su cui era installata la
gru, causando la caduta in mare della gru stessa e della
relativa cabina di comando. Nella caduta alcuni elementi
della gru hanno colpito il supply vessel, ferendo due la-
voratori contrattisti a bordo dell’imbarcazione, mentre
all’interno della cabina di comando si trovava un dipen-
dente Eni, deceduto in tale tragico evento. Due lavoratori
contrattisti e la famiglia del dipendente Eni sono stati tutti
interamente risarciti. In relazione a tale evento, la Procura
di Ancona ha aperto un’indagine inizialmente contro igno-
ti disponendo accertamenti tecnici su tutte le parti della
gru, immediatamente poste sotto sequestro. Nell’evolu-
zione delle indagini, il Pubblico Ministero ha disposto ac-
certamenti tecnici irripetibili, nell’ambito dei quali è emer-
so che il procedimento ha visto l’iscrizione quali soggetti
indagati di due dipendenti Eni nonché di Eni stessa quale
persona giuridica ai sensi del D.Lgs. 231/2001 e di due
dipendenti della società contrattista proprietaria dell’im-
barcazione. Nel maggio 2021 la Procura di Ancona ha
emesso avviso di conclusione delle indagini preliminari e,
a seguito di successiva formulazione della richiesta di rin-
vio a giudizio, è stata fissata udienza preliminare. All’esito
dell’udienza preliminare, il Giudice ha disposto il rinvio a
giudizio per tutti gli imputati ed Eni quale ente ex D.Lgs.
231/01 davanti al Tribunale di Ancona. Attualmente il pro-
cedimento pende in fase di istruttoria dibattimentale.
xiv) Raffineria di Gela SpA e Eni Rewind SpA – Indagine in-
quinamento falda e iter di bonifica 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 raffineria di Gela dove sono ubicate le
vecchie e nuove discariche controllate. Il procedimento
penale ha ad oggetto i reati di inquinamento ambienta-
le, omessa bonifica, lesioni personali colpose e gestione
illecita di rifiuti. I reati sono contestati in relazione alla ge-
stione delle attività di bonifica dell’area oggi in capo a Eni
Rewind SpA, anche per conto delle società Raffineria di
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022338
Gela, Isaf e Versalis, ove sono ubicate le vecchie discari-
che, 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 bonifica della falda (effi-
cacia ed efficienza del sistema di barrieramento).
L’Autorità giudiziaria ha proceduto a un’acquisizione docu-
mentale presso la sede della Eni Rewind SpA di Gela e del-
la Raffineria di Gela che nel periodo 1.1.2017 – 20.3.2019
hanno gestito gli impianti asserviti alla bonifica della fal-
da del sito (TAF Eni Rewind SpA, TAF-TAS di sito e pozzi
di emungimento e barriera idraulica). Successivamente
è stato notificato un decreto di sequestro di undici pie-
zometri del sistema di barrieramento idraulico con con-
testuale informazione di garanzia emesso dalla Procura
della Repubblica di Gela nei confronti di nove dipendenti
della Raffineria di Gela e quattro dipendenti della società
Eni Rewind SpA. Sono poi stati disposti accertamenti
tecnici irripetibili al fine 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 notificato
un provvedimento di sequestro preventivo emesso dal
Giudice per le Indagini Preliminari di Gela, su richiesta
della Procura della Repubblica, con riferimento agli im-
pianti asserviti alla bonifica della falda del sito (pozzi di
emungimento della falda e impianto di trattamento TAF)
gestiti oggi da Eni Rewind nonché alle aree di stabilimen-
to destinate alla attuazione del progetto di bonifica delle
acque di falda, nominando un amministratore giudiziario
incaricato della relativa gestione. Le società Eni, da allo-
ra, stanno collaborando con l’amministrazione giudiziaria
per la prosecuzione delle attività di bonifica e per fornire
un quadro chiaro circa la correttezza del proprio opera-
to. Frattanto la Procura della Repubblica di Gela ha no-
tificato l’avviso di conclusione delle indagini preliminari
contestando agli indagati il solo reato di omessa bonifica
ai sensi dell’art. 452 terdecies c.p. Nel contempo, l’Ammi-
nistratore Giudiziario incaricato ha depositato una prima
relazione tecnica nella quale conferma che le attività di
bonifica stanno proseguendo nel rispetto della normativa
di riferimento e con una serie di miglioramenti di imple-
mentazione da parte della società di concerto con gli enti
pubblici preposti. Da ultimo, la Procura della Repubblica
di Gela ha emesso il decreto di citazione a giudizio ed il
procedimento pende ora nella fase dibattimentale.
xv) Eni Rewind SpA e Versalis SpA – Mantova. Procedimen-
to penale in materia di reati ambientali. Con riguardo al
sito di Mantova, ove la società sta procedendo con tutte le
opportune attività ambientali. La Procura della Repubblica
di Mantova ha notificato in agosto e in settembre 2020
avviso di conclusione delle indagini preliminari relativo al
procedimento penale 778/18 RGNR in cui sono stati riu-
niti diversi fascicoli di indagine. Nell’atto di chiusura delle
indagini preliminari emerge l’iscrizione nel registro degli
indagati di dipendenti di Versalis SpA, Eni Rewind SpA ed
Edison SpA nonché delle predette società (Versalis, Eni
Rewind ed Edison) ai sensi del D.Lgs. 231/2001. La Procu-
ra della Repubblica ipotizza, con riferimento ad alcune spe-
cifiche aree del SIN di Mantova, i reati di gestione di rifiuti
non autorizzata, danneggiamento/inquinamento ambien-
tale, omessa comunicazione agli Enti di contaminazione
ambientale ed omessa bonifica. A seguito del deposito di
memorie difensive indirizzate all’autorità inquirente, alcu-
ne posizioni soggettive sono state stralciate dal procedi-
mento ed archiviate. Per le restanti posizioni, la Procura
della Repubblica ha in seguito formulato richiesta di rinvio
a giudizio, in cui sono state sostanzialmente confermate
le ipotesi di reato di cui all’atto di chiusura delle indagini.
In fase di instaurazione dell’udienza preliminare si sono
costituiti quali parti civili il MITE, la Provincia di Mantova,
il Comune di Mantova e il Parco Regionale del Mincio e le
società Eni Rewind, Versalis ed Edison sono invece state
citate in giudizio quali responsabili civili e si sono perciò
costituite in giudizio. La Fase dell’Udienza preliminare si
è chiusa con il provvedimento del GUP di Mantova che ha
disposto il rinvio a giudizio di tutti gli imputati e delle so-
cietà Versalis, Eni Rewind ed Edison, ad eccezione di un
ex dipendente di Versalis e di due dipendenti di Edison. Il
procedimento è attualmente in fase dibattimentale.
xvi) 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 bonifica
fino a quando ha avuto la disponibilità del sito.
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 finalizzata alla messa in sicu-
rezza d’emergenza della falda contaminata, nell’ambito
del procedimento di bonifica in corso. Tale circostanza
sarebbe stata segnalata dai funzionari dell’Arpa locale, ai
quali nel corso degli anni è stato più volte fornito riscontro
tecnico. Eni risulta indagata ai sensi del D.Lgs. 231/2001.
Il PM ha formulato richiesta di rinvio a giudizio. All’udien-
za preliminare è stato rilevato un vizio procedurale e gli
atti sono stati nuovamente trasmessi alla Procura della
Repubblica. All’esito della rinnovata udienza preliminare,
il GUP ha disposto il rinvio a giudizio delle persone fisiche
con instaurazione del giudizio a giugno 2023 ed ha dichia-
rato la nullità per vizio di notifica della richiesta di rinvio
a giudizio per le persone giuridiche, restituendo gli atti al
Pubblico Ministero per il suo rinnovo.
339ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
xvii) Eni SpA R&M Raffineria di Livorno – Procedimento pe-
nale infortunio sul lavoro. In data 20 ottobre 2020 è stato
notificato presso la Raffineria di Livorno un avviso per Eni
quale ente sottoposto ad indagini preliminari nell’ambito
di un procedimento penale pendente innanzi alla Procura
della Repubblica presso il Tribunale di Livorno in relazione
ad un infortunio sul lavoro occorso nell’estate del 2019
presso una cabina elettrica della Raffineria ed in seguito
al quale due dipendenti hanno riportato ustioni di secon-
do e terzo grado. La società ha provveduto al risarcimen-
to del dipendente che ha subito le maggiori conseguenze
dell’infortunio. Il reato presupposto per cui è stato aperto
il procedimento è quello di lesioni personali aggravate
mentre alla società viene contestato l’illecito amministra-
tivo da reato ai sensi del D.Lgs 231/2001.
La Polizia Giudiziaria, delegata dalla locale Procura della
Repubblica ha avanzato richieste di esibizione documen-
tale al fine di acquisire gli elementi utili a valutare se la
società abbia adottato o meno un modello 231 idoneo
con le relative procedure e sistemi di gestione e organiz-
zazione 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 conclusio-
ne delle indagini preliminari. In seguito, è stato notificato
il decreto di citazione a giudizio ed il procedimento pende
ora nella fase dibattimentale.
xviii) Eni SpA R&M Deposito di Genova Pegli – Procedimento
penale sversamento greggio settembre 2022. A seguito
dell’evento incidentale verificatosi presso il deposito di Ge-
nova Pegli in data 27 settembre 2022, evento che ha ge-
nerato la perdita di greggio da un oleodotto all’interno del
deposito stesso e che ha interessato in parte anche aree
esterne al sito produttivo, la Procura della Repubblica di
Genova ha instaurato un procedimento penale nell’ambi-
to del quale è stato inizialmente disposto il sequestro del-
la parte di impianto oggetto del disservizio verificatosi, in
seguito oggetto di dissequestro. In data 12 ottobre 2022
è stato notificato l’avviso di accertamenti tecnici irripetibi-
li finalizzato ad accertare le cause e la dinamica dell’even-
to incidentale. Nell’ambito del procedimento il reato per il
quale si procede è quello di disastro ambientale colposo,
contestato a carico di quattro dipendenti Eni mentre alla
Società è contestato l’illecito amministrativo ai sensi degli
artt. 5 e 25-undecies D.Lgs 231/01. Il procedimento pen-
de nella fase delle indagini preliminari.
1.2 Procedimenti in materia di salute, sicurezza e am-
biente 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 Mi-
nistero dell’Ambiente ha prescritto alle società facen-
ti 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 emergen-
za con rimozione dei sedimenti della Rada di Augusta
a fronte dell’inquinamento ivi riscontrato, in particolare
dovuto all’alta concentrazione di mercurio, genericamen-
te ricondotto alle attività industriali esercitate nel polo
petrolchimico. Le suddette società hanno impugnato a
vario titolo gli atti del Ministero eccependo, in particola-
re, le modalità con le quali sono stati progettati gli inter-
venti 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 società presenti nel sito, in rela-
zione alla rimozione di sedimenti della Rada e alla rea-
lizzazione del barrieramento fisico. Nel settembre 2017
il Ministero ha notificato a tutte le società coinsediate
atto di diffida e messa in mora ad avviare gli interven-
ti di bonifica e ripristino ambientale della Rada entro
90 giorni, fondando la sua richiesta su un asserito av-
venuto accertamento della responsabilità proprio sulla
base del provvedimento TAR del 2012. Nel giugno 2019
presso il Ministero dell’Ambiente è stato istituito un “Ta-
volo Tecnico permanente per la Bonifica della Rada di
Augusta” all’esito del quale è stato reso pubblico il rela-
tivo verbale. Il verbale, richiamando la diffida del 2017,
ha confermato la tesi degli Enti sulla responsabilità delle
aziende coinsediate per la contaminazione della Rada
ed ha affermato un inadempimento alla citata diffida 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 fini dell’implementazione del proget-
to di bonifica. 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 am-
bientale della Rada e le proprie osservazioni alla Relazio-
ne 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
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022340
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 og-
getto alla prima fissata per il giorno 10 febbraio 2021,
ha formulato richiesta di prendere parte anche ai lavori
di tale seconda riunione e di poter visionare i documenti
tecnici che sarebbero stati oggetto di trattazione. Tutta-
via, in febbraio 2021, la Direzione Generale per il Risana-
mento Ambientale del Ministero ha ritenuto l’istanza non
accoglibile.
A seguito di conferenza decisoria, ad aprile 2021, il Mi-
nistero ha ritenuto di poter intervenire nel procedimento
volto ad individuare le eventuali attività di bonifica da
porre in essere nell’area in danno delle coinsediate, sul-
la base di presupposti discutibili, quali la presunta inot-
temperanza delle aziende all’atto di diffida e messa in
mora del 7 settembre 2017. La società ha presentato
ricorso e ha sollecitato il Libero Consorzio Comunale
di Siracusa (LCCS) ad avviare l’iter di individuazione del
soggetto responsabile dell’inquinamento che, nel giu-
gno 2022 ha riscontrato rinviando l’accertamento alla
conclusione degli approfondimenti tecnici sulla conta-
minazione.
ii) Eni SpA – Eni Rewind SpA – Priolo – Cause civili mal-
formazioni. A febbraio 2022 Eni Rewind ha ricevuto due
atti di citazione da parte di due cittadini di Augusta (SR),
i quali, esponendo di essere nati con gravi malformazioni
a causa degli sversamenti di mercurio derivanti dall’im-
pianto cloro-soda a celle di mercurio dello stabilimento
di Priolo, hanno convenuto in giudizio la società innanzi
al Tribunale di Siracusa, chiedendo l’accertamento della
responsabilità di quest’ultima ex art. 2043 c.c., 2050 c.c.
e 311, cod. ambiente e, per l’effetto, la condanna al risarci-
mento dei danni quantificati in complessivi €800.000 per
ciascuno degli attori.
Eni Rewind si è costituita in giudizio svolgendo domanda
di chiamata in causa e manleva nei confronti di Edison,
tenuto conto che l’impianto cloro-soda è pervenuto al
gruppo Eni nell’ambito dell’operazione Enimont, dunque
in epoca successiva alla asserita esposizione al mercu-
rio da parte degli attori, avvenuta necessariamente tra il
1972 e il 1975 (anni di nascita degli attori). Il giudizio pro-
segue.
iii) Eni SpA – Syndial SpA – Raffineria di Gela SpA - Ri-
corso per accertamento tecnico preventivo e giudizi di
merito. Nel febbraio 2012 è stato notificato a Raffineria
di Gela, Eni Rewind SpA ed Eni un ricorso per accerta-
mento tecnico preventivo (“ATP”) da parte di genitori di
bambini nati malformati a Gela tra il 1992 e il 2007, volto
alla verifica dell’esistenza di un nesso di causalità tra le
patologie malformative e lo stato di inquinamento delle
matrici ambientali del Sito di Gela (inquinamento che sa-
rebbe derivato dalla presenza e operatività degli impianti
industriali della Raffineria di Gela e di Eni Rewind SpA ),
nonché alla quantificazione dei danni asseritamente su-
biti e all’eventuale composizione conciliativa della lite. Il
medesimo tema, peraltro, era stato oggetto di precedenti
istruttorie, nell’ambito di differenti procedimenti penali, di
cui una conclusasi senza accertamento di responsabilità
a carico di Eni o sue controllate e una seconda tuttora
pendente in fase di indagini preliminari. Dal dicembre
2015 sono stati notificati alle tre società interessate atti
di citazione aventi ad oggetto complessivamente 30 casi
di risarcimento danni in sede civile. Tali giudizi pendono
nella fase dell’istruttoria. Nel maggio 2018 è stata emes-
sa 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 argomentazio-
ni difensive delle società convenute in ordine alla insus-
sistenza di prove circa l’esistenza di un nesso di causa
tra la patologia e il presunto inquinamento di origine in-
dustriale. La sentenza di primo grado è stata impugnata
dalla controparte innanzi alla Corte d’Appello di Caltanis-
setta. Nel giugno 2021 il Tribunale civile di Gela ha emes-
so una seconda sentenza di merito con la quale ha riget-
tato la domanda risarcitoria, riconoscendo la bontà e la
fondatezza delle argomentazioni difensive delle società
convenute in ordine alla insussistenza di prove circa l’esi-
stenza di un nesso di causa tra la patologia ed il presunto
inquinamento di origine industriale. Le controparti soc-
combenti hanno presentato appello ed era stata fissata
udienza per il 17 marzo 2022, differita poi dal Tribunale
di Gela al 20 aprile 2022. Il processo è stato rinviato al 31
ottobre 2024 per la precisazione delle conclusioni.
iv) Eni Rewind SpA - Risarcimento del danno ambientale
(sito di Cengio). Dal 2008 è stato attivato un procedimen-
to presso il Tribunale di Genova dal Ministero dell’Am-
biente e dal Commissario delegato alla gestione dello
stato di emergenza ambientale nel territorio del Comune
di Cengio che hanno citato Eni Rewind affinché venisse
condannata al risarcimento del danno ambientale relati-
vo al sito di Cengio. La pretesa ammonta a circa €250
milioni per il danno ambientale, oltre al danno sanitario da
quantificarsi 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 definire una chiusura transattiva del pro-
cedimento, senza però giungere a un accordo definitivo.
Il Giudice ha riavviato l’iter processuale con il deposito
il 30 dicembre 2021 della consulenza tecnica definitiva
dal CTU nominato. Tale consulenza è risultata particolar-
mente positiva per Eni Rewind in quanto ha posto in luce
la storicità della contaminazione, fissando la baseline al
1989/1990 (data di conferimento Enimont) e ritenendo
341ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
non vi sia stato deterioramento successivo. La perizia, tra
l’altro, ha evidenziato l’inerzia del Ministero rispetto alle
proposte transattive avanzate dalla società e che avreb-
bero apportato benefici sul territorio. All’udienza del 24
febbraio 2022, a seguito di richiesta di deposito di docu-
mentazione sopravvenuta da parte attrice, il Giudice ha
disposto l’ammissione di una parte della documentazio-
ne ed ha trattenuto la causa in decisione concedendo alle
parti 60 giorni per il deposito delle memorie conclusionali
e 20 giorni per le note di replica.
Con sentenza 1575/22 del 21 giugno 2022 il Tribunale di
Genova ha respinto tutte le domande degli attori acco-
gliendo pienamente le tesi della difesa e condannando le
parti attrici a vario titolo a ricompensare alla società le
spese di liti. In particolare, la sentenza esclude che Eni
Rewind possa venire individuata quale successore a ti-
tolo universale di Enimont, allora proprietaria del sito di
Cengio. Nell’ ottobre 2022 il Ministero ha proposto appel-
lo avverso la sentenza. Eni Rewind intende costituirsi in
giudizio.
v) Val d’Agri – Eni/Vibac. A settembre 2019 è stato noti-
ficato un atto di citazione dinanzi al Tribunale di Poten-
za. 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 impatti negativi
sui cittadini e sul territorio (quali es. lo spill del 2017, even-
ti torcia dal 2014, le emissioni odorigene e acustiche). Al
Giudice adito si chiede di dichiarare la responsabilità di
Eni per aver causato emissioni in atmosfera di sostanze
inquinanti; si chiede altresì di ordinare l’interruzione delle
attività inquinanti e subordinare la ripresa delle medesime
all’avvenuta realizzazione di tutti gli interventi necessari
ad eliminare le asserite situazioni di pericolo; infine, di
condannare Eni al pagamento di tutti i danni patrimoniali
e non, diretti ed indiretti, presenti e futuri nella misura che
sarà quantificata in corso di causa. A esito della fase di-
battimentale, il Giudice ha trasmesso alle parti proposta
di definizione conciliativa ponendo un termine alle parti
per valutare la stessa e per presentare ulteriori proposte
in merito. Le parti non hanno aderito alla proposta conci-
liativa. Nel corso dell’ultima udienza del 19 febbraio 2021
il Giudice ha ritenuto la causa matura per la decisione e
ha fissato l’udienza di precisazione delle conclusioni al 30
giugno 2023.
vi) 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, finalizzati 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 rinvio
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 revisione
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 (fino a
gennaio 2021) per consentire ai convenuti stessi di pre-
sentare una cd. petition for certiorari alla Corte Supre-
ma degli Stati Uniti al fine 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 que-
stione della competenza giurisdizionale valutando tutte
le argomentazioni giuridiche a favore della competenza
federale.
A giugno 2021, i convenuti hanno presentato alla Ninth
Circuit Court una mozione (“Consent Motion”) che illustra
argomenti a favore della competenza federale aggiuntivi
rispetto alle difese iniziali.
A inizio luglio 2021, la Consent Motion è stata rigettata
dalla Ninth Circuit Court che, nell’aprile 2022, ha poi con-
fermato il proprio precedente ordine di rinvio alle corti
statali. Eni Oil & Gas Inc., insieme agli altri convenuti, ha
dunque presentato un’altra petition for reharing en banc
alla medesima Ninth Circuit nel maggio 2022, al fine di
richiedere la revisione della decisione di rinvio. Nel giugno
2022 la Ninth Circuit Court ha rigettato la petition. I con-
venuti hanno, dunque, presentato alla Ninth Circuit Court
una cd. Motion to Stay, volta a richiedere la sospensio-
ne dell’ordine di rinvio alle corti statali. Con ordinanze del
30 giugno 2022 e del 31 agosto 2022, è stata concessa
una sospensione fino al 24 novembre 2022, al fine della
preparazione e deposito di una petition for certiorari alla
Corte Suprema per l’ulteriore revisione della decisione.
Nel rispetto di tale termine, in data 22 novembre 2022 i
convenuti hanno presentato alla Corte Suprema la men-
zionata petition for certiorari alla quale il 14 febbraio 2023
ha fatto seguito il deposito di una ulteriore memoria a so-
stegno delle proprie posizioni. Il giudizio prosegue.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022342
vii) Eni Rewind/Provincia di Vicenza – Procedimento bonifica
sito Trissino. Il 7 maggio 2019 la Provincia di Vicenza ha
imposto (con diffida) ad alcune persone fisiche e società
(MITENI in fallimento, Mitsubishi e ICI) di provvedere alla
bonifica del sito di Trissino ove ha svolto la propria attività
industriale la società MITENI attiva nel settore della chimi-
ca. In tale sito, l’ARPA del Veneto ha rinvenuto, nel 2018,
nelle acque sotterranee interne e circostanti al sito, la pre-
senza in concentrazioni significative di sostanze chimiche,
considerate altamente tossico-nocive e cancerogene. Le
analisi svolte dalla Provincia di Vicenza con il diretto coin-
volgimento dell’Istituto Superiore di Sanità hanno rivelato
la presenza di tali agenti nel sangue di circa 53.000 perso-
ne dell’area. L’azione di analisi e monitoraggio sanitario da
parte degli enti risulta destinato ad incrementare.
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 riguardato solo il suo ex dipendente) e, d’intesa con
le funzioni societarie competenti, si è quindi concentrata
l’assistenza legale e la strategia difensiva supportando la
persona fisica coinvolta. Dall’azione della Provincia sono
scaturiti vari ricorsi al TAR nei quali Eni Rewind è stata
chiamata in causa quale “successore” di Enichem per il
periodo di gestione del sito quale socio di 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 sostanziali – che deponevano
per la pronta archiviazione del procedimento avviato nei
propri confronti.
Tuttavia, in data 5 ottobre 2020 la Provincia ha notificato
una diffida 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 notificato
una diffida a partecipare alle attività di bonifica sul sito,
inclusa la partecipazione alle conferenze di servizi, ai ta-
voli tecnici e agli incontri che sarebbero stati indetti dagli
Enti Pubblici in relazione agli interventi di bonifica del sito.
Avverso tali atti della Provincia Eni Rewind ha infatti pro-
posto ricorso al TAR Veneto. Eni Rewind sta partecipando
a tali incontri, sta svolgendo gli interventi ambientali e si
è resa disponibile a eseguire – nell’ambito del progetto
di MISO approvato – ulteriori interventi antinquinamento
su base volontaria e senza prestare alcuna acquiescenza
rispetto agli addebiti di responsabilità per l’inquinamento
da agenti chimici.
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’acqui-
sizione nel 2011 del blocco esplorativo OPL 245 in Nige-
ria. Nel luglio 2014 la Procura ha notificato 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 procedimen-
to risulta avviato a seguito di un esposto presentato dalla
ONG ReCommon e verte su presunte condotte corruttive
che, secondo la Procura, si sarebbero verificate “in corre-
lazione con la stipula del Resolution Agreement 29 aprile
2011 relativo alla cd. “Oil Prospecting Licence” del gia-
cimento offshore individuato nel blocco 245 in Nigeria”.
Eni, assicurando la massima cooperazione con la magi-
stratura, ha provveduto tempestivamente a consegnare
la documentazione richiesta e ha preso contatto con le
competenti Autorità americane (SEC e DoJ) per avviare
un’informativa volontaria sul tema. A tal proposito si evi-
denzia 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 norma-
tiva anticorruzione USA (FCPA), disponendo la chiusura
del procedimento.
Nel luglio 2014, il Collegio Sindacale e l’Organismo di Vi-
gilanza hanno deliberato il conferimento di un incarico
congiunto a uno studio legale statunitense indipendente,
esperto in ambito anticorruzione affinché, previa infor-
mativa all’Autorità giudiziaria, fosse espletata una verifica
indipendente di natura forense sulla vicenda. I legali sta-
tunitensi 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’acquisi-
zione della licenza OPL 245 in Nigeria. Gli esiti di tale verifi-
ca sono stati messi a disposizione dell’Autorità giudiziaria.
Nel dicembre 2016 è stato notificato a Eni l’avviso di
conclusione 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 Officer, 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 notifica 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 modificare le
conclusioni delle verifiche condotte in precedenza. Agli
stessi legali sono stati altresì resi disponibili i documenti
depositati nel procedimento nigeriano più oltre descritto.
I legali statunitensi hanno confermato le conclusioni delle
precedenti verifiche.
Nel dicembre 2017 il Giudice per le Indagini Preliminari ha
disposto il rinvio a giudizio di tutte le parti innanzi al Tribu-
343ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
nale di Milano. Nel corso della prima udienza dibattimen-
tale hanno chiesto di costituirsi parte civile la Repubblica
Federale della Nigeria e alcune ONG che erano già state
estromesse dal Giudice dell’Udienza Preliminare. All’u-
dienza del maggio 2018 ha chiesto di costituirsi parte ci-
vile anche l’associazione Asso Consum 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 citazio-
ne 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
fisiche 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 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 deciso-
ne è diventata definitiva. Il successivo 29 luglio il Pubblico
Ministero e la parte civile, Governo della Nigeria, hanno
presentato ricorso in Appello. All’udienza del 19 luglio
2022 la Procura Generale presso il Tribunale di Milano ha
rinunciato all’appello della sentenza di primo grado. Con-
seguentemente, è divenuta definitiva l’assoluzione con la
formula “perché il fatto non sussiste” per tutti gli imputati,
persone fisiche e giuridiche. La sentenza di primo grado è
pertanto passata in giudicato. La Corte d’appello di Milano
l’11 novembre 2022 ha confermato la sentenza di assolu-
zione di primo grado dichiarando inammissibile l’appello
del Pubblico Ministero e rigettando l’appello della parte
civile. In data 24 marzo 2023 la Repubblica Federale della
Nigeria ha depositato ricorso per Cassazione avverso la
sentenza della Corte d’appello. La parte civile chiede l’an-
nullamento della sentenza impugnata con rinvio al giudice
civile competente ai soli fini delle statuzioni civili. Rimane
inoltre aperta solo la procedura in Nigeria nell’ambito delle
vicende giudiziarie relative all’assegnazione del permesso
OPL 245, peraltro con un ambito molto più limitato.
Il 20 gennaio 2020 alla consociata Eni in Nigeria (NAE) è
stato notificato l’avvio di un procedimento penale avanti
la Federal High Court di Abuja. Il procedimento, prevalen-
temente incentrato sulle accuse a persone fisiche nigeria-
ne (tra le quali il Ministro della Giustizia in carica nel 2011
all’epoca dei fatti contestati), coinvolge NAE e SNEPCO
in quanto contitolari della licenza OPL 245, alla cui attri-
buzione nel 2011, nell’ipotesi accusatoria, sarebbero stati
associati atti illeciti anche di natura corruttiva compiuti da
dette persone fisiche, che NAE e SNEPCO avrebbero illeci-
tamente favorito agevolando lo schema criminoso. L’inizio
del processo, inizialmente previsto per fine marzo 2020, è
slittato per la chiusura degli uffici giudiziari in Nigeria a cau-
sa dell’emergenza COVID-19 ed è ripreso all’inizio del 2021.
3. Altri procedimenti in materia penale
i) Eni SpA (R&M) – Procedimenti penali accise sui carbu-
ranti. È pendente un procedimento penale innanzi alla
Procura di Roma, avente ad oggetto la presunta evasione
di accisa nell’ambito dell’attività di commercializzazione
dei carburanti nel mercato della rete. In particolare, la
contestazione riguarda la presunta immissione in con-
sumo da parte di Eni di prodotti petroliferi in quantitativi
superiori rispetto a quelli assoggettati ad accisa. Tale pro-
cedimento (n. 7320/2014 RGNR) costituisce la riunione
di tre distinti filoni di indagine: (i) un primo procedimento
avviato dalla Procura di Frosinone nei confronti di una so-
cietà terza (Turriziani Petroli) acquirente di carburanti da
Eni. Nell’ambito di tale indagine, estesa poi a Eni, sono
stati acquisiti presso quest’ultima dati e informazioni ri-
guardanti l’assolvimento delle accise in relazione ai quan-
titativi di carburante esitati dalle tre basi dapprima ogget-
to d’indagine (Gaeta, Napoli e Livorno). Eni ha fornito la
massima collaborazione possibile, consegnando tutta la
documentazione richiesta; (ii) un secondo procedimento
derivante da un filone di indagine presso la Procura di Pra-
to riguardante il deposito di Calenzano per sottrazione di
carburante attraverso una manipolazione degli erogatori,
successivamente esteso anche alla raffineria di Livorno;
(iii) un terzo procedimento avviato dalla Procura di Roma
avente ad oggetto la presunta sottrazione di prodotto al
pagamento delle accise in relazione alle eccedenze di
prodotto allo scarico rispetto ai quantitativi indicati nei
documenti fiscali di accompagnamento.
I tre filoni 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 finalizzata 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 ambienta-
le e attività delegate di perquisizioni e sequestri su tutti de-
positi fiscali del circuito Eni sul territorio nazionale, per ve-
rificare l’esistenza di comportamenti fraudolenti finalizzati
a manomettere i sistemi di misurazione dei carburanti mo-
vimentati presso i predetti depositi e funzionali agli adem-
pimenti fiscali in materia di accise, e sono stati effettuati
accertamenti tecnici su testate di erogazione carburanti.
Nello stesso periodo, le indagini sono state estese a un
cospicuo numero di dipendenti ed ex dipendenti incluso il
vertice dell’allora Divisione R&M della società.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022344
Nel novembre 2017 è stato eseguito presso le raffinerie e i
depositi di Eni in Italia un provvedimento di sequestro pre-
ventivo 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 raffinazione e di rifornimento
di carburanti, ha interloquito con la Procura al fine 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
dalla Società, parte terza non indagata. Eni ha sempre for-
nito la massima collaborazione all’Autorità giudiziaria.
Nel corso del 2018 nell’ambito del procedimento n.
7320/14 è stato notificato dalla Procura di Roma l’avvi-
so agli indagati di conclusione delle indagini preliminari
e successivamente è stata esercitata l’azione penale con
fissazione 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 raffinerie
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, notifica dell’avviso di fissazione 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
richiesta di archiviazione per numerose posizioni, tra cui
tredici posizioni Eni, mentre ha rigettato la richiesta, impo-
nendo alla Procura di formulare l’imputazione nei termini
e forme di legge per ventotto posizioni Eni (inclusi gli ex
vertici dell’allora Divisione R&M) per il reato associativo.
Anche per tale imputazione a seguito di udienza prelimi-
nare è stata conseguita nel dicembre 2019 sentenza di
non luogo a procedere per tutti gli imputati. Nel corso del
2019 anche in relazione alle pendenze fiscali si è addive-
nuti ad una definizione ed Eni ha effettuato i pagamenti
per le maggiori accise ed altre imposte per cui non è stato
possibile ricostruire la relativa giustificazione.
Per il procedimento principale (n. 7320/2014 RGNR), nel
corso del 2019 è stata svolta un’articolata fase di udienza
preliminare dinnanzi al GUP del Tribunale di Roma il qua-
le, all’esito delle discussioni, ha disposto il rinvio a giudizio
per tutti gli imputati.
Dal 2020 si è svolto il giudizio di primo grado dinanzi al
Tribunale Monocratico di Roma per i reati in materia di
accise, reato di falsità e frode processuale. All’udienza del
21 novembre 2022, il Tribunale ha disposto la chiusura
anticipata del dibattimento in corso, accertando l’inter-
venuta prescrizione, richiedendo sentenza di non dover-
si procedere con immediata declaratoria della connessa
causa di estinzione del reato. Per una sola posizione di
Eni, pur non rinunciando alla prescrizione, la difesa ha ri-
chiesto assoluzione nel merito. All’udienza del 31 genna-
io 2023, il Giudice Monocratico del Tribunale di Roma ha
emesso sentenza di proscioglimento ex art. 129, dando
atto dell’intervenuta prescrizione nei confronti di tutti i di-
pendenti ed ex dipendenti di Eni imputati nel procedimen-
to. Contestualmente il Giudice ha ordinato il dissequestro
di tutti i beni ancora sottoposti al vincolo cautelare per
finalità probatorie.
ii) Eni SpA (R&M) – Raffineria di Taranto – Procedimento
penale per violazione accertamento accise. Il procedi-
mento è relativo alla presunta sottrazione all’accertamen-
to fiscale di prodotto energetico movimentato, in regime
di sospensione di accisa, da un serbatoio della raffineria
di Taranto.
All’esito della fase delle indagini preliminari, risultano in-
dagati, in concorso, l’allora responsabile della raffineria
e altri tre dipendenti per una presunta continuata ipotesi
di sottrazione all’accertamento delle accise, in ragione di
plurime movimentazioni avvenute nel periodo dal 30 giu-
gno al 9 settembre 2021, dal serbatoio oggetto di indagi-
ne, il cui misuratore dal 13 ottobre 2021 è posto sotto se-
questro. Esercitate le facoltà difensive, allo stato al vaglio
del Pubblico Ministero, il procedimento è in corso.
iii) Eni SpA – Procura della Repubblica di Milano – Proc.
Pen. 12333/2017. Nel febbraio 2018 è stato notificato
un decreto di perquisizione e sequestro con riferimento
alle ipotesi di reato associativo finalizzato alla calunnia
ed alle false informazioni rese al Pubblico Ministero. Dal
provvedimento risultano indagati, tra gli altri, un ex lega-
le esterno dell’Eni e un ex dirigente di Eni, all’epoca dei
fatti contestati dirigente strategico in diversi ruoli azien-
dali. Secondo quanto riportato nel decreto, l’associazione
sarebbe finalizzata 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 affidare a un soggetto terzo
indipendente lo svolgimento di un incarico per una verifi-
ca interna su documenti e fatti rilevanti rispetto alle vicen-
de connesse con il citato procedimento, incluse analisi di
tipo “forensic”. L’incarico è stato conferito il 22 febbraio
2018 e, nella Relazione finale 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 Pro-
345ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
cura di Milano nel decreto, non emergerebbero evidenze
fattuali circa il coinvolgimento del predetto ex dirigente di
Eni nella commissione dei reati ipotizzati dalla Procura.
Nel contempo il 19 aprile 2018 il Consiglio di Amministra-
zione ha conferito incarico a due consulenti esterni, un
penalista e un civilista, per ricevere una consulenza legale
indipendente in relazione ai fatti oggetto di indagine. 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 Ammini-
strazione 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 affidato 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 finale
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 2018. Per maggiori infor-
mazioni 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 notificata 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 affidati 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 mede-
simo procedimento, la Procura di Milano ha notificato 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 no-
tificata ad Eni un’informazione di garanzia con riferimen-
to al reato 25 decies D.Lgs. 231/2001 per il reato di cui
all’art. 377 bis c.p. (induzione a non rendere dichiarazioni
o a rendere dichiarazioni mendaci all’Autorità giudiziaria).
Oggetto delle predette richieste di documentazione erano
in particolare i rapporti con due controparti commerciali,
gli accessi presso gli uffici Eni di alcuni soggetti terzi, an-
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 espo-
sto all’Autorità giudiziaria per accertare la sussistenza de-
gli estremi per il concorso in truffa di altri soggetti esterni
a Eni. In data 14 agosto la Guardia di Finanza ha invia-
to 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 immediato riscontro.
Successivamente, nel novembre 2019 è stata notificata
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 fino al maggio 2020. Inoltre, risultano indagati
per diverse ipotesi di reato un ex dirigente dell’ufficio lega-
le, l’ex Chief Upstream Officer di Eni ed un ex dipendente
di Eni, licenziato nel 2013. Per quanto riguarda le posizioni
dei terzi, risultano delle nuove iscrizioni nel registro degli
indagati, tra cui due ex legali esterni. In data 23 gennaio
2020 è stato notificato un decreto di perquisizione, con
contestuale informazione di garanzia, al Chief Services
& Stakeholder Relations Officer, al Senior Vice President
Security e ad un dirigente dell’ufficio legale.
A seguito delle richieste di riesame del predetto decreto, il
materiale depositato dalla Procura è stato reso disponibi-
le 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 notificato ad Eni ulteriori diverse ri-
chieste di documentazione ex art. 248 c.p.p. aventi ad og-
getto, in particolare, gli esiti delle verifiche 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 Officer 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 richie-
sta è stata nel tempo prodotta all’Autorità giudiziaria.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022346
In data 9 novembre 2020 la Società è stata informata del-
la notifica al CEO di Eni di un avviso di accertamenti tec-
nici irripetibili, con contestuale informazione di garanzia
finalizzata 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
prodotte, nel periodo gennaio-marzo 2021 è stata con-
segnata nel tempo tutta la ulteriore documentazione ri-
guardante un contenzioso in essere con una controparte
commerciale.
In data 10 dicembre 2021 si è avuta notizia della notifi-
ca dell’avviso di conclusione delle indagini preliminari nei
confronti di dodici persone fisiche 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 SpA (ETS) è indagata
con riferimento all’illecito amministrativo di cui agli artt.
5, comma 1, lett. a), 25 octies, D.Lgs. 231/01 in relazio-
ne 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 efficacia dal
1° gennaio 2021. Per la contestazione di responsabilità
amministrativa di cui al D.Lgs. 231/01, ETS ha formulato,
con il consenso del Pubblico Ministero, istanza ex art. 444
c.p.p. di definizione del procedimento mediante applica-
zione di pena ed è stata fissata udienza in ottobre 2022
avanti al Gip per la valutazione di competenza.
In esito alla discovery ritardata di ulteriori atti di indagi-
ne, non conosciuti al momento della richiesta di patteg-
giamento, è stata depositata dalla difesa di ETS, in vista
dell’udienza, un’istanza di revoca del patteggiamento.
All’udienza del 5 ottobre 2022, il Giudice ha conseguente-
mente rigettato il patteggiamento.
In data 30 giugno 2022 si è avuta notizia del provvedi-
mento della Procura di stralcio dal procedimento, ai fini di
una successiva richiesta di archiviazione, in relazione alle
posizioni di Eni SpA, dell’Amministratore Delegato, del Di-
rector Human Capital & Procurement Coordination e del
Responsabile della Security di Eni SpA, a conferma della
loro estraneità dalle contestazioni contenute nell’avviso di
conclusioni indagini del dicembre 2021. È stato, altresì,
disposto lo stralcio ai fini di richiesta di archiviazione del-
le contestazioni di corruzione tra privati relative ad espo-
nenti Eni e ad alcuni legali esterni che erano stati iscritti a
seguito delle dichiarazioni di Piero Amara.
Successivamente si è avuta notizia che il procedimento
è stato trasferito presso la Procura della Repubblica di
Brescia a seguito della decisione del Procuratore Genera-
le presso la Cassazione sulla base di istanza presentata
dalle difese di alcuni indagati. La Procura di Brescia, rice-
vuti gli atti, ha disposto l’archiviazione di un procedimento
stralcio del 12333/17, relativo ad una ipotesi di calunnia
e di diffamazione (archiviata) ed ha invece rimandato alla
Procura di Milano per competenza il fascicolo. Si è appre-
so che la Procura ha richiesto nuovamente l’archiviazione
nei confronti dell’Amministratore Delegato, del Director
Human Capital & Procurement Coordination, del Respon-
sabile della Security di Eni SpA e ha disposto l’archiviazio-
ne della società, richiedendo il giudizio per le altre posizio-
ni. Nel decreto di archiviazione di Eni SpA si da atto che
l’ipotizzata induzione a rendere dichiarazioni mendaci di
Vincenzo Armanna nell’ambito del procedimento penale
“OPL 245” si fondasse unicamente sulle dichiarazioni di
soggetti (Amara - Armanna - Calafiore) che non presen-
tavano il requisito dell’indipendenza e non hanno trovato
il conforto dei riscontri cercati durante l’attività investiga-
tiva. In virtù di quanto precede, il narrato è stato ritenuto
calunnioso, portando all’imputazione di Amara, Armanna
e Calafiore per le dichiarazioni rese nei confronti dell’Am-
ministratore Delegato e del Director Human Capital & Pro-
curement Coordination di Eni SpA.
4. Contenziosi fiscali
i) Contestazione per omesso pagamento dell’imposta mu-
nicipale unica (IMU) relativamente ad alcune piattafor-
me petrolifere localizzate nelle acque territoriali. Sono
in essere contenziosi fiscali con alcuni enti locali italiani
la cui materia del contendere è l’assoggettabilità ad IMU
delle piattaforme petrolifere localizzate nel mare territo-
riale nel periodo 2016-2019. Dal 2016 il quadro norma-
tivo di tale imposta è stato modificato per effetto della
Legge n. 208/2015 che ha escluso dalla base imponibile
dell’imposta gli impianti funzionali allo specifico processo
produttivo, mentre con successiva risoluzione n. 3 del 1°
giugno 2016 il Dipartimento delle Finanze ha riconosciu-
to alle piattaforme petrolifere la qualificazione 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 Finan-
ze non è vincolante per gli enti locali cui compete il potere
impositivo riconosciuto dalla stessa Corte di Cassazione
e alcuni di questi hanno notificato avvisi di accertamento
per le annualità 2016-2019. Contro tali avvisi la Società ha
presentato ricorso. Nonostante Eni ritenga che le piatta-
forme petrolifere ubicate nel mare territoriale debbano es-
sere escluse dalla base imponibile dell’IMU in base all’in-
terpretazione della legge alla luce della risoluzione del
Dipartimento delle Finanze, valutati i rischi di soccomben-
347ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
za nei contenziosi pendenti è stato deciso di eseguire un
accantonamento al fondo rischi, il cui ammontare esclu-
de l’importo delle sanzioni poiché l’operato di Eni ha fatto
affidamento 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
imposizione immobiliare locale ordinaria sugli stessi ma-
nufatti. Tale norma ha quindi sancito, a partire dal 2020, la
sussistenza del presupposto impositivo su tali manufatti.
5. Procedimenti chiusi
i) Indagine Congo.Il procedimento Congo aveva a oggetto
indagini della Procura di Milano su presunti reati di cor-
ruzione internazionale in relazione alle attività petrolifere
Eni in Congo, con riferimento ai contratti assegnati negli
anni 2013-2015. Il procedimento ha coinvolto alcuni ex
dipendenti Eni. La società è stata indagata ai sensi del
D.Lgs. 231/2001. Nell’ambito del procedimento l’accusa
aveva avanzato anche la richiesta di misura interdittiva
relativamente alle attività oggetto dei contratti petroliferi
sotto indagine. A seguito della riqualificazione dell’ipote-
si accusatoria da corruzione internazionale a induzione
indebita a dare o promettere utilità, nel 2021 Eni ha ade-
rito all’ipotesi di sanzione concordata proposta dalla Pro-
cura di €11,8 milioni e la revoca della richiesta di misura
interdittiva per l’ente. Separatamente vi era un’ipotesi di
indagine che vedeva coinvolto l’Amministratore Delegato,
relativa ad un presunto conflitto d’interessi nell’assegna-
zione di contratti a società terze fornitrici di Eni Congo.
Nel marzo 2023 a seguito della richiesta di archiviazione
presentata dalla Procura, il Giudice per le indagini prelimi-
nari ha disposto l’archiviazione del procedimento per tutte
le persone fisiche indagate. L’archiviazione ha ad oggetto
sia l’ipotesi di corruzione internazionale - riqualificata in
induzione indebita a dare o promettere utilità - che aveva
riguardato - tra gli altri - l’allora Chief Development, Ope-
rations & Tecnology Officer di Eni; sia l’ipotesi di omessa
dichiarazione del conflitto di interessi in capo all’Ammini-
stratore Delegato di Eni. Il Giudice ha escluso che vi sia
prova di un potenziale interesse dell’AD con riferimento
alle operazioni commerciali intervenute tra (non ENI SpA
ma) le società controllate da Eni SpA ed il fornitore terzo,
non trovandosi l’AD in alcuna posizione di conflitto di inte-
ressi dal quale potesse scaturire l’obbligo di denuncia ai
sensi dell’art. 2628 bis cc, al momento in cui ha assunto la
carica di Amministratore Delegato di Eni nel maggio 2014.
ii) Eni Rewind SpA — Procedimento amianto Ravenna. Pro-
cedimento penale avente ad oggetto presunte responsa-
bilità di ex dipendenti di società riconducibili oggi, dopo
varie operazioni societarie, a Eni Rewind SpA, per deces-
si e lesioni da amianto che si sono verificate 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 Provin-
ciali, Legambiente ed altre associazioni ambientaliste. Eni
Rewind SpA è costituita in giudizio quale responsabile ci-
vile. In udienza preliminare le difese degli imputati hanno
chiesto la pronuncia di intervenuta prescrizione del reato di
disastro ambientale per alcuni dei casi di malattie e deces-
si. Nel febbraio 2014 il GUP presso il Tribunale di Ravenna
ha disposto il rinvio a giudizio per tutti gli imputati, ricono-
scendo invece la prescrizione solo per alcune ipotesi di le-
sioni colpose. Eni Rewind SpA ha concluso alcuni accordi
transattivi. Terminato il dibattimento nel novembre 2016 il
Giudice ha pronunciato sentenza di assoluzione per tutti
gli imputati con riferimento a 74 casi dei 75 inizialmente
contestati nonché per l’ipotesi di disastro. Mentre ha pro-
nunciato condanna per un caso di asbestosi.
Le difese, le parti civili costituite e la Procura hanno im-
pugnato la sentenza davanti la Corte d’Appello di Bologna
che ha disposto una perizia. I difensori di Eni hanno ricusa-
to un membro del collegio peritale e la Corte d’Appello ha
respinto la richiesta di ricusazione con ordinanza succes-
sivamente annullata dalla Corte di Cassazione. In sede di
rinvio, su richiesta dei difensori di Eni la Corte d’Appello di
Bologna, stante la diversa composizione del collegio giu-
dicante, ha disposto la rinnovazione del giudizio di appello
e, conseguentemente, la successiva revoca dell’ordinanza
con cui era stata inizialmente disposta la perizia. In data
25 maggio 2020, la Corte d’Appello ha assolto gli imputati,
ed il responsabile civile, per 74 casi di mesotelioma, tu-
more polmonare, placche pleuriche e asbestosi, ha preso
atto del passaggio in giudicato dell’assoluzione per la con-
testazione di disastro e ha confermato la condanna per
un caso di asbestosi, dichiarando altresì inammissibili gli
appelli di numerose parti civili. La difesa Eni ha presentato
ricorso in Cassazione contro la condanna per asbestosi;
alcune parti civili hanno impugnato l’assoluzione per altre
patologie. In data 24 novembre 2021 la Corte di Cassa-
zione ha annullato, senza rinvio, la sentenza impugnata
nei confronti di un imputato per estinzione del reato, ha
annullato senza rinvio agli effetti penali la sentenza di con-
danna impugnata per il reato di lesioni colpose in relazione
al caso di asbestosi perché estinto per prescrizione, riget-
tando i ricorsi della difesa Eni agli effetti civili ed ha, infine,
rigettato i ricorsi delle parti civili. Pertanto, penalmente il
procedimento è chiuso. Allo stato non si hanno informa-
zioni circa l’attivazione di eventuali conteziosi civili.
iii) Versalis SpA. Stabilimento di Brindisi — Procedimento
penale in materia di torce di stabilimento ed emissioni
odorigene. In data 18 maggio 2018 il direttore dello sta-
bilimento Versalis di Brindisi e altri due dipendenti sono
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022348
stati convocati dai carabinieri del Noe al fine di rendere
sommarie informazioni testimoniali in merito a due upset
occorsi nel mese di aprile 2018 e che hanno comporta-
to l’attivazione del sistema torce di stabilimento. La So-
cietà ha collaborato con l’Autorità giudiziaria per fornire
le informazioni utili ad escludere che tali eventi possano
aver avuto un impatto negativo e significativo sulla qua-
lità dell’aria. Alla fine del mese di maggio 2020 in conco-
mitanza di una fermata programmata dello stabilimento
Versalis, sono state rilevate delle concentrazioni anoma-
le di benzene e toluene poste alla base di un’ordinanza
con la quale il Sindaco di Brindisi ha disposto la fermata
dell’impianto cracking. Da questi eventi è stato instaurato
un procedimento penale, per effetto del quale sono stati
iscritti quali soggetti indagati i due direttori pro-tempore
dello stabilimento ed il responsabile operation per i reati
di cui agli artt. 29 quatordecies D.Lgs. 152/06 e 674 c.p. In
data 19 maggio 2022, il GIP, in accoglimento di richiesta
avanzata dalla Procura della Repubblica, ha disposto l’ar-
chiviazione del procedimento evidenziando che le accen-
sioni di torce avvenute a far data dal 2018 erano dovute
a disservizi o guasti momentanei, sempre in osservanza
delle prescrizioni AIA e precisando che dagli accertamen-
ti dei consulenti non sono emerse violazioni dei vincoli
imposti dalla normativa in vigore.
Attività in concessione
Eni opera in regime di concessione prevalentemente nel setto-
re Exploration & Production e nella linea di business Refining
& 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 pe-
trolifere di Stato e, in alcuni contesti giuridici, anche privati. In
forza dell’assegnazione della concessione mineraria, Eni sostie-
ne 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 legi-
slazione fiscale vigente nel Paese, corrisponde delle royalties ed
è tenuta al pagamento delle imposte sul reddito derivante dallo
sfruttamento della concessione. Nei Production Sharing Agree-
ment e nei contratti di service il diritto sulle produzioni realizzate
è determinato dagli accordi contrattuali con le compagnie pe-
trolifere di Stato concessionarie, che stabiliscono le modalità di
rimborso sotto forma di diritto sulle produzioni, dei costi soste-
nuti per le attività di esplorazione, sviluppo e dei costi operativi
(cost oil) e la quota di spettanza a titolo di remunerazione (profit
oil). Nella linea di business Refining & Marketing alcune stazioni
di servizio e altri beni accessori al servizio di vendita insistono
su aree autostradali concesse a seguito di una gara pubblica in
sub-concessione dalle società concessionarie autostradali per
l’erogazione del servizio di distribuzione di prodotti petroliferi e
lo svolgimento delle attività accessorie. A fronte dell’affidamento
dei servizi sopra indicati, Eni corrisponde alle società autostra-
dali royalties fisse e variabili calcolate in funzione dei quantitativi
venduti. Al termine 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 rischio e
di incertezza - Rischio operation e connessi rischi in materia
di HS&E della Relazione sulla gestione. In futuro, Eni sosterrà
costi di ammontare significativo per adempiere gli obblighi
previsti dalle norme in materia di salute, sicurezza e ambiente,
nonché per il ripristino ambientale, la bonifica e messa in sicu-
rezza di aree in precedenza adibite a produzioni industriali e siti
dismessi. In particolare, per quanto riguarda il rischio ambien-
tale, Eni attualmente non ritiene che vi saranno effetti negativi
sul bilancio consolidato in aggiunta ai fondi stanziati e tenuto
conto degli interventi già effettuati e delle polizze assicurative
stipulate. Tuttavia non può essere escluso con certezza il ri-
schio che Eni possa incorrere in ulteriori costi o responsabilità
anche di proporzioni rilevanti perché, allo stato attuale delle co-
noscenze, è impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi
tenuto conto, tra l’altro, dei seguenti aspetti: (i) la possibilità che
emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle caratteriz-
zazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti
dall’applicazione del D.Lgs. 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 sugli impian-
ti di combustione medi); (iv) gli effetti di eventuali innovazioni
tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilità di
controversie e la difficoltà di determinare le eventuali conse-
guenze, 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’asse-
gnazione gratuita dei permessi di emissione avviene utilizzando
fattori di emissione definiti a livello europeo e specifici per ogni
settore industriale (cd. benchmark), a eccezione della produzio-
ne di energia elettrica, per la quale non sono previste assegnazio-
ni gratuite. Tale contesto regolatorio determina per gli impianti
Eni soggetti ad Emissions Trading l’assegnazione di un quanti-
tativo di permessi di emissione generalmente inferiore rispetto
alle emissioni registrate nell’anno di riferimento, con la necessi-
tà di acquistare le quote necessarie ai fini di compliance tramite
l’approvvigionamento sul mercato delle emissioni. Nell’esercizio
2022, le emissioni di anidride carbonica delle installazioni Eni
sono risultate, complessivamente, superiori rispetto ai permessi
assegnati. A fronte di 16,73 milioni di tonnellate di anidride car-
bonica emessa in atmosfera sono stati assegnati 4,98 milioni di
tonnellate di permessi di emissione, facendo registrare un defi-
cit di 11,75 milioni di tonnellate. L’intero deficit è stato compen-
sato tramite l’approvvigionamento dei permessi mancanti sul
mercato delle emissioni.
349ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
29 Ricavi
Ricavi della gestione caratteristica
(€ milioni)
Exploration
& Production
Global Gas
& LNG Portfolio
Refining
& Marketing
e Chimica
Plenitude &
Power
Corporate
e Altre attività Totale
2022
Ricavi della gestione caratteristica 12.896 41.230 58.470 19.726 190 132.512
Ricavi per prodotti e servizi venduti:
Ricavi per:
- Vendita di greggi 5.438 20.839 26.277
- Vendita di prodotti petroliferi 1.070 29.700 30.770
- Vendita di gas naturale e GNL 6.108 40.840 65 5.571 52.584
- Vendita di prodotti petrolchimici 6.241 3 6.244
- Vendita di energia elettrica 12.448 12.448
- Vendita di altri prodotti 68 411 223 2 704
- Servizi 212 390 1.214 1.484 185 3.485
12.896 41.230 58.470 19.726 190 132.512
Tempistiche di trasferimento beni/servizi:
Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento 12.592 41.047 58.145 19.599 58 131.441
Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale 304 183 325 127 132 1.071
2021
Ricavi della gestione caratteristica 8.846 16.973 40.051 10.517 188 76.575
Ricavi per prodotti e servizi venduti:
Ricavi per:
- Vendita greggi 3.573 14.710 18.283
- Vendita prodotti petroliferi 885 18.739 19.624
- Vendita gas naturale e GNL 4.122 16.608 34 3.245 24.009
- Vendita prodotti petrolchimici 5.652 7 5.659
- Vendita di energia elettrica 5.104 5.104
- Vendita altri prodotti 40 6 132 212 1 391
- Servizi 226 359 784 1.956 180 3.505
8.846 16.973 40.051 10.517 188 76.575
Tempistiche di trasferimento beni/servizi:
Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento 8.506 16.823 39.836 10.517 72 75.754
Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale 340 150 215 116 821
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 di energia elettrica 2.345 2.345
- Vendita altri prodotti 113 (2) 36 21 2 170
- 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 specifico 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
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022350
351ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
(€ milioni) 2022 2021 2020
Ricavi rilevati a fronte di passività con la clientela esistenti all'inizio dell'esercizio 157 658 818
Ricavi rilevati a fronte di performance obbligation soddisfatte o parzialmente soddisfatte in esercizi precedenti 1 30
I ricavi della gestione caratteristica sono analizzati per settore di attività e per area geografica di destinazione alla nota n. 35 – Infor-
mazioni per settore di attività e per area geografica.
I ricavi della gestione caratteristica verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 – Rapporti con parti correlate.
Altri ricavi e proventi
(€ milioni) 2022 2021 2020
Plusvalenze da vendite di attività materiali, immateriali e rami d'azienda 48 107 10
Altri proventi 1.127 1.089 950
1.175 1.196 960
Gli altri proventi comprendono €204 milioni (€281 milioni e €357 milioni rispettivamente nel 2021 e nel 2020) relativi al recupero della
quota dei costi del diritto di utilizzo dei beni in leasing di competenza dei partner delle joint operation non incorporate operate da Eni.
Gli altri ricavi e proventi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 – Rapporti con parti correlate.
30 Costi
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
(€ milioni) 2022 2021 2020
Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci 85.139 41.174 21.432
Costi per servizi 10.303 10.646 9.710
Costi per godimento di beni di terzi 2.301 1.233 876
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri 2.985 707 349
Altri oneri 2.069 1.983 1.317
102.797 55.743 33.684
a dedurre:
- incrementi per lavori interni - attività materiali (246) (185) (128)
- incrementi per lavori interni - attività immateriali (22) (9) (5)
102.529 55.549 33.551
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi comprendono co-
sti di prospezioni, studi geologici e geofisici dell’attività esplorativa
che ammontano a €220 milioni (€194 milioni e €196 milioni rispet-
tivamente nel 2021 e nel 2020).
I costi di ricerca e sviluppo privi dei requisiti per la rilevazione
nell’attivo patrimoniale ammontano a €164 milioni (€177 milioni
e €157 milioni rispettivamente nel 2021 e nel 2020).
I costi per godimento di beni di terzi comprendono royalties
su diritti di estrazione di idrocarburi per €1.570 milioni (€946
milioni e €673 milioni rispettivamente nel 2021 e nel 2020).
Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto degli utilizzi
per esuberanza riguardano l’accantonamento netto al fondo ri-
schi ambientali di €1.700 milioni (accantonamento netto di €279
milioni e utilizzo netto €15 milioni rispettivamente nel 2021 e nel
2020) e l’accantonamento netto al fondo rischi per contenziosi
di €501 milioni (accantonamenti netti di €162 milioni e di €76
milioni rispettivamente nel 2021 e nel 2020). Maggiori informa-
zioni 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 geografica.
Le informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n.
13 – Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in
leasing.
Costo lavoro
(€ milioni) 2022 2021 2020
Salari e stipendi 2.311 2.182 2.193
Oneri sociali 465 455 458
Oneri per programmi a benefici ai dipendenti 174 165 102
Altri costi 194 204 239
3.144 3.006 2.992
a dedurre:
- incrementi per lavori interni - attività materiali (120) (111) (118)
- incrementi per lavori interni - attività immateriali (9) (7) (11)
3.015 2.888 2.863
Gli altri costi comprendono oneri per esodi agevolati per €78 mi-
lioni (€94 milioni e €105 milioni rispettivamente nel 2021 e nel
2020) e oneri per programmi a contributi definiti per €103 milioni
(€97 milioni e €96 milioni rispettivamente nel 2021 e nel 2020).
Gli oneri per programmi a benefici ai dipendenti sono analizzati
alla nota n. 22 – Fondi per benefici ai dipendenti.
I costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 – 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:
2022 2021 2020
(numero) Controllate Joint operation Controllate Joint operation Controllate Joint operation
Dirigenti 957 19 966 18 993 17
Quadri 9.084 80 9.143 78 9.280 73
Impiegati 15.517 420 15.747 380 15.995 349
Operai 6.074 288 5.476 284 4.780 287
31.632 807 31.332 760 31.048 726
Il numero medio dei dipendenti è calcolato come semisomma dei dipendenti all’inizio e alla fine del periodo.
Il numero medio dei dirigenti comprende i manager assunti e operanti all’estero la cui posizione organizzativa è assimilabile alla
qualifica di dirigente.
Piani di Incentivazione dei Dirigenti con azioni Eni
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 Ammini-
strazione ogni potere necessario per l’attuazione dei Piani e
autorizzando lo stesso a disporre fino a un massimo di 11 mi-
lioni 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’ambito delle “risorse ma-
nageriali critiche per il business”, individuate tra coloro che oc-
cupano le posizioni più direttamente responsabili dei risultati
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022352
aziendali o che sono di interesse strategico, compresi i dirigenti
con responsabilità strategiche.
I Piani prevedono l’assegnazione di azioni Eni a titolo gratuito ai
beneficiari al termine di un periodo di vesting triennale a condi-
zione che gli stessi siano rimasti in servizio. Coerentemente alla
natura sostanziale di retribuzione, ai sensi delle disposizioni dei
principi contabili internazionali, il costo dei piani è determinato
con riferimento al fair value degli strumenti attribuiti e alla pre-
visione del numero di azioni da assegnare al termine del vesting
period; il costo è rilevato pro-rata temporis lungo il vesting period.
Con riferimento al Piano 2017-2019, il numero di azioni che ver-
rà assegnato a scadenza dipende: (i) per il 50%, dall’andamento
del Total Shareholder Return (TSR) del titolo Eni, rapportato al
TSR dell’indice FTSE Mib di Borsa Italiana, confrontato con quel-
lo registrato da un gruppo di competitors di Eni (“Peer Group”)
28
rapportato anch’esso con il TSR delle rispettive borse valori di ri-
ferimento
29
; 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 sarà
assegnato a scadenza dipende dai seguenti obiettivi definiti in un
periodo di performance triennale, e precisamente: (i) per il 25%,
da un obiettivo di mercato misurato rispetto al Peer Group di ri-
ferimento in termini di differenza tra il TSR del Titolo Eni e il TSR
dell’indice FTSE Mib di Borsa Italiana, corretto per l’indice di cor-
relazione tra il titolo e la borsa di riferimento; (ii) per il 20% da un
obiettivo industriale misurato rispetto al Peer Group in termini di
valore unitario annuale ($/boe) del Net Present Value delle riserve
certe (NPV); (iii) per il 20% da un obiettivo economico/finanziario
misurato dal Free Cash Flow organico (FCF) cumulato nel triennio
di riferimento, rispetto al valore previsto nel Piano Strategico; (iv)
per il (35%) da un obiettivo di sostenibilità ambientale e transizio-
ne energetica articolato in tre obiettivi misurati rispetto ai valori
di Piano Strategico e costituiti: (a) per il 15% dalla Intensità del-
le Emissioni GHG upstream Scope 1 e Scope 2 equity (tCO
2
eq./
kboe); (b) per il 10% dalla capacità installata di generazione elet-
trica da fonti rinnovabili; (c) per il 10% dallo stato avanzamento di
tre progetti rilevanti di economia circolare. In base all’andamento
dei parametri di performance sopra indicati, il numero di azioni che
saranno assegnate 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% di tali azioni 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 2022, n. 2.069.685 azioni; il fair value medio ponde-
rato di tali azioni alla medesima data è pari a €9,20 per azione; (ii)
nel 2021, n. 2.365.581 azioni; il fair value medio ponderato di tali
azioni alla medesima data è pari a €8,15 per azione (iii) nel 2020,
n. 2.922.749 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla
medesima data è pari a €4,67 per azione.
La determinazione del fair value è stata operata adottando appro-
priate tecniche di valutazione avuto riguardo ai differenti parametri
di performance previsti dai piani (con riferimento al Piano 2017-
2019, metodo stocastico per la componente del piano afferente al
TSR e modello Black-Scholes per la componente afferente al NPV
delle riserve; con riferimento al Piano 2020-2022 metodo stoca-
stico) tenendo conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni alla
data di attribuzione (€12,918 e €14,324 a seconda della grant date
per l’attribuzione 2022; €11,642 e €12,164 a seconda della grant
date per l’attribuzione 2021; €5,885 e €8,303 a seconda della grant
date per l’attribuzione 2020), ridotto dei dividendi attesi nel vesting
period (6,1% e 6,8% per l’attribuzione 2022, 7,1% e 7,4% per l’attri-
buzione 2021 e 7,1% e 10,0% per l’attribuzione 2020 del prezzo
dell’azione alla data di attribuzione), considerando la volatilità del
titolo (30% e 31% per l’attribuzione 2022; 44% e 45% per l’attribu-
zione 2021; 41% e 44% per l’attribuzione 2020), le previsioni rela-
tive all’andamento dei parametri di performance, nonché il minor
valore attribuibile alle azioni caratterizzate dal vincolo di cedibilità
al termine del vesting period (cd. lock-up period).
I costi relativi ai Piani di Incentivazione di Lungo Termine, rilevati
come componente del costo lavoro, ammontano a €18 milioni
(€16 milioni e €7 milioni rispettivamente nel 2021 e 2020) con
contropartita alle riserve di patrimonio netto.
Compensi spettanti al key management personnel
I compensi, inclusi i contributi e gli oneri accessori, spettanti ai
soggetti che hanno il potere e la responsabilità della pianificazio-
ne, direzione e controllo della Società e quindi gli amministratori
esecutivi e non, i dirigenti con responsabilità strategica (cd. key
management personnel) in carica nel corso dell’esercizio si ana-
lizzano come segue:
(€ milioni) 2022 2021 2020
Salari e stipendi 37 29 30
Benefici successivi al rapporto di lavoro 3 3 2
Altri benefici a lungo termine 17 15 12
Indennità per cessazione del rapporto di lavoro 9 21
66 47 65
(28) Il Peer Group è composto dalle seguenti società: Apache, bp, Chevron, ConocoPhillips, Equinor, ExxonMobil, Marathon Oil, Occidental, Royal Dutch Shell e Total.
(29) La condizione di performance connessa con il TSR ai sensi dei principi contabili internazionali rappresenta una cd. market condition.
353ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Compensi spettanti agli amministratori e ai sindaci di Eni SpA
I compensi spettanti agli amministratori ammontano a €11,12
milioni, €10,13 milioni e €7,54 milioni rispettivamente per gli
esercizi 2022, 2021 e 2020. I compensi spettanti ai sindaci
ammontano a €0,589 milioni, €0,550 milioni e €0,571 milioni,
rispettivamente per gli esercizi 2022, 2021 e 2020.
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
(€ milioni) 2022 2021 2020
Proventi (oneri) finanziari
Proventi finanziari 8.450 3.723 3.531
Oneri finanziari (9.333) (4.216) (4.958)
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetto a conto economico (55) 11 31
Strumenti finanziari derivati 13 (306) 351
(925) (788) (1.045)
I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:
(€ milioni) 2022 2021 2020
Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto
- Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari (507) (475) (517)
- Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading (53) 11 31
- Oneri netti su altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (2)
- Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori (128) (94) (102)
- Interessi passivi su passività per beni in leasing (315) (304) (347)
- Interessi attivi verso banche 57 4 10
- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa 9 9 12
(939) (849) (913)
Differenze attive (passive) di cambio 238 476 (460)
Strumenti finanziari derivati 13 (306) 351
Altri proventi (oneri) finanziari
- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa 128 67 97
- Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale 38 68 73
- Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo
(*)
(199) (144) (190)
- Altri proventi (oneri) finanziari (204) (100) (3)
(237) (109) (23)
(925) (788) (1.045)
(*) La voce riguarda l’incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio.
Le informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 13
– Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing.
Gli strumenti finanziari derivati sono analizzati alla nota
n. 24 – Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.
I proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono indicati alla
nota n. 36 – Rapporti con parti correlate.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022354
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
355ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
32 Proventi (oneri) su partecipazioni
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
L’analisi delle plusvalenze e minusvalenze delle partecipazio-
ni valutate con il metodo del patrimonio netto è indicata alla
nota n. 16 – Partecipazioni.
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 geografica.
Altri proventi (oneri) su partecipazioni
(€ milioni) 2022 2021 2020
Dividendi 351 230 150
Plusvalenze (minusvalenze) nette da vendita 483 1
Altri proventi (oneri) netti 2.789 (8) (75)
3.623 223 75
I dividendi si riferiscono essenzialmente alla Nigeria LNG Ltd per
€247 milioni e alla Saudi European Petrochemical Co “IBN ZAHR”
per €77 milioni (rispettivamente €144 milioni e €54 milioni nel
2021 e €113 milioni e €28 milioni nel 2020).
Le plusvalenze da vendite si riferiscono per €448 milioni alle plu-
svalenze realizzate a seguito della quotazione, attraverso una IPO
presso la borsa di Oslo, della partecipata Vår Energi ASA e alle suc-
cessive vendite effettuate sul mercato.
Gli altri proventi netti si riferiscono per €2.542 milioni alla plusva-
lenza da valutazione al fair value della business combination tra
Eni e bp con la costituzione della joint venture Azule Energy Hol-
dings Ltd e comprende il realizzo di differenze attive di cambio da
conversione per €764 milioni.
33 Imposte sul reddito
(€ milioni) 2022 2021 2020
Imposte correnti:
- imprese italiane 1.920 439 199
- imprese estere operanti nel settore Exploration & Production 7.027 3.609 1.517
- altre imprese estere 944 157 84
9.891 4.205 1.800
Imposte differite e anticipate nette:
- imprese italiane (2.191) (45) 672
- imprese estere operanti nel settore Exploration & Production 713 552 73
- altre imprese estere (325) 133 105
(1.803) 640 850
8.088 4.845 2.650
Le imposte correnti relative alle imprese italiane comprendo-
no imposte estere per €69 milioni.
Le imposte sul reddito comprendono l’imposta straordinaria di
solidarietà per l’anno 2022 (€1.036 milioni) introdotta in Italia
dalla Legge n. 51/2022, analoga imposta in Germania (€163
tici nel Regno Unito. Il totale delle imposte sul reddito 2022
milioni) nonché un’addizionale d’imposta sui profitti energe-
comprende il contributivo straordinario previsto dalla Legge n.
197/2022 (finanziaria 2023) calcolato sul reddito imponibile
2022, al lordo della distribuzione di riserve di rivalutazione.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022356
La riconciliazione tra l’onere fiscale teorico determinato applicando l’aliquota fiscale Ires vigente in Italia del 24% (stesso valore
nel 2021 e nel 2020) e l’onere fiscale effettivo è il seguente:
(€ milioni) 2022 2021 2020
Utile (perdita) ante imposte 22.049 10.685 (5.978)
Aliquota fiscale teorica (Ires) (%) 24,0 24,0 24,0
Imposte teoriche 5.292 2.564 (1.435)
Variazioni in aumento (diminuzione):
- effetto maggiore tassazione delle imprese estere 3.388 2.301 1.980
- effetto contributi solidaristici straordinari per le imprese italiane del settore energetico 1.971
- effetto imposte estere di società italiane 66 108 108
- effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto 50 180 97
- effetto tassazione dividendi infragruppo 11 54 96
- effetto Irap delle società italiane (18) 140 107
- effetti fiscali relativi ad esercizi precedenti (19) 52 (30)
- effetto plusvalenze da conferimento (241)
- effetto delle svalutazioni (riprese di valore) delle attività per imposte anticipate (2.087) (666) 1.785
- altre motivazioni (325) 112 (58)
2.796 2.281 4.085
Imposte effettive 8.088 4.845 2.650
La maggiore tassazione delle imprese estere riguarda il settore
Exploration & Production per €2.940 milioni (rispettivamente,
€2.040 milioni e €1.777 milioni nel 2021 e 2020).
Nel 2020 il Gruppo ha rilevato oneri d’imposta nonostante una
perdita ante imposte di €5.978 milioni. Questo è dovuto agli im-
patti della crisi economica indotta dal COVID-19 sulla domanda
degli idrocarburi e alla conseguente revisione dei prezzi di lun-
go termine e dei cash flow futuri delle attività dell’Eni. Le minori
proiezioni di redditi imponibili futuri hanno avuto due ricadu-
te: la svalutazione delle attività per imposte anticipate iscritte
all’attivo di bilancio e il mancato stanziamento del recupero fi-
scale associato con le perdite gestionali dell’esercizio.
34 Utile (perdita) per azione
L’utile (perdita) per azione semplice è determinato dividendo l’uti-
le (perdita) dell’esercizio di competenza Eni per il numero medio
ponderato delle azioni Eni SpA in circolazione nell’anno, escluse
le azioni proprie.
L’utile (perdita) per azione diluito è determinato dividendo l’utile (per-
dita) dell’esercizio di competenza Eni per il numero medio ponde-
rato delle azioni Eni SpA in circolazione nell’anno, escluse le azioni
proprie, incrementate del numero delle azioni che potenzialmente
potrebbero essere emesse. Al 31 dicembre 2022 le azioni che po-
tenzialmente potrebbero essere messe in circolazione riguardano le
azioni assegnate a fronte del piano ILT azionario 2020-2022.
Ai fini della determinazione dell’utile (perdita) per azione sempli-
ce e diluito, l’utile (perdita) netto dell’anno di competenza Eni è
rettificato per tener conto della remunerazione delle obbligazioni
subordinate perpetue, al netto del relativo effetto fiscale, determi-
nata sulla base del costo ammortizzato.
La determinazione dell’utile (perdita) per azione semplice e dilui-
to è di seguito indicata:
2022 2021 2020
Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile (perdita) semplice 3.483.633.816 3.565.973.883 3.572.549.651
Numero di azioni potenziali a fronte dei piani ILT azionario 6.319.989 7.598.593
Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile (perdita) diluito 3.489.953.805 3.573.572.476 3.572.549.651
Utile (perdita) netto di competenza Eni (€ milioni) 13.887 5.821 (8.635)
Remunerazione di obbligazioni subordinate perpetue, al netto dell'effetto fiscale (€ milioni) (109) (95)
Utile (perdita) netto di competenza Eni per utile semplice e diluito (€ milioni) 13.778 5.726 (8.635)
Utile (perdita) per azione semplice (ammontari in € per azione) 3,96 1,61 (2,42)
Utile (perdita) per azione diluito (ammontari in € per azione) 3,95 1,60 (2,42)
357ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
35 Informazione per settore di attività e per area geografica
Informazione per settore di attività
La segment information di Eni è determinata sulla base dei
segmenti operativi i cui risultati sono rivisti periodicamente dal
Chief Operating Decision Maker (il CEO) per la valutazione delle
performance e le 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 efficien-
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 confluiscono
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 stoccag-
gio della CO
2
.
• La Direzione Generale Energy Evolution con il compito di pro-
muovere l’evoluzione dei business di generazione, trasforma-
zione e vendita di prodotti da fossili a bio e blue. Le responsa-
bilità della Direzione comprendono le azioni di crescita della
generazione elettrica rinnovabile e del biometano, il coordina-
mento dell’evoluzione bio e circolare del sistema di raffinazio-
ne e della chimica e lo sviluppo del portafoglio retail di Eni
fornendo prodotti sempre più decarbonizzati per la mobilità, il
consumo domestico e delle piccole imprese. Nella Direzione
confluiscono i business della generazione di energia elettrica
da gas e da fonti rinnovabili, della Raffinazione, della Chimi-
ca, del Retail Gas & Power e del Marketing per la mobilità. Le
società Versalis (Chimica), Eni Rewind (Ambiente) ed Eni Ple-
nitude, nel loro assetto corrente, rientrano nel perimetro della
Direzione.
Dal punto di vista delle informazioni finanziarie per settore di at-
tività “segment information”, il management ha considerato che
i processi decisionali di allocazione delle risorse e la valutazione
delle performance finanziarie/industriali da parte del CEO sono
svolte ad un livello di maggiore disaggregazione rispetto alle DG,
avuto riguardo cioè alle linee di business che confluiscono nel-
le due DG. Pertanto, nel rispetto delle disposizioni del principio
contabile IFRS 8 che regola l’informativa per settore di attività, la
segment information di Eni al 31 dicembre 2022 è articolata nei
seguenti reportable segment:
Exploration & Production: attività di ricerca, sviluppo e produzio-
ne 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 finalità sia di copertura
e stabilizzazione dei margini commerciali, sia di ottimizzazione
del portafoglio di asset gas;
Refining & Marketing e Chimica: attività di supply, lavorazione,
distribuzione e marketing di carburanti e prodotti chimici. I risul-
tati del business Chimica sono stati aggregati con quelli della
Refining & 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 finalità 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, elettrici-
tà e servizi connessi e attività di produzione e vendita all’ingros-
so di energia elettrica da impianti termoelettrici e rinnovabili,
attività di servizio alla mobilità elettrica. Comprende le attività
di trading di certificati di emissione di CO
2
e di vendita a termine
dell’energia elettrica nell’ottica di copertura/ottimizzazione 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, digita-
lizzazione del business e l’attività di bonifica ambientale svolta
dalla controllata Eni Rewind.
Le principali informazioni finanziarie dei segmenti operativi og-
getto 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.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022358
Le informazioni per settore di attività sono le seguenti:
Global Gas
Refining &
Corporate
Rettifiche
Exploration
& LNG
Marketing
Plenitude &
e Altre
per utili
(€ milioni)
& Production
Portfolio
e Chimica
Power
attività
interni Totale
2022
Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore 31.200 48.586 59.178 20.883 1.879
a dedurre: ricavi infrasettori (18.304) (7.356) (708) (1.157) (1.689)
Ricavi da terzi 12.896 41.230 58.470 19.726 190 132.512
Risultato operativo 15.908 3.730 460 (825) (1.901) 138 17.510
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri (147) (393) (1.110) (14) (1.340) 19 (2.985)
Ammortamenti (6.018) (217) (506) (358) (139) 33 (7.205)
Svalutazioni di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing (613) (6) (752) (125) (71) (1.567)
Riprese di valore di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing 181 18 35 162 31 427
Radiazioni (596) (1) (2) (599)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto 1.526 4 446 (20) (115) 1.841
Attività direttamente attribuibili
(a)
60.473 12.282 14.925 11.987 1.491 (472) 100.686
Attività non direttamente attribuibili
(b)
51.444
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 7.314 1 3.084 663 1.030 12.092
Passività direttamente attribuibili
(a)
17.385 12.572 9.011 4.787 4.416 (68) 48.103
Passività non direttamente attribuibili
(b)
48.797
Investimenti in attività materiali e immateriali 6.362 23 878 631 166 (4) 8.056
2021
Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore 21.742 20.843 40.374 11.187 1.698
a dedurre: ricavi infrasettori (12.896) (3.870) (323) (670) (1.510)
Ricavi da terzi 8.846 16.973 40.051 10.517 188 76.575
Risultato operativo 10.066 899 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
(a) Comprendono le attività/passività connesse al risultato operativo.
(b) Comprendono le attività/passività non connesse al risultato operativo.
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
359ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
Informazione per area geografica
Attività direttamente attribuibili e investimenti per area geografica di localizzazione.
Resto
dell’Unione
Resto
(€ milioni) Italia
Europea
dell’Europa Americhe Asia Africa Altre aree Totale
2022
Attività direttamente attribuibili
(*)
29.195 7.689 6.564 8.892 18.653 28.167 1.526 100.686
Investimenti in attività materiali e immateriali 1.475 415 205 1.266 1.390 3.163 142 8.056
2021
Attività direttamente attribuibili
(*)
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
(*)
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
(*) Comprendono le attività connesse al risultato operativo.
Ricavi della gestione caratteristica per area geografica di destinazione.
(€ milioni) 2022 2021 2020
Italia 60.090 29.968 14.717
Resto dell'Unione Europea 25.413 14.671 9.508
Resto dell'Europa 21.748 12.470 8.191
Americhe 6.929 4.420 2.426
Asia 9.062 7.891 4.182
Africa 9.191 7.040 4.842
Altre aree 79 115 121
132.512 76.575 43.987
36 Rapporti con parti correlate
Le operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano
principalmente:
(a) lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l’im-
piego di mezzi finanziari con le joint venture, con le imprese
collegate e altre società escluse dall’area di consolidamento;
(b) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre società
controllate dallo Stato italiano;
(c) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con società
correlate a Eni SpA per il tramite di alcuni componenti del
Consiglio di Amministrazione. La maggior parte di tali ope-
razioni sono esenti dall’applicazione della normativa interna
Eni “Operazioni con interessi degli amministratori e sindaci e
Operazioni con Parti Correlate”, emanata in attuazione della
regolamentazione Consob, poiché si tratta di operazioni or-
dinarie concluse a condizioni di mercato o standard, ovvero
poiché al di sotto della soglia di esiguità prevista dalla proce-
dura stessa;
(d) i contributi a soggetti non aventi natura societaria, riferibi-
li a Eni, che perseguono iniziative di carattere umanitario,
culturale e scientifico. In particolare con: (i) Eni Foundation,
costituita, su iniziativa di Eni, senza scopo di lucro e con l’o-
biettivo di perseguire esclusivamente finalità di solidarietà
sociale e umanitaria nei settori dell’assistenza, della sanità,
dell’educazione, della cultura e dell’ambiente, nonché della
ricerca scientifica e tecnologica; (ii) Fondazione Eni Enrico
Mattei costituita, su iniziativa di Eni, con lo scopo di contri-
buire, attraverso studi, ricerche e iniziative di formazione e
informazione, all’arricchimento delle conoscenze sulle pro-
blematiche riguardanti l’economia, l’energia e l’ambiente su
scala locale e globale.
Tutte le operazioni sono state compiute nell’interesse della So-
cietà e, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseguo-
no iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico, fanno
parte della ordinaria gestione.
Le joint venture, le imprese collegate e le imprese controllate
escluse dall’area di consolidamento sono indicate nell’allegato
“Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2022” che si considera
parte integrante delle presenti note.
RAPPORTI COMMERCIALI E DIVERSI
31.12.2022 2022
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 17 71 224
Angola LNG Ltd 79
Coral FLNG SA 10 1.378 12
Gruppo Azule 320 517 3.268 46 1.152
Gruppo Saipem 3 195 9 9 452
Gruppo Vårgrønn 1.259
Karachaganak Petroleum Operating BV 27 251 1.347
Mellitah Oil & Gas BV 58 144 9 234
Petrobel Belayim Petroleum Co 33 595 944
Société Centrale Electrique du Congo SA 47 74
Società Oleodotti Meridionali SpA 6 433 16 14
Vår Energi ASA 58 722 2.378 84 4.085 (597)
Altre
(*)
127 76 9 167 338
706 3.004 8.301 417 8.869 (597)
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
Eni BTC Ltd 190
Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) 139 4 1 15
Altre 8 10 11 7 15
147 14 202 22 15
853 3.018 8.503 439 8.884 (597)
Imprese controllate dallo Stato
Gruppo Cassa Depositi e Prestiti 2 47 3 86
Gruppo Enel 438 264 97 275 484
Gruppo Italgas 218 8 84
Gruppo Snam 763 25 1.767 873
Gruppo Terna 119 159 612 701 (18)
GSE - Gestore Servizi Energetici 207 225 7.786 4.039 3.437
ITA Airways ‐ Italia Trasporto Aereo SpA 3 179
Altre
(*)
12 35 27 33
1.762 763 10.555 6.007 3.903
Altri soggetti correlati 2 1 39
Groupement Sonatrach - Eni “GSE” 179 114 33 417
Totale 2.794 3.897 8.503 11.028 15.347 3.306
(*) Per rapporti di ammontare inferiore a €50 milioni.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022360
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.
361ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
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 ammontare inferiore a €50 milioni.
I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate
e le controllate escluse dall’area di consolidamento riguardano:
• la quota di competenza Eni dei costi sostenuti nello sviluppo di
giacimenti petroliferi dalle società Agiba Petroleum Co, Kara-
chaganak Petroleum Operating BV, Mellitah Oil & Gas BV, Petro-
bel Belayim Petroleum Co, Groupement Sonatrach - Eni “GSE”
e, limitatamente alla Karachaganak Petroleum Operating BV,
l’acquisto di greggi da parte di Eni Trade & Biofuels SpA; i riad-
debiti dalle collegate a Eni sono fatturati sulla base dei costi
sostenuti;
• l’acquisto di GNL da Angola LNG Ltd;
• la fornitura di servizi specialistici upstream e la garanzia rila-
sciata pro-quota nell’interesse della società Coral FLNG SA a
beneficio del Consorzio TJS a fronte degli obblighi contrattuali
assunti con l’assegnazione del contratto EPCIC per la realizza-
zione dell’impianto galleggiante di liquefazione del gas (mag-
giori informazioni sono riportate alla nota n. 28 – Garanzie,
impegni e rischi);
• il credito per attività di disinvestimento legato all’operazione di
Business Combination, l’acquisto di greggi e il rilascio di garan-
zie principalmente a fronte di contratti di leasing di navi FPSO
dal gruppo Azule;
• la fornitura di servizi di ingegneria, di costruzione e di perfora-
zione da parte del gruppo Saipem prevalentemente al settore
Exploration & Production;
• le garanzie rilasciate al Gruppo Vårgrønn a fronte della parteci-
pazione nel progetto eolico offshore Dogger Bank;
• la vendita di gas alla Société Centrale Electrique du Congo SA;
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022362
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
363ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
• gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Società Oleodotti Me-
ridionali SpA per il potenziamento delle infrastrutture del siste-
ma di trasporto del greggio alla Raffineria di Taranto;
• le garanzie rilasciate per rispetto di accordi contrattuali nell’in-
teresse di Vår Energi ASA, la fornitura di servizi specialistici
upstream e di trasporto marittimo, l’acquisto di greggio, con-
densati e gas e la parte realizzata dei contratti a termine di
acquisto fisico di gas;
• la garanzia rilasciata a favore della società Eni BTC Ltd a fronte
della costruzione di un oleodotto;
• la prestazione di servizi per risanamento ambientale alla società
Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione).
I rapporti più significativi con le società controllate dallo Stato
riguardano:
• le attività volte a garantire l’operatività, l’upgrading e l’efficien-
za degli impianti verso il gruppo Ansaldo di Cassa Depositi e
Prestiti;
• la vendita di carburanti e combustibili, la compravendita di gas,
l’acquisto di GNL, l’acquisizione di servizi di distribuzione di
energia elettrica e gli strumenti finanziari derivati con il gruppo
Enel;
• l’acquisizione di servizi di trasporto, stoccaggio e servizi di di-
stribuzione 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 compravendita di gas
per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di corri-
spettivi legati all’andamento dei principali prodotti energetici;
• l’acquisizione di servizi di dispacciamento e la compravendita
di energia elettrica per esigenze di bilanciamento del sistema
sulla base di corrispettivi legati all’andamento dei principali
prodotti energetici e la stipula di contratti derivati su commodi-
ty a copertura del rischio di volatilità del corrispettivo per l’as-
segnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto con
il gruppo Terna;
• la compravendita di energia elettrica, gas, titoli ambientali, gli
strumenti finanziari derivati, la vendita di prodotti petroliferi e
capacità di stoccaggio a GSE - Gestore Servizi Energetici per
la costituzione delle scorte specifiche tenute dall’Organismo
Centrale di Stoccaggio Italiano (OCSIT) in accordo al D.Lgs. n.
249/2012, il contributo a copertura degli oneri derivanti dall’e-
spletamento delle funzioni ed attività di OCSIT e il contributo
corrisposto a GSE per la promozione dell’uso del biometano e
altri biocarburanti avanzati nel settore dei trasporti;
• la vendita di jet fuel alla ITA Airways - Italia Trasporto Aereo SpA.
I rapporti verso altri soggetti correlati riguardano:
• costi per contributi versati ai fondi pensione gestiti da Eni per
€29 milioni;
• contributi erogati e prestazione di servizi alla Fondazione Eni
Enrico Mattei e a Eni Foundation rispettivamente per €5 milioni
e €5 milioni.
RAPPORTI DI NATURA FINANZIARIA
31.12.2022 2022
Crediti e
Proventi
disponibilità
Finanziari
liquide e
e strumenti
Oneri
Plusvalenze
Denominazione (€ milioni)
equivalenti Debiti Garanzie
derivati
Finanziari
da cessione
Joint venture e imprese collegate
Coral FLNG SA 356 140
Coral South FLNG DMCC 1.499 1 1
Mozambique Rovuma Venture SpA 1.187 57 48 5
Gruppo Saipem 100 16 3
Altre
(*)
96 28 2 91 10
1.639 185 1.501 156 159
Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento
Altre 8 31 5 4
8 31 5 4
Imprese controllate dallo Stato
Enel 176
Italgas 30
Altre 10 40 11
10 216 1 1 30
Totale 1.657 432 1.501 162 164 30
(*) Per rapporti di ammontare inferiore a €50 milioni.
31.12.2021 2021
Denominazione (€ milioni)
Crediti
e disponibilità
liquide
ed equivalenti 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.
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
I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate
e le controllate escluse dall’area di consolidamento riguardano:
• il finanziamento concesso alla società Coral FLNG SA per la
realizzazione dell’impianto galleggiante di liquefazione del gas
nel permesso dell’Area 4 in Mozambico;
• la garanzia rilasciata nell’interesse della società Coral South
FLNG DMCC per affidamenti bancari nell’ambito del project
financing del progetto di sviluppo Coral FLNG (maggiori in-
formazioni sono riportati alla nota n. 28 – Garanzie, impegni
e rischi);
• il finanziamento concesso alla Mozambique Rovuma Ven-
ture SpA per lo sviluppo delle riserve gas nell’offshore del
Mozambico;
• le passività per beni in leasing verso il gruppo Saipem riferite a
contratti pluriennali per l’utilizzo di mezzi di perforazione.
I rapporti più significativi con le società controllate dallo Stato
riguardano:
• i debiti finanziari per marginazione su contratti derivati verso
il gruppo Enel;
• la plusvalenza da cessione al gruppo Italgas della società Gas
Distribution Company of Thessaloniki - Thessaly SA.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022364
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
365ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulla situazione patrimoniale, sul risultato
economico e sui flussi finanziari
L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci dello stato patrimoniale è indicata nella seguente tabella di sintesi:
31.12.2022 31.12.2021
Entità
Incidenza
Entità
Incidenza
(€ milioni) Totale
correlate
% Totale
correlate
%
Disponibilità liquide e equivalenti 10.155 10 0,10 8.254 2 0,02
Altre attività finanziarie correnti 1.504 16 1,06 4.308 53 1,23
Crediti commerciali e altri crediti 20.840 2.427 11,65 18.850 1.301 6,90
Altre attività correnti 12.281 341 2,66 13.634 492 3,61
Altre attività finanziarie non correnti 1.967 1.631 82,92 1.885 1.645 87,27
Altre attività non correnti 2.236 26 1,16 1.029 29 2,82
Passività finanziarie a breve termine 4.446 307 6,91 2.299 233 10,13
Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine 3.097 36 1,16 1.781 21 1,18
Quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine 884 35 3,96 948 17 1,79
Debiti commerciali e altri debiti 25.709 3.203 12,46 21.720 2.298 10,58
Altre passività correnti 12.473 232 1,86 15.756 339 2,15
Passività finanziarie a lungo termine 19.374 26 0,13 23.714 5 0,02
Passività per beni in leasing a lungo termine 4.067 28 0,69 4.389 1 0,02
Altre passività non correnti 3.234 462 14,29 2.246 415 18,48
L’incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi:
2022 2021 2020
Entità
Incidenza
Entità
Incidenza
Entità
Incidenza
(€ milioni) Totale
correlate
% Totale
correlate
% Totale
correlate
%
Ricavi della gestione caratteristica 132.512 10.872 8,20 76.575 3.000 3,92 43.987 1.164 2,65
Altri ricavi e proventi 1.175 156 13,28 1.196 52 4,35 960 35 3,65
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (102.529) (15.327) 14,95 (55.549) (8.644) 15,56 (33.551) (6.595) 19,66
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti
47 (2) .. (279) (6) 2,15 (226) (6) 2,65
commerciali e altri crediti
Costo lavoro (3.015) (18) 0,60 (2.888) (21) 0,73 (2.863) (36) 1,26
Altri proventi (oneri) operativi (1.736) 3.306 .. 903 735 81,40 (766) 13 ..
Proventi finanziari 8.450 160 1,89 3.723 79 2,12 3.531 114 3,23
Oneri finanziari (9.333) (164) 1,76 (4.216) (46) 1,09 (4.958) (26) 0,52
Strumenti finanziari derivati 13 2 15,38 (306) 351
Altri proventi (oneri) su partecipazioni 3.623 30 0,83 223 75
I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi:
(€ milioni) 2022 2021 2020
Ricavi e proventi 11.028 3.052 1.199
Costi e oneri (13.749) (7.814) (5.789)
Altri proventi (oneri) operativi 3.306 735 13
Variazione crediti e debiti commerciali e diversi (431) (342) (136)
Interessi 69 38 73
Flusso di cassa netto da attività operativa 223 (4.331) (4.640)
Investimenti in attività materiali e immateriali (1.596) (851) (842)
Disinvestimenti in partecipazioni 165
Variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento 1.480 (20) (370)
Variazione crediti finanziari (81) (105) (160)
Flusso di cassa netto da attività di investimento (32) (976) (1.372)
Variazione debiti finanziari e passività per beni in leasing (88) (13) 164
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento (88) (13) 164
Variazione disponibilità liquide e equivalenti 8 2
Totale flussi finanziari verso entità correlate 111 (5.318) (5.848)
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022366
L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:
2022 2021 2020
Entità
Incidenza
Entità
Incidenza
Entità
Incidenza
(€ milioni) Totale
correlate
% Totale
correlate
% Totale
correlate
%
Flusso di cassa netto da attività operativa 17.460 223 1,28 12.861 (4.331) .. 4.822 (4.640) ..
Flusso di cassa netto da attività di investimento (7.018) (32) 0,46 (12.022) (976) 8,12 (4.587) (1.372) 29,91
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento (8.542) (88) 1,03 (2.039) (13) 0,64 3.253 164 5,04
30
37 Altre informazioni sulle partecipazioni
Informazioni sulle società controllate consolidate con significative interessenze di terzi
Di seguito sono riportati i dati economici, patrimoniali e finanzia-
ri, al lordo delle elisioni infragruppo, relativi al gruppo Enipower
posseduto da Eni al 51%. La percentuale di possesso del non
controlling interest corrisponde ai diritti di voto assembleare.
Nel 2021 il Gruppo Eni non aveva società controllate con signifi-
cative interessenze di terzi.
(€ milioni) 2022
Gruppo Enipower
Non controlling interest (%) 49%
Attività correnti 547
Attività non correnti 812
Passività correnti 587
Passività non correnti 34
Ricavi 1.636
Utile netto dell'esercizio 171
Totale utile complessivo dell'esercizio 171
Flusso di cassa netto da attività operativa 228
Flusso di cassa netto da attività di investimento (52)
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento (11)
Flusso di cassa netto dell'esercizio (192)
Utile (perdita) netto dell'esercizio di pertinenza delle interessenze di terzi azionisti 54
Dividendi pagati alle interessenze di terzi azionisti 59
Il patrimonio netto complessivo di pertinenza delle interessenze di terzi al 31 dicembre 2022 è di €471 milioni (€82 milioni al 31
dicembre 2021).
Modifiche dell’interessenza partecipativa senza perdita o acquisizione del controllo
Nel 2022 è stato ceduto il 49% del capitale della controllata Enipower SpA con un incasso di €542 milioni.
Nel 2021 non si segnalano modifiche significative di interessenza partecipativa senza perdita o acquisizione del controllo.
(30) L’elenco delle partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto e collegate al 31 dicembre 2022 è indicato nell’allegato “Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicem-
bre 2022” che costituisce parte integrante delle presenti note.
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO CONSOLIDATO
367ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
Principali accordi a controllo congiunto e società collegate al 31 dicembre 2022
% interessenza
% diritti
Denominazione Sede legale Sede operativa Settore di attività
partecipativa
di voto
Joint venture
Azule Energy Holdings Ltd Londra
Regno Unito Exploration & Production 50,00 50,00
(Regno Unito)
Cardón IV SA Caracas
Venezuela Exploration & Production 50,00 50,00
(Venezuela)
Mozambique Rovuma Venture SpA San Donato Milanese (MI)
Mozambico Exploration & Production 35,71 35,71
(Italia)
Saipem SpA Milano
Italia Corporate e società finanziarie 31,19 31,20
(Italia)
Vårgrønn AS Stavanger
Norvegia Plenitude 65,00 65,00
(Norvegia)
Joint operation
Damietta LNG (DLNG) SAE Damietta
Egitto Global Gas & LNG Portfolio 50,00 50,00
(Egitto)
GreenStream BV Amsterdam
Libia Global Gas & LNG Portfolio 50,00 50,00
(Paesi Bassi)
Raffineria di Milazzo ScpA Milazzo (ME)
Italia Refining & Marketing 50,00 50,00
(Italia)
Collegate
ADNOC Global Trading Ltd Abu Dhabi
Emirati Arabi Uniti Refining & Marketing 20,00 20,00
(Emirati Arabi Uniti)
Abu Dhabi Oil Refining Company (Takreer) Abu Dhabi
Emirati Arabi Uniti Refining & Marketing 20,00 20,00
(Emirati Arabi Uniti)
Coral FLNG SA Maputo
Mozambico Exploration & Production 25,00 25,00
(Mozambico)
Novamont SpA Novara
Italia Chimica 35,00 35,00
(Italia)
Qatar Liquefied Gas Company Limited (9) Doha
Qatar Exploration & Production 25,00 25,00
(Qatar)
Vår Energi ASA Sandnes
Norvegia Exploration & Production 63,08 63,08
(Norvegia)
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022368
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:
2022
(€ milioni) Azule Energy Holdings Ltd Cardón IV SA Saipem SpA Altre non rilevanti
Attività correnti 3.869 425 7.627 741
- di cui disponibilità liquide ed equivalenti 966 7 2.052 219
Attività non correnti 21.281 1.812 4.770 13.639
Totale attività 25.150 2.237 12.397 14.380
Passività correnti 2.635 431 6.932 1.764
- di cui passività finanziarie correnti 159 3 1.040 1.278
Passività non correnti 12.369 940 3.352 10.740
- di cui passività finanziarie non correnti 4.403 43 1.993 10.146
Totale passività 15.004 1.371 10.284 12.504
Net equity 10.146 866 2.113 1.876
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % 50,00 50,00 31,20
Valore di iscrizione della partecipazione 5.073 433 645 915
Ricavi e altri proventi 2.422 942 9.991 526
Costi operativi (956) (679) (9.455) (463)
Altri proventi (oneri) operativi 7 25
Ammortamenti e svalutazioni (1.099) (127) (445) (258)
Risultato operativo 367 136 98 (170)
Proventi (oneri) finanziari (142) (195) (167)
Proventi (oneri) su partecipazioni 718 (65) (4)
Risultato ante imposte 943 136 (162) (341)
Imposte sul reddito (33) (122) (153) 62
Utile relativo a discontinued operation 106
Risultato netto 910 14 (209) (279)
Altre componenti dell'utile complessivo (516) 30 24 119
Totale utile (perdita) complessivo 394 44 (185) (160)
Utile (perdita) di competenza del Gruppo 455 7 (82) 7
Dividendi percepiti dalla joint venture 475 8
I dati relativi al risultato dell’esercizio e all’utile complessivo delle joint venture rilevanti sono di seguito riportati:
2022
(€ milioni) Mozambique Rovuma Venture SpA Vårgrønn AS
Risultato netto (202) (17)
Altre componenti dell'utile complessivo 72 (7)
Totale utile (perdita) complessivo (130) (24)
2021
(€ milioni) Cardón IV SA Saipem SpA Vår Energi AS Altre non rilevanti
Attività correnti 285 6.819 1.382 868
- di cui disponibilità liquide ed equivalenti 3 1.632 198 199
Attività non correnti 1.947 4.723 16.589 7.765
Totale attività 2.232 11.542 17.971 8.633
Passività correnti 373 6.844 2.148 1.169
- di cui passività finanziarie correnti 4 1.256 390 300
Passività non correnti 1.301 4.347 14.900 5.682
- di cui passività finanziarie non correnti 430 2.679 4.160 5.167
Totale passività 1.674 11.191 17.048 6.851
Net equity 558 351 923 1.782
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % 50,00 31,20 69,85
Valore di iscrizione della partecipazione 279 137 645 996
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) finanziari (67) (140) (350) (24)
Proventi (oneri) su partecipazioni 9
Risultato ante imposte (25) (2.397) 1.758 (33)
Imposte sul reddito (131) (70) (1.729) (3)
Risultato netto (156) (2.467) 29 (36)
Altre componenti dell'utile complessivo 39 (117) 61 27
Totale utile (perdita) complessivo (117) (2.584) 90 (9)
Utile (perdita) di competenza del Gruppo (78) (752) 20 (97)
Dividendi percepiti dalla joint venture 561 25
2021
(€ milioni)
Doggerbank Offshore Wind
Farm Project 1 Holdco Ltd
Doggerbank Offshore Wind
Farm Project 2 Holdco Ltd
Risultato netto (1) (1)
Altre componenti dell'utile complessivo 31 (9)
Totale utile (perdita) complessivo 30 (10)
369ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
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:
2022
(€ milioni) Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) Vår Energi ASA Coral FLNG SA Altre non rilevanti
Attività correnti 3.730 1.612 578 4.828
- di cui disponibilità liquide ed equivalenti 150 417 25 284
Attività non correnti 17.896 15.821 7.386 8.830
Totale attività 21.626 17.433 7.964 13.658
Passività correnti 2.681 3.044 695 4.220
- di cui passività finanziarie correnti 561 1 411
Passività non correnti 6.458 13.179 5.949 4.220
- di cui passività finanziarie non correnti 5.366 2.404 5.926 4.056
Totale passività 9.139 16.223 6.644 8.440
Net equity 12.487 1.210 1.320 5.218
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo % 20,00 63,08 25,00
Valore di iscrizione della partecipazione 2.497 763 330 1.381
Ricavi e altri proventi 36.240 9.520 59 37.846
Costi operativi (32.916) (1.280) (49) (36.754)
Altri proventi (oneri) operativi (702) (10)
Ammortamenti e svalutazioni (741) (1.881) (4) (247)
Risultato operativo 1.881 6.359 6 835
Proventi (oneri) finanziari (83) (495) 553 (14)
Proventi (oneri) su partecipazioni 3
Risultato ante imposte 1.798 5.864 559 824
Imposte sul reddito (4.768) 1 (26)
Risultato netto 1.798 1.096 560 798
Altre componenti dell'utile complessivo 646 (144) 29 (81)
Totale utile (perdita) complessivo 2.444 952 589 717
Utile (perdita) di competenza del Gruppo 360 691 140 411
Dividendi percepiti dalla collegata 142 469 97
I dati relativi al risultato dell’esercizio e all’utile complessivo delle società collegate rilevanti sono di seguito riportati:
2022
(€ milioni) Qatar Liquefied Gas Company Limited (9) Novamont SpA ADNOC Global Trading Ltd
Risultato netto (152) 849
Altre componenti dell'utile complessivo (16) (107) 5
Totale utile (perdita) complessivo (16) (259) 854
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022370
2021
(€ milioni) Abu Dhabi Oil Refining Company (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 finanziarie correnti 122 1 139
Passività non correnti 6.208 1.935 5.392 3.857
- di cui passività finanziarie 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) finanziari (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
371ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022372
38 Erogazioni pubbliche - Informativa ex art. 1, commi 125-129, Legge n. 124/2017
Ai sensi dell’art. 1, commi 125-bis e 126, della Legge n. 124/2017
e successive modificazioni, di seguito sono indicate le informa-
zioni consolidate in merito: (i) alle erogazioni ricevute da Eni
SpA e dalle società controllate consolidate integralmente e
provenienti da entità ed enti pubblici italiani, ad esclusione del-
le 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
31
. Al riguardo si segnala che quando Eni svolge il ruolo
di operatore
32
di joint venture non incorporate
33
, costituite per la
gestione di progetti petroliferi, ciascuna erogazione effettuata
direttamente da Eni è riportata nel suo ammontare pieno, indi-
pendentemente dalla circostanza che Eni sia rimborsata propor-
zionalmente dai partner non operatori attraverso il meccanismo
dell’addebito dei costi (cash-call).
In particolare, non sono oggetto di presentazione: (i) le forme di
incentivo/sovvenzione ricevute in applicazione di un regime ge-
nerale di aiuto a tutti gli aventi diritto; (ii) i corrispettivi afferenti a
prestazioni di opera/servizi, incluse le sponsorizzazioni, nonché
i vantaggi economici aventi natura retributiva o risarcitoria; (iii) i
rimborsi e le indennità corrisposti a soggetti impegnati in tirocini
formativi e di orientamento; (iv) i contributi ricevuti per la for-
mazione continua da parte di fondi interprofessionali costituiti
nella forma giuridica di associazione; (v) i contributi associativi
per l’adesione ad associazioni di categoria e territoriali, nonché
a favore di fondazioni o altre organizzazioni equivalenti, funzio-
nali alle attività connesse con il business aziendale; (vi) i costi
sostenuti a fronte di social project connessi con le attività di in-
vestimento operate.
Le erogazioni sono individuate secondo il criterio di cassa
34
.
L’informativa di seguito presentata include le erogazioni di im-
porto pari o superiore a €10 mila effettuate da un medesimo
soggetto erogante nel corso del 2022, anche tramite una plura-
lità 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’art. 52 della Legge 24 dicembre 2012, n. 234.
Di seguito sono indicate le erogazioni concesse relative essenzialmente a fondazioni, associazioni e altri enti per finalità reputazionali,
di liberalità e di sostegno ad iniziative benefiche e di solidarietà:
Importo del vantaggio
Soggetto beneficiario
economico corrisposto (€)
Fondazione Eni Enrico Mattei (FEEM) 4.750.000
Eni Foundation 4.670.000
Fondazione Teatro alla Scala 3.202.992
Ajuda de Desenvolvimento de Povo para Povo (ADPP) 865.695
Fondazione Giorgio Cini 500.000
Caritas Italiana 498.000
Associazione della Croce Rossa Italiana 421.577
Ministero della Salute dell’Angola (MINSA) 394.435
Protezione Civile Italiana 310.091
WEF - World Economic Forum 303.567
Fabbrica di San Pietro 180.600
Ara Pacis Initiative For Peace ONLUS 180.000
Banco dell’energia Ente Filantropico 100.000
Atlantic Council 95.717
World Business Council for Sustainable Development 85.825
Lebanese Armed Forces (LAF) 74.253
Council on Foreign Relations 66.216
Extractive Industries Transparency Initiative (EITI) 52.715
(31) Sono escluse le erogazioni operate da società estere del Gruppo a beneficiari esteri.
(32) 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.
(33) Per joint venture non incorporate si intende un raggruppamento di imprese che opera congiuntamente all’interno del progetto in virtù di un contratto.
(34) 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.
Soggetto beneficiario
Importo del vantaggio
economico corrisposto (€)
Associazione Pionieri e Veterani Eni 52.000
Bruegel 50.000
Cotec - Fondazione per l'Innovazione Tecnologica 50.000
IFRI - Institut Français des Relations Internationales 50.000
Parrocchia di Santa Barbara - San Donato Milanese 50.000
La Semente - Società Agricola Cooperativa Sociale 45.000
Carnegie Endowment for International Peace (CEIP) 43.720
Aspen Institute Italia 35.000
E4Impact Foundation 35.000
Italiadecide 35.000
Center for Strategic and International Studies 31.759
Ospedale "Santo Spirito" e ASL di Pescara 30.000
Global Reporting Initiative 27.500
Fondazione Centro Studi Investimenti Sociali - CENSIS 25.000
AMICAL 21.091
Associazione CILLA Liguria 21.000
Associazione Amici della Luiss 20.000
Centro Studi Americani 20.000
GCNI - Fondazione Global Compact Network Italia 17.000
Comitato Nazionale del Welfare della Gente di Mare 15.000
Voluntary Principles Association (VPA) 12.798
Harvard University 11.415
Fondazione il Talento all'opera Onlus 10.000
FONDAZIONE SERICS 10.000
Parks - Liberi e Uguali 10.000
Associazione di Volontariato e di promozione Sociale Pro Loco Sannazzaro 10.000
39 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti
Nel 2022, 2021 e 2020 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti.
40 Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali
Nel 2022, 2021 e 2020 non si segnalano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.
41 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio
I contributi straordinari di solidarietà a carico delle società energetiche nel 2022 sono riportati alla nota n. 33 – Imposte sul reddito.
La guerra Russia-Ucraina, oltre a costituire un rischio sistemico, non pone rischi specifici per il prosieguo della Società oltre a quanto già
comunicato nelle presenti note.
Il 28 marzo 2023 è stato approvato dal Governo il D.L. “Energia” che prevede la modifica della base imponibile ai fini del contributo
solidaristico ex Lege 197 2022, con la parziale esclusione degli effetti connessi all’utilizzo di riserve di rivalutazione. Tale modifica
comporterà nell’esercizio 2023 una revisione in riduzione, la cui quantificazione è in corso di definizione, dello stanziamento operato
nel bilancio 2022.
373ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022374
Informazioni supplementari sull’attività Oil & Gas previste dalla SEC
(non sottoposte a revisione contabile)
Le seguenti informazioni, elaborate in base agli “International Financial Reporting Standards” (IFRS), sono presentate secondo le
disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil & Gas (Topic 932). Gli ammontari relativi ai terzi azionisti non sono rilevanti.
Costi capitalizzati
I costi capitalizzati rappresentano i costi complessivi delle attività relative a riserve certe, probabili e possibili, delle attrezzature di
supporto e delle altre attività utilizzate nell’esplorazione e produzione, con indicazione del fondo ammortamento e svalutazione. I
costi capitalizzati si analizzano per area geografica come segue:
Resto
Africa
Africa
Resto
Australia
(€ milioni) Italia
d’Europa
Settentrionale Egitto
Sub-Sahariana Kazakhstan
dell’Asia America
e Oceania Totale
2022
Società consolidate
Attività relative a riserve certe 18.687 6.629 17.490 22.969 29.784 13.705 12.846 19.192 1.480 142.782
Attività relative a riserve probabili e possibili 22 330 613 44 2.411 7 1.462 931 204 6.024
Attrezzature di supporto e altre
309 24 1.645 270 1.128 132 13 24 12 3.557
immobilizzazioni
Immobilizzazioni in corso 767 237 1.282 543 1.970 936 1.457 379 115 7.686
Costi capitalizzati lordi 19.785 7.220 21.030 23.826 35.293 14.780 15.778 20.526 1.811 160.049
Fondi ammortamento e svalutazione (15.677) (6.214) (15.949) (16.212) (25.024) (4.147) (10.133) (15.341) (1.001) (109.698)
Costi capitalizzati netti società consolidate
(a)
4.108 1.006 5.081 7.614 10.269 10.633 5.645 5.185 810 50.351
Società in joint venture e collegate
Attività relative a riserve certe 7.387 118 27.959 287 2.100 37.851
Attività relative a riserve probabili e possibili 996 91 1.087
Attrezzature di supporto e altre
31 8 262 8 309
immobilizzazioni
Immobilizzazioni in corso 3.872 9 1.530 48 241 5.700
Costi capitalizzati lordi 12.286 135 29.842 335 2.349 44.947
Fondi ammortamento e svalutazione (3.492) (68) (20.280) (1.466) (25.306)
Costi capitalizzati netti società in joint venture
(a)(b)
8.794 67 9.562 335 883 19.641
e collegate
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
308 22 1.552 248 1.342 121 38 21 12 3.664
immobilizzazioni
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
36 8 3 7 54
immobilizzazioni
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
(a)
9.546 82 2.530 12 897 13.067
e collegate
(a) Gli importi comprendono oneri finanziari capitalizzati netti per €725 milioni nel 2022 e €767 milioni nel 2021 per le società consolidate e per €565 milioni nel 2022 e €360 milioni nel 2021
per le società in joint venture e collegate.
(b) Include l’allocazione del fair value degli asset della società Azule Energy Holdings Ltd.
Costi sostenuti
I costi sostenuti rappresentano gli importi capitalizzati o imputati a conto economico relativi alle attività di esplorazione e produzio-
ne. I costi sostenuti si analizzano per area geografica come segue:
(€ milioni) Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
2022
Società consolidate
Acquisizioni di riserve certe 4 51 82 137
Acquisizioni di riserve probabili e possibili 2 111 11 124
Costi di ricerca 12 101 68 179 295 4 253 26 1 939
Costi di sviluppo
(a)
216 (129) 343 795 1.458 277 835 1.292 117 5.204
Totale costi sostenuti società consolidate 234 (28) 573 974 1.764 281 1.088 1.400 118 6.404
Società in joint venture e collegate
Acquisizioni di riserve certe 291 291
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
Costi di ricerca 73 13 86
Costi di sviluppo
(b)
1.690 (8) 125 49 (9) 1.847
Totale costi sostenuti società in joint
venture e collegate
1.763 (8) 138 340 (9) 2.224
2021
Società consolidate
Acquisizioni di riserve certe 8 8
Acquisizioni di riserve probabili e possibili 6 3 9
Costi di ricerca 16 96 33 57 136 3 188 83 1 613
Costi di sviluppo
(a)
182 497 452 842 185 785 657 27 3.627
Totale costi sostenuti società consolidate 198 96 536 509 978 188 973 751 28 4.257
Società in joint venture e collegate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
Costi di ricerca 92 92
Costi di sviluppo
(b)
936 59 4 2 1.001
Totale costi sostenuti società in joint
venture e collegate
1.028 59 4 2 1.093
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
(a) Gli importi indicati comprendono decrementi relativi all’abbandono delle attività per €307 milioni nel 2022, costi per €62 milioni nel 2021 e costi per €516 milioni nel 2020.
(b) Gli importi indicati comprendono decrementi relativi all’abbandono delle attività per €111 milioni nel 2022, decrementi per €464 milioni nel 2021 e costi per €424 milioni nel 2020.
375ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Risultati delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi
I risultati delle attività di esplorazione e produzione di idro-
carburi derivano esclusivamente dalla differenza tra i ricavi e
gli oneri direttamente 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 fiscale
vigente nel Paese in cui l’impresa opera all’utile, ante imposte,
derivante dalle attività di esplorazione e produzione. I ricavi e le
imposte sul reddito includono le imposte dovute nei Production
Sharing Agreement (PSA) dove l’onere tributario viene assolto
dalle società petrolifere di Stato che partecipano alle attività di
estrazione e produzione in nome e per conto di Eni a valere sulle
quote di Profit oil.
I risultati delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi
si analizzano per area geografica come segue:
(€ milioni) Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
2022
Società consolidate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate 1.952 1.854 2.095 4.434 1.602 2.982 1.683 3 16.605
- vendite a terzi 329 23 3.946 4.897 1.216 1.001 837 307 72 12.628
Totale ricavi 2.281 1.877 6.041 4.897 5.650 2.603 3.819 1.990 75 29.233
Costi di produzione (387) (189) (486) (484) (871) (241) (326) (410) (21) (3.415)
Costi di trasporto (3) (42) (50) (5) (29) (147) (3) (16) (295)
Imposte sulla produzione (286) (330) (478) (421) (63) (1.578)
Costi di ricerca (11) (25) (162) (106) (150) (6) (123) (21) (1) (605)
Ammortamenti e svalutazioni
(a)
(449) (158) (839) (1.156) (1.488) (434) (727) (707) (90) (6.048)
Altri (oneri) proventi (1.987) (98) 1.955 (378) (196) (127) (292) 2 (4) (1.125)
Totale risultato ante imposte attività di
esplorazione e produzione di idrocarburi
(842) 1.365 6.129 2.768 2.438 1.648 1.927 775 (41) 16.167
Imposte sul risultato 337 (665) (2.740) (1.192) (979) (524) (1.457) (41) 47 (7.214)
Totale risultato delle attività di esplorazione
e produzione di idrocarburi società
consolidate
(505) 700 3.389 1.576 1.459 1.124 470 734 6 8.953
Società in joint venture e collegate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate 2.937 572 3.509
- vendite a terzi 3.039 14 1.327 533 4.913
Totale ricavi 5.976 14 1.899 533 8.422
Costi di produzione (567) (6) (244) (24) (841)
Costi di trasporto (131) (1) (9) (141)
Imposte sulla produzione (2) (15) (123) (140)
Costi di ricerca (44) (7) (13) (64)
Ammortamenti e svalutazioni (1.121) (6) (628) (1) (63) (1.819)
Altri (oneri) proventi (64) (271) 1 (234) (568)
Totale risultato ante imposte attività di
esplorazione e produzione di idrocarburi
4.049 (1) 725 (13) 89 4.849
Imposte sul risultato (3.076) 3 (21) (105) (3.199)
Totale risultato delle attività di esplorazione
e produzione di idrocarburi società in joint
venture e collegate
973 2 704 (13) (16) 1.650
(a) Include svalutazioni nette per €279 milioni.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022376
(€ milioni) Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
2021
Società consolidate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate 1.680 790 1.133 3.782 1.391 2.020 734 4 11.534
- vendite a terzi 36 2.602 3.637 930 704 380 351 108 8.748
Totale ricavi 1.680 826 3.735 3.637 4.712 2.095 2.400 1.085 112 20.282
Costi di produzione (326) (147) (581) (399) (816) (211) (251) (288) (17) (3.036)
Costi di trasporto (4) (35) (45) (10) (20) (150) (5) (11) (280)
Imposte sulla produzione (128) (192) (379) (230) (28) (957)
Costi di ricerca (16) (72) (27) (47) (238) (1) (135) (21) (1) (558)
Ammortamenti e svalutazioni
(a)
(31) (196) (357) (990) (1.468) (431) (665) (243) (69) (4.450)
Altri (oneri) proventi (395) 11 557 (310) (330) (120) (173) (132) (2) (894)
Totale risultato ante imposte attività di
esplorazione e produzione di idrocarburi
780 387 3.090 1.881 1.461 1.182 941 362 23 10.107
Imposte sul risultato (198) (156) (1.450) (848) (708) (394) (739) (17) (15) (4.525)
Totale risultato delle attività di esplorazione
e produzione di idrocarburi società
consolidate
582 231 1.640 1.033 753 788 202 345 8 5.582
Società in joint venture e collegate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate 1.831 1.831
- vendite a terzi 1.756 12 365 367 2.500
Totale ricavi 3.587 12 365 367 4.331
Costi di produzione (388) (6) (25) (15) (434)
Costi di trasporto (140) (1) (12) (153)
Imposte sulla produzione (2) (112) (88) (202)
Costi di ricerca (35) (35)
Ammortamenti e svalutazioni (879) (3) 42 (154) (994)
Altri (oneri) proventi (287) (158) (1) (197) (643)
Totale risultato ante imposte attività di
esplorazione e produzione di idrocarburi
1.858 100 (1) (87) 1.870
Imposte sul risultato (1.237) (66) (1.303)
Totale risultato delle attività di esplorazione
e produzione di idrocarburi società in joint
venture e collegate
621 100 (1) (153) 567
(a) Include rivalutazioni nette per €1.263 milioni.
377ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(€ milioni) Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
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.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022378
Riserve certe di petrolio e gas naturale
Le definizioni utilizzate da Eni per la valutazione e classificazione
delle riserve certe di petrolio e gas sono in accordo con la Regu-
lation S-X 4-10 della US Securities and Exchange Commission.
Le riserve certe sono rappresentate secondo le disposizioni del
FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932).
Le riserve certe sono le quantità di idrocarburi che, attraverso
l’analisi di dati geologici e di ingegneria, possono essere stimate
economicamente producibili con ragionevole certezza in giaci-
menti noti, a partire da una certa data, secondo le condizioni
economiche, i metodi operativi, e le norme governative esisten-
ti, antecedenti le scadenze contrattuali, a meno che il rinnovo
sia ragionevolmente certo, senza distinzione tra l’uso di metodi
probabilistici o deterministici usati per la stima. Il progetto di
sviluppo deve essere iniziato oppure l’operatore deve avere la
ragionevole certezza che inizierà entro un tempo ragionevole.
Le condizioni economiche esistenti includono prezzi e costi usa-
ti per la determinazione della producibilità economica del giaci-
mento. I prezzi sono determinati come media aritmetica sem-
plice dei prezzi di chiusura rilevati il primo giorno di ciascuno
dei 12 mesi dell’esercizio, salvo i casi in cui il loro calcolo derivi
dall’applicazione di formule contrattuali in essere.
Nel 2022 il prezzo del marker Brent di riferimento è stato di 101
$/barile. Le riserve certe non comprendono le quote di riserve e
le royalty di spettanza di terzi.
Le riserve certe di petrolio e gas sono classificate come svilup-
pate e non sviluppate.
Le riserve certe sviluppate sono le riserve recuperabili attraverso
pozzi esistenti, con impianti e metodi operativi esistenti, oppure
possono riguardare quei casi in cui i costi degli interventi da so-
stenere 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 perfora-
te, oppure da pozzi esistenti che richiedono costi consistenti per
la loro messa in produzione. Dal 1991 Eni attribuisce a società di
ingegneri petroliferi indipendenti, tra i più qualificati sul mercato,
il compito di effettuare una valutazione
35
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
36
. Le loro valutazioni sono basate su dati forniti da
Eni e non verificati, 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
Eni nel proprio processo di determinazione delle riserve certe e
includono: le registrazioni delle operazioni effettuate sui pozzi,
le misure della deviazione, l’analisi dei dati PVT (pressione, vo-
lume 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 opera-
tivi e di sviluppo futuri.
Per la determinazione delle riserve di spettanza Eni sono, inoltre,
forniti i prezzi di vendita degli idrocarburi, le eventuali variazioni
contrattuali future e ogni altra informazione necessaria alla va-
lutazione. Le risultanze della valutazione indipendente condotta
nel 2022 da Ryder Scott Company e Sproule hanno confermato,
come in passato, la ragionevolezza delle valutazioni interne.
In particolare, nel 2022 sono state oggetto di valutazione indi-
pendenti riserve certe per circa il 27% delle riserve Eni al 31 di-
cembre 2022
37
.
Nel triennio 2020-2022 le valutazioni indipendenti hanno riguar-
dato il 90% del totale delle riserve certe. Al 31 dicembre 2022 i
principali giacimenti non sottoposti a valutazione indipendente
nell’ultimo triennio sono Nené e Litchendjli in Congo.
Eni opera tramite Production Sharing Agreement (PSA) in diversi
Paesi esteri dove svolge attività di esplorazione e produzione
di petrolio e gas. Le riserve certe relative ai PSA sono stima-
te in funzione dei costi da recuperare (Cost oil) e del Profit oil
di spettanza Eni e includono le quote di idrocarburi equivalenti
agli obblighi di imposte a carico di Eni assolte in suo nome e
per suo conto dalle società petrolifere di Stato che partecipano
alle attività di estrazione e produzione. Le riserve certe relative
ai PSA rappresentano il 54%, 58% e il 57% del totale delle riserve
certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni
2022, 2021 e 2020. Effetti analoghi a quelli dei PSA si producono
nei contratti di servizio; le riserve certe relative a tali contratti
rappresentano il 2%, il 3% e il 4% del totale delle riserve certe
in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 2022,
2021 e 2020.
Sono inclusi nelle riserve: (i) i volumi di idrocarburi in ecces-
so rispetto ai costi da recuperare (Excess Cost Oil) che l’im-
presa ha l’obbligo di ritirare a titolo oneroso in base agli ac-
cordi con la società petrolifera di Stato in alcune fattispecie
di PSA. Le riserve iscritte in base a tale obbligo rappresen-
tano il 3%, il 4% e il 3% del totale delle riserve certe in barili
di olio equivalenti rispettivamente per gli anni 2022, 2021 e
2020; (ii) le quantità di gas naturale destinate all’autoconsu-
mo pari a 67.554 milioni di metri cubi nel 2022 (63.277 mi-
lioni e 63.338 milioni rispettivamente nel 2021 e 2020); (iii) le
(35) Negli ultimi tre anni ci si è avvalsi del servizio di certificazione indipendente di DeGolyer and MacNaughton, Ryder Scott, Société Générale de Surveillance e Sproule.
(36) I report degli ingegneri indipendenti sono disponibili sul sito Eni all’indirizzo eni.com nella sezione “Documentazione/Relazione finanziaria annuale 2022”.
(37) Incluse le riserve delle società in joint venture e collegate.
379ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022380
quantità di idrocarburi afferenti all’impianto di liquefazione di
Angola LNG partecipata dalla JV Azule costituita al 50% con
bp nel corso dell’anno.
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,
Riserve certe non sviluppate
Le riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2022 ammon-
tano a 2.423 milioni di boe, di cui 1.104 milioni di barili di liqui-
di e 197 miliardi di metri cubi di gas naturale, principalmente in
Africa e Asia. Le società consolidate possiedono riserve certe
delle verifiche della produzione possono comportare delle re-
visioni, in aumento o in diminuzione, delle valutazioni iniziali.
Anche le variazioni dei prezzi del petrolio e del gas naturale han-
no 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 significativa dai volumi di
petrolio e di gas naturale che saranno effettivamente prodotti.
non sviluppate per 727 milioni di barili di liquidi e 135 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 2021 2.020
Promozioni (317)
Nuove scoperte ed estensioni 152
Revisioni di precedenti stime 227
Miglioramenti da recupero assistito 4
Portfolio 337
Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2022 2.423
Nel 2022 le riserve certe non sviluppate sono aumentate di 403
milioni di boe (le riserve certe non sviluppate delle società con-
solidate sono aumentate di 76 milioni di boe, mentre quelle delle
joint ventures e collegate sono aumentate di 327 milioni di boe).
Le principali variazioni sono riferite a:
i) progressione nella conversione a riserve certe sviluppate
(-317 milioni di boe) legate principalmente all’avanzamen-
to delle attività di sviluppo, agli start-up di giacimenti e alla
revisione di progetti relativi a Coral in Mozambico (-172 mi-
lioni di boe), a Snorre di Vår Energi in Norvegia (-22 milioni di
boe), a Kashagan in Kazakhstan (-19 milioni di boe) nonché
al progetto Amoca in Messico (-15 milioni di boe);
ii) nuove scoperte ed estensioni pari 152 milioni di boe per:
(i) un incremento di 121 milioni di barili di liquidi, relativo
principalmente alla decisione d’investimento per i progetti
Baleine in Costa d’Avorio (59 milioni di barili), e nella società
Azule in Angola (54 milioni di barili); (ii) e da un incremento
di 5 miliardi di metri cubi di gas, relativo principalmente a
Baleine in Costa d’Avorio;
iii) revisioni di precedenti stime (227 milioni di boe), di cui 37 mi-
lioni di barili di olio e 27 miliardi di metri cubi di gas. Le revisioni
positive sono principalmente riferite all’avanzamento dell’atti-
vità di sviluppo presso Zohr in Egitto (131 milioni di boe), Nené
in Congo (85 milioni di Boe) e nella Struttura E in Libia (+51 mi-
lioni di boe). Le revisioni negative sono riferite principalmente
ad una riduzione delle attività in Nigeria (-126 milioni di boe) ed
all’Iraq (-24 milioni di boe). Azule e Vår Energi contribuiscono
rispettivamente per +51 milioni di boe e +13 milioni di boe;
iv) miglioramenti da recupero assistito (4 milioni di boe) riferiti
ad Azule in Angola.
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
2022
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2021 197 34 393 210 589 710 476 237 1 2.847
di cui: sviluppate 146 34 225 164 435 641 262 164 1 2.072
non sviluppate 51 168 46 154 69 214 73 775
Acquisizioni 1 17 2 20
Revisioni di precedenti stime 3 6 (8) (16) (62) (34) (15) 13 (113)
Miglioramenti di recupero assistito 2 4 6
Estensioni e nuove scoperte 3 5 1 61 70
Produzione (13) (7) (45) (28) (51) (32) (28) (22) (226)
Cessioni (170) (170)
Riserve al 31 dicembre 2022 188 36 364 167 367 644 433 234 1 2.434
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2020 378 9 21 6 414
di cui: sviluppate 175 9 9 6 199
non sviluppate 203 12 215
Acquisizioni 132 100 232
Revisioni di precedenti stime 38 37 22 97
Miglioramenti di recupero assistito 4 4
Estensioni e nuove scoperte 4 54 58
Produzione (33) (1) (13) (1) (48)
Cessioni (37) (37)
Riserve al 31 dicembre 2022 350 8 235 100 27 720
Riserve al 31 dicembre 2022 188 386 372 167 602 644 533 261 1 3.154
Sviluppate 139 205 209 135 347 585 231 198 1 2.050
consolidate 139 32 201 135 212 585 231 171 1 1.707
joint venture e collegate 173 8 135 27 343
Non sviluppate 49 181 163 32 255 59 302 63 1.104
consolidate 49 4 163 32 155 59 202 63 727
joint venture e collegate 177 100 100 377
381ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(milioni di barili) Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
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
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022382
(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
Le principali variazioni delle riserve certe di petrolio (compresi condensati e liquidi di gas naturale) indicate nelle tabelle precedenti
per il periodo dal 2020 al 2022 sono discusse di seguito.
383ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Società consolidate
ACQUISIZIONI
Nel 2020 non sono state effettuate acquisizioni.
Nel 2021 si registrano due acquisizioni (per complessivi 1 milio-
ne di barili) nei campi Lucius negli Stati Uniti e Conwy nel Regno
Unito.
Nel 2022 sono state effettuate operazioni per 20 milioni di
barili, principalmente per l’acquisizione della quota BHP in Al-
geria e delle quote in alcuni campi nel Golfo del Messico negli
Stati Uniti.
REVISIONI DI PRECEDENTI STIME
Nel 2020 le revisioni di precedenti stime sono pari a 184 mi-
lioni di barili. Le revisioni positive di 100 milioni di barili in Ka-
zakhstan sono riferite principalmente a maggiori entitlements
e all’avanzamento delle attività di sviluppo. Nel resto dell’A-
sia 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 revisioni ne-
gative sono dovute all’effetto prezzo e al taglio degli investi-
menti 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 revi-
sioni 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 bari-
li) di cui -23 milioni di barili in Congo e -13 milioni di barili in Ni-
geria. 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 bari-
li) negli Stati Uniti e revisioni negative (-17 milioni di barili) in
Messico.
Nel 2022 le revisioni di precedenti stime sono pari a -113 milio-
ni di barili. Le principali revisioni positive riguardano gli Emirati
Arabi Uniti (+23 milioni di barili) in particolare sul campo di Umm
Shaif (19 milioni di barili), gli Stati Uniti (+16 milioni di barili) prin-
cipalmente sui campi di Triton e Allegheny e la Libia (15 milioni
di barili) su Wafa e la Struttura E. Le principali variazioni negative
si registrano in Nigeria (-70 milioni di barili), in Iraq (-39 milioni di
barili) e in Kazakhstan (-34 milioni di barili) per effetto prezzo ed
in Algeria (-23 milioni di barili).
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.
Nel 2022 si regitrano 6 milioni di barili dovuti miglioramenti da
recupero assistito principalmente sul campo Mizton in Messico
e BRW in Algeria.
ESTENSIONI E NUOVE SCOPERTE
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 mi-
lioni di barili, legate principalmente a Cuica e Ndungu nel Blocco
15/06 e al progetto New Gas Consortium in Angola e ai progetti
BKNEP, Zas e Ret in Algeria.
Nel 2022 si totalizzano 70 milioni di barili di nuove scoperte ed
estensioni dovute principalmente alla decisione finale d’investi-
mento del progetto Baleine in Costa d’Avorio per 59 milioni di ba-
rili, sul progetto NAHE in Algeria e Talbot nel Regno Unito.
CESSIONI
Nel 2020 non sono state effettuate cessioni.
Nel 2021 si registra la cessione dell’OML 17 in Nigeria per 2 mi-
lioni di barili.
Nel 2022 si registrano 170 milioni di barili di cessioni in rela-
zione al conferimento degli asset Eni in Angola alla JV Azule
costituita al 50% con bp, nonché alla cessione dell’OML 11 in
Nigeria.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022384
Società in joint venture e collegate
ACQUISIZIONI
Nel 2020 e 2021 non sono state effettuate acquisizioni.
Nel 2022 le acquisizioni ammontano a 232 milioni di barili ovute
in relazione all’acquisizione di una quota del 50% nella JV Azule
in Angola costituita al 50% con BP, (132 milioni di barili) ed all’in-
gresso di Eni nel progetto NFE in Qatar (100 milioni di barili).
REVISIONI DI PRECEDENTI STIME
Nel 2020 le revisioni di precedenti stime sono negative per 2
milioni di barili. Le revisioni negative nel Resto d’Europa (11
milioni di barili) nei campi di Ringhorne East ed Ekofisk in Nor-
vegia per effetto prezzo sono state compensate dalla revisio-
ne positiva in Africa Sub-Sahariana (9 milioni di barili) relativa
essenzialmente ad Azule relativamente 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 Vene-
zuela). Revisioni minori in Angola, Tunisia e Mozambico.
Nel 2022 le revisioni sono state positive per 97 milioni di barili, lo-
calizzate principalmente in Angola con riferimento alla JV Azule
(+38 milioni di barili), Vår Energi in Norvegia (+37 milioni di barili)
e in Venezuela (+21 milioni di barili).
ESTENSIONI E NUOVE SCOPERTE
Nel 2020 le estensioni e nuove scoperte di 30 milioni di barili
sono riferite alla decisione di investimento del progetto Bredai-
blikk in Norvegia.
Nel 2021 le estensioni e nuove scoperte ammontano a 2 milioni
di barili e sono localizzate in Norvegia.
Nel 2022 le estensioni e nuove scoperte di 58 milioni di barili
sono riferite ad Azule in Angola e Vår Energi in Norvegia.
CESSIONI
Nel 2020 e 2021 non sono state effettuate cessioni.
Nel 2022 le cessioni di 37 milioni di barili si riferiscono all’IPO di
Vår Energi in Norvegia.
385ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(milioni di metri cubi) Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
2022
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2021 25.994 7.005 64.357 117.547 83.628 48.296 43.101 7.753 12.103 409.784
di cui: sviluppate 20.635 6.849 22.119 103.519 49.801 48.287 27.501 5.936 7.525 292.172
non sviluppate 5.359 156 42.238 14.028 33.827 9 15.600 1.817 4.578 117.612
Acquisizioni 2 175 63 240
Revisioni di precedenti stime 1.110 412 7.920 5.470 (8.081) (2.064) (1.512) 476 (32) 3.699
Miglioramenti di recupero assistito 40 40
Estensioni e nuove scoperte 203 1.046 1.484 4.346 7.079
Produzione
(a)
(2.501) (1.291) (7.737) (14.606) (4.971) (2.052) (5.242) (835) (541) (39.776)
Cessioni (8.628) (79) (8.707)
Riserve al 31 dicembre 2022 24.605 6.329 65.801 109.895 66.294 44.180 36.268 7.457 11.530 372.359
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2021 18.533 271 36.374 41.348 96.526
di cui: sviluppate 12.959 271 4.678 41.348 59.256
non sviluppate 5.574 31.696 37.270
Acquisizioni 5.480 42.179 47.659
Revisioni di precedenti stime 4.087 5 3.595 (274) 7.413
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte 545 545
Produzione
(b)
(3.053) (30) (1.246) (2.679) (7.008)
Cessioni (1.798) (1.798)
Riserve al 31 dicembre 2022 18.314 246 44.203 42.179 38.395 143.337
Riserve al 31 dicembre 2022 24.605 24.643 66.047 109.895 110.497 44.180 78.447 45.852 11.530 515.696
Sviluppate 19.681 18.604 19.209 77.358 67.290 44.180 22.550 43.897 6.321 319.090
consolidate 19.681 6.047 18.963 77.358 36.992 44.180 22.550 5.502 6.321 237.594
joint venture e collegate 12.557 246 30.298 38.395 81.496
Non sviluppate 4.924 6.039 46.838 32.537 43.207 55.897 1.955 5.209 196.606
consolidate 4.924 282 46.838 32.537 29.302 13.718 1.955 5.209 134.765
joint venture e collegate 5.757 13.905 42.179 61.841
(a) Include volumi destinati all’autoconsumo per 5.904 Mscm.
(b) Include volumi destinati all’autoconsumo per 761 Mscm.
Riserve certe di gas naturale
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022386
(milioni di metri cubi) Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
2021
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2020 9.862 5.882 62.336 132.859 109.397 56.725 44.992 4.961 13.420 440.434
di cui: sviluppate 7.934 5.489 28.707 127.730 49.581 56.725 19.094 3.075 8.927 307.262
non sviluppate 1.928 393 33.629 5.129 59.816 25.898 1.886 4.493 133.172
Acquisizioni 33 33
Revisioni di precedenti stime 18.726 2.216 9.104 (69) (25.572) (6.021) 3.399 3.513 (438) 4.858
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte 141 360 5.276 49 5.826
Produzione
(a)
(2.594) (1.234) (7.443) (15.243) (5.058) (2.408) (5.339) (754) (879) (40.952)
Cessioni (415) (415)
Riserve al 31 dicembre 2021 25.994 7.005 64.357 117.547 83.628 48.296 43.101 7.753 12.103 409.784
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2020 14.448 379 10.331 44.149 69.307
di cui: sviluppate 11.756 379 4.830 44.149 61.114
non sviluppate 2.692 5.501 8.193
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime 6.624 (76) 26.930 (328) 33.150
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte 797 797
Produzione
(b)
(3.336) (32) (887) (2.473) (6.728)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2021 18.533 271 36.374 41.348 96.526
Riserve al 31 dicembre 2021 25.994 25.538 64.628 117.547 120.002 48.296 43.101 49.101 12.103 506.310
Sviluppate 20.635 19.808 22.390 103.519 54.479 48.287 27.501 47.284 7.525 351.428
consolidate 20.635 6.849 22.119 103.519 49.801 48.287 27.501 5.936 7.525 292.172
joint venture e collegate 12.959 271 4.678 41.348 59.256
Non sviluppate 5.359 5.730 42.238 14.028 65.523 9 15.600 1.817 4.578 154.882
consolidate 5.359 156 42.238 14.028 33.827 9 15.600 1.817 4.578 117.612
joint venture e collegate 5.574 31.696 37.270
(a) Include volumi destinati all’autoconsumo per 5.883 Mscm.
(b) Include volumi destinati all’autoconsumo per 420 Mscm.
387ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(milioni di metri cubi) Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
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.
Le principali variazioni delle riserve certe di gas naturale indicate nelle tabelle precedenti per il periodo dal 2020 al 2022 sono discus-
se di seguito.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022388
Società consolidate
ACQUISIZIONI
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.
Nel 2022 sono state effettuate acquisizioni per 240 milioni di
metri cubi, principalmente per l’acquisizione della quota BHP in
Algeria (176 milioni di metri cubi) e delle quote in alcuni campi
nel Golfo del Messico negli Stati Uniti.
REVISIONI DI PRECEDENTI STIME
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 revisio-
ni sul campo di Tuna e sul campo di Zohr per l’effetto prez-
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 Messico (1.291 milioni di me-
tri 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 migliori
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 metri
cubi), principalmente dovute al recupero delle code non econo-
miche; Resto dell’Europa (2.216 milioni di metri cubi) nel Regno
Unito principalmente dovute al recupero delle code non econo-
miche; Resto Africa Settentrionale (9.104 milioni di metri cubi)
principalmente in Libia per effetto prezzo; Egitto (69 milioni di
metri cubi), composto da revisioni positive per 3.109 milioni
di metri cubi principalmente in Baltim SW e revisioni negative
3.178 milioni di metri cubi principalmente in Port Fouad; Afri-
ca Sub-Sahariana revisioni complessive pari a -25.572 milioni
di metri cubi, legate principalmente alla riclassificazione del
progetto Mozambico da società consolidata a società in joint
venture (-33.325 milioni di metri cubi) e a revisioni positive per
7.753 milioni di metri cubi principalmente in Nigeria. In Kaza-
khstan 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 principal-
mente in Indonesia (Merakes); in America i 3.513 milioni di me-
tri cubi di revisioni si sono verificate principalmente negli Stati
Uniti per il recupero delle code non economiche; in Australia ed
Oceania le revisioni sono pari a -438 milioni di metri cubi princi-
palmente legate al progetto Blacktip.
Nel 2022 le revisioni totali sono pari a 3.699 milioni di metri
cubi. Le principali revisioni positive si sono registrate in Con-
go (13.270 milioni di metri cubi) principalmente sul campo di
Nenè, in Libia (10.120 milioni di metri cubi) ed Egitto (5.470 mi-
lioni di metri cubi). Le principali revisioni negative sono state
rilevate in Nigeria (-21.641 milioni di metri cubi), Algeria (-2.100
milioni di metri cubi) e Kazakhstan (-2.064 milioni di metri cubi).
MIGLIORAMENTI DA RECUPERO ASSISTITO
Nel biennio 2020-2021 non sono stati registrati miglioramenti
da recupero assistito.
Nel 2022 sono state rilevati 40 milioni di metri cubi di miglioramenti
da recupero assistito in Algeria sui campi BRW e BKNE Alpha.
ESTENSIONI E NUOVE SCOPERTE
Nel 2020 le nuove scoperte ed estensioni sono pari a 1.811 mi-
lioni di metri cubi e sono riferite principalmente al Resto dell’A-
sia (1.524 milioni di metri cubi) a seguito della decisione finale
d’investimento del giacimento Mahani negli Emirati Arabi Uniti,
avviato in produzione nel gennaio 2021 e in Egitto per le sco-
perte near field nelle concessioni di Bashrush e Abu Madi West.
Nel 2021 le nuove scoperte ed estensioni sono pari 5.826 milio-
ni di metri cubi e sono riferite principalmente al progetto New
Gas Consortium in Angola e in misura minore al progetto Berki-
ne North in Algeria.
Nel 2022 le nuove scoperte ed estensioni sono pari 7.079 mi-
lioni di metri cubi e sono riferite principalmente alla decisione
finale d’investimento in Baleine in Costa d’Avorio e in Bashrush
in Egitto.
CESSIONI
Nel 2020 non sono state effettuate cessioni.
Nel 2021 si registrano cessioni per 415 milioni di metri cubi re-
lative all’uscita dall’OML 17 in Nigeria.
Nel 2022 le cessioni sono 8.707 milioni di metri cubi principal-
mente dovute alla riclassificazione delle riserve tra società con-
solidata a società in joint venture e collegata; la cessione degli
asset in Pakistan ammonta a 79 milioni di metri cubi.
Società in joint venture e collegate
ACQUISIZIONI
Nel 2020 e 2021 non sono state effettuate acquisizioni.
Nel 2022 si registrano acquisizioni per 47.659 milioni di metri
cubi dovute all’entrata di Eni nel progetto NFE in Qatar e all’ac-
quisizione in Angola di una quota del 50% nella JV Azule costi-
tuita pariteticamente con BP.
389ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
REVISIONI DI PRECEDENTI STIME
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 principalmente ai progetti
Grane e Midgard in Norvegia sono state parzialmente compen-
sate dalle revisioni positive in Africa Sub-Sahariana (3.200 mi-
lioni di metri cubi) per il progetto Angola LNG.
Nel 2021 le revisioni di precedenti stime sono 33.150 milioni
di metri cubi, principalmente dovute alla riclassificazione del
progetto Mozambico da società consolidata a società in joint
venture e collegata.
Nel 2022 le revisioni di precedenti stime sono 7.413 milioni di
metri cubi, principalmente dovute ad Azule in Angola, Vår Ener-
gi in Norvegia e Coral in Mozambico.
ESTENSIONI E NUOVE SCOPERTE
Nel 2019 e 2020 non si sono verificate estensioni e nuove sco-
perte di rilievo.
Nel 2021 si registrano 797 milioni di metri cubi di estensioni e
nuove scoperte, principalmente dovute alla decisione di investi-
mento in Tommeliten Alpha in Norvegia.
Nel 2022 le estensioni e nuove scoperte sono 545 milioni di
metri cubi in Vår Energi in Norvegia.
CESSIONI
Nel 2020 e 2021 non sono state effettuate cessioni.
Nel 2022 le cessioni di 1.798 milioni di metri cubi sono dovute
all’IPO di Vår Energi in Norvegia.
Valore standard dei flussi netti di cassa
futuri attualizzati
I futuri flussi di cassa stimati rappresentano i ricavi ottenibili
dalla produzione e sono determinati applicando alla stima delle
produzioni future delle riserve certe i prezzi del petrolio e del
gas medi dell’anno relativamente al 2022, 2021 e 2020. Futuri
cambiamenti di prezzi sono considerati solo se previsti dai ter-
mini contrattuali. Le stime dei futuri costi di sviluppo e di pro-
duzione sono determinate sulla base delle spese da sostenere
per sviluppare e produrre le riserve certe di fine anno. Non sono
stati considerati né le possibili variazioni future dei prezzi, né
i prevedibili cambiamenti futuri della tecnologia e dei metodi
operativi.
Il valore standard è calcolato come il valore attuale, risultan-
te dall’applicazione di un tasso di attualizzazione standard del
10% annuo, dell’eccedenza delle entrate di cassa future deri-
vanti dalle riserve certe rispetto ai costi futuri di produzione e
sviluppo delle riserve stesse e alle imposte sui redditi futuri.
I costi futuri di produzione includono le spese stimate relative
alla produzione di riserve certe più ogni imposta di produzio-
ne senza tenere conto dell’effetto dell’inflazione futura. I costi
futuri di sviluppo includono i costi stimati dei pozzi di svilup-
po, dell’installazione di attrezzature produttive e il costo netto
connesso allo smantellamento e all’abbandono dei pozzi e delle
attrezzature, sulla base dei costi esistenti alla fine dell’esercizio,
senza tenere conto dell’effetto dell’inflazione futura.
Le imposte sul reddito future sono state calcolate in accordo
con la normativa fiscale dei Paesi nei quali Eni opera.
Il valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati, 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 riflettere la stima del valore
di realizzo o di mercato delle riserve certe di Eni. Una stima del
valore di mercato considera, tra le altre cose, oltre alle riserve
certe, anche le riserve probabili e possibili, cambiamenti futuri
di costi e prezzi e un fattore di sconto rappresentativo dei rischi
inerenti alle attività di esplorazione e produzione.
Il valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati si
analizza per area geografica come segue:
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022390
(€ milioni) Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
31 dicembre 2022
Società consolidate
Entrate di cassa future 38.968 7.609 50.838 34.198 48.292 53.529 45.179 21.233 1.525 301.371
Costi futuri di produzione (10.267) (1.752) (6.675) (11.171) (15.823) (7.844) (12.181) (5.950) (230) (71.893)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono (4.484) (1.296) (4.894) (2.941) (10.057) (1.873) (4.562) (3.063) (377) (33.547)
Flusso di cassa netto futuro prima delle
imposte sul reddito
24.217 4.561 39.269 20.086 22.412 43.812 28.436 12.220 918 195.931
Imposte sul reddito future (6.388) (3.087) (23.766) (7.119) (7.990) (11.568) (21.227) (4.903) (81) (86.129)
Flusso di cassa netto futuro prima
dell'attualizzazione
17.829 1.474 15.503 12.967 14.422 32.244 7.209 7.317 837 109.802
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (7.141) (344) (7.176) (4.562) (6.456) (16.087) (2.980) (3.443) (357) (48.546)
Valore standard attualizzato dei flussi di
cassa futuri
10.688 1.130 8.327 8.405 7.966 16.157 4.229 3.874 480 61.256
Società in joint venture e collegate
Entrate di cassa future 50.468 265 42.450 33.075 8.133 134.391
Costi futuri di produzione (7.628) (123) (10.579) (9.749) (2.083) (30.162)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono (6.458) (57) (3.508) (560) (178) (10.761)
Flusso di cassa netto futuro prima delle
imposte sul reddito
36.382 85 28.363 22.766 5.872 93.468
Imposte sul reddito future (27.333) (3) (8.117) (19.393) (2.469) (57.315)
Flusso di cassa netto futuro prima
dell'attualizzazione
9.049 82 20.246 3.373 3.403 36.153
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (2.501) (15) (9.058) (2.462) (1.416) (15.452)
Valore standard attualizzato dei flussi di
cassa futuri
6.548 67 11.188 911 1.987 20.701
Totale 10.688 7.678 8.394 8.405 19.154 16.157 5.140 5.861 480 81.957
391ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(€ milioni) Italia
Resto
d’Europa
Africa
Settentrionale Egitto
Africa
Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto
dell’Asia America
Australia
e Oceania Totale
31 dicembre 2021
Società consolidate
Entrate di cassa future 18.933 4.679 33.142 31.344 40.929 36.430 32.594 13.607 1.511 213.169
Costi futuri di produzione (6.929) (1.496) (6.325) (9.726) (13.196) (7.343) (9.578) (4.189) (251) (59.033)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono (4.104) (865) (4.688) (2.036) (5.117) (1.750) (4.278) (2.298) (288) (25.424)
Flusso di cassa netto futuro prima delle
imposte sul reddito
7.900 2.318 22.129 19.582 22.616 27.337 18.738 7.120 972 128.712
Imposte sul reddito future (2.037) (1.001) (12.345) (6.736) (8.372) (6.301) (12.899) (2.386) (75) (52.152)
Flusso di cassa netto futuro prima
dell'attualizzazione
5.863 1.317 9.784 12.846 14.244 21.036 5.839 4.734 897 76.560
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (2.112) (170) (4.516) (4.211) (5.608) (10.703) (2.295) (1.980) (350) (31.945)
Valore standard attualizzato dei flussi di
cassa futuri
3.751 1.147 5.268 8.635 8.636 10.333 3.544 2.754 547 44.615
Società in joint venture e collegate
Entrate di cassa future 28.037 230 8.884 5.971 43.122
Costi futuri di produzione (8.316) (120) (1.590) (1.454) (11.480)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono (6.566) (85) (95) (77) (6.823)
Flusso di cassa netto futuro prima delle
imposte sul reddito
13.155 25 7.199 4.440 24.819
Imposte sul reddito future (8.591) (9) (1.286) (1.309) (11.195)
Flusso di cassa netto futuro prima
dell'attualizzazione
4.564 16 5.913 3.131 13.624
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (1.462) 16 (3.498) (1.399) (6.343)
Valore standard attualizzato dei flussi di
cassa futuri
3.102 32 2.415 1.732 7.281
Totale 3.751 4.249 5.300 8.635 11.051 10.333 3.544 4.486 547 51.896
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022392
(€ 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 flussi 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 flussi 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)
Società
consolidate
Società in joint
venture e collegate Totale
2022
Valore al 31 dicembre 2021 44.615 7.281 51.896
Aumenti (diminuzioni):
- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione (25.987) (4.912) (30.899)
- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione 56.002 24.343 80.345
- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo 1.519 2.139 3.658
- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono (7.046) (3.169) (10.215)
- costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo 3.821 2.000 5.821
- revisioni delle quantità stimate (1.295) 7.134 5.839
- effetto dell'attualizzazione 7.226 1.510 8.736
- variazione netta delle imposte sul reddito (18.393) (21.676) (40.069)
- acquisizioni di riserve 765 10.200 10.965
- cessioni di riserve (6.436) (6.436)
- variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni 6.465 (4.149) 2.316
Saldo aumenti (diminuzioni) 16.641 13.420 30.061
Valore al 31 dicembre 2022 61.256 20.701 81.957
Variazioni del valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati
La tabella seguente indica le variazioni del valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati relativi agli esercizi 2022, 2021 e 2020.
393ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(€ milioni)
Società
consolidate
Società in joint
venture e collegate Totale
2021
Valore al 31 dicembre 2020 24.386 3.306 27.692
Aumenti (diminuzioni):
- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione (16.402) (3.381) (19.783)
- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione 40.864 9.256 50.120
- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo 1.304 142 1.446
- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono (2.737) (734) (3.471)
- costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo 2.877 1.385 4.262
- revisioni delle quantità stimate 1.963 1.665 3.628
- effetto dell'attualizzazione 3.810 514 4.324
- variazione netta delle imposte sul reddito (14.022) (5.216) (19.238)
- acquisizioni di riserve 27 27
- cessioni di riserve (28) (28)
- variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni 2.573 344 2.917
Saldo aumenti (diminuzioni) 20.229 3.975 24.204
Valore al 31 dicembre 2021 44.615 7.281 51.896
(€ 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 profili 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
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022394
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 prepo-
sto 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’eser-
cizio 2022.
2. Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2022 sono state definite
e la valutazione della loro adeguatezza è stata effettuata sulla base delle norme e metodologie definite da Eni in coerenza
con il modello Internal Control – Integrated Framework emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway
Commission che rappresenta un framework di riferimento per il sistema di controllo interno generalmente accettato a livello
internazionale.
3. Si attesta, inoltre, che:
3.1 Il bilancio consolidato al 31 dicembre 2022:
a) è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità Europea ai sensi del rego-
lamento (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’emit-
tente 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.
16 marzo 2023
/firma/ Francesco Esposito
Francesco Esposito
Dirigente preposto alla redazione
dei documenti contabili societari
/firma/ Claudio Descalzi
Claudio Descalzi
Amministratore Delegato
395ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
BILANCIO
DI ESERCIZIO
Schemi di bilancio 398
Note al bilancio di esercizio 404
Proposte del Consiglio di Amministrazione all’Assemblea degli Azionisti 468
Attestazione del management 469
31.12.2022 31.12.2021
(€)
Note Totale
di cui verso
parti correlate Totale
di cui verso
parti correlate
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti
(5) 7.627.602.815 19.521.653 6.629.940.550 592.787.360
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
(6) 7.815.400.025 5.855.346.896
Altre attività finanziarie
(15) 3.760.120.486 3.564.810.925 4.214.058.273 4.177.330.548
Crediti commerciali e altri crediti
(7) 11.661.211.258 8.434.067.732 12.991.813.160 6.362.071.343
Rimanenze
(8) 3.814.485.584 2.582.459.892
Attività per imposte sul reddito
(9) 173.234.208 22.351.676
Altre attività
(10) 13.076.263.135 12.668.888.414 12.851.272.956 12.545.800.281
47.928.317.511 45.147.243.403
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari
(11) 5.112.098.210 5.213.240.489
Diritto di utilizzo beni in leasing
(12) 1.654.496.740 1.691.231.011
Attività immateriali
(13) 241.478.699 246.634.467
Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo
(8) 1.772.963.081 1.103.550.042
Partecipazioni
(14) 59.814.872.255 56.010.121.022
Altre attività finanziarie
(15) 2.145.820.621 2.075.869.643 3.256.878.788 3.236.999.184
Attività per imposte anticipate
(16) 2.683.737.793 814.222.871
Attività per imposte sul reddito
(9) 77.801.348 77.665.001
Altre attività
(10) 2.812.782.273 2.484.659.145 2.056.552.186 1.877.404.294
76.316.051.020 70.470.095.877
Attività destinate alla vendita
(24) 82.484.108 2.623.295
TOTALE ATTIVITÀ
124.326.852.639 115.619.962.575
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine
(18) 14.121.969.229 12.142.834.592 5.865.832.996 5.690.777.240
Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine
(18) 2.883.078.014 1.554.576.291
Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine
(12) 372.599.936 157.135.984 382.795.296 168.663.029
Debiti commerciali e altri debiti
(17) 12.380.329.191 6.582.939.381 9.521.008.110 5.214.879.522
Passività per imposte sul reddito
(9) 771.314.516 116.693.415
Altre passività
(10) 14.304.897.660 12.317.155.625 16.304.620.664 15.139.173.598
44.834.188.546 33.745.526.772
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine
(18) 16.054.420.916 3.738.413 20.619.539.276
Passività per beni in leasing a lungo termine
(12) 1.886.764.517 1.241.855.601 1.939.272.866 1.239.302.612
Fondi per rischi e oneri
(21) 5.660.877.400 4.991.702.544
Fondi per benefici ai dipendenti
(22) 340.718.420 393.240.086
Altre passività
(10) 3.029.316.902 2.173.697.787 2.892.166.428 2.229.720.654
26.972.098.155 30.835.921.200
TOTALE PASSIVITÀ
71.806.286.701 64.581.447.972
PATRIMONIO NETTO
(25)
Capitale sociale
4.005.358.876 4.005.358.876
Riserva legale
959.102.123 959.102.123
Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale
45.090.212.674 39.357.403.796
Azioni proprie
(2.937.126.573) (957.944.863)
Utile (perdita) dell'esercizio
5.403.018.838 7.674.594.671
TOTALE PATRIMONIO NETTO
52.520.565.938 51.038.514.603
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
124.326.852.639 115.619.962.575
Stato patrimoniale
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022398
2022 2021
(€)
Note Totale
di cui verso
parti correlate Totale
di cui verso
parti correlate
Ricavi della gestione caratteristica
74.679.263.858 40.936.291.881 38.248.492.636 19.658.288.347
Altri ricavi e proventi
542.316.053 250.548.727 474.123.441 124.779.409
Totale Ricavi
(27) 75.221.579.911 38.722.616.077
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
(28) (66.135.498.100) (24.201.223.288) (33.127.031.035) (14.720.101.558)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti
(7) (80.541.639) (76.931.805)
Costo lavoro
(28) (1.231.536.859) (1.285.933.456)
Altri proventi (oneri) operativi
(23) (6.325.038.931) (8.318.032.210) (2.278.104.747) (3.537.581.909)
Ammortamenti
(11)(12)(13) (824.585.676) (930.295.323)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali
e diritto di utilizzo beni in leasing
(11)(12)(13) (334.240.777) (454.695.559)
Radiazioni
(11)(13) (65.136.554) (949.128)
UTILE (PERDITA) OPERATIVO
225.001.375 568.675.024
Proventi finanziari
3.323.708.539 212.602.947 2.049.356.799 203.407.131
Oneri finanziari
(3.730.365.125) (105.707.729) (2.065.954.646) (83.932.362)
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti
a conto economico
(43.548.508) 11.142.441
Strumenti finanziari derivati
233.799.080 235.209.030 (201.390.025) 105.093.473
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
(29) (216.406.014) (206.845.431)
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
(30) 3.770.780.756 6.917.670.692
UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE
3.779.376.117 7.279.500.285
Imposte sul reddito
(31) 1.623.642.721 395.094.386
UTILE (PERDITA) DELL'ESERCIZIO
5.403.018.838 7.674.594.671
Conto Economico
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 399
(€ milioni)
Note
2022 2021
Utile (perdita) dell'esercizio
5.403 7.675
Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo:
Componenti non riclassificabili a conto economico
Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti
(25) 35 3
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI
(25)
3
1
Effetto fiscale
(25) (11)
27 4
Componenti riclassificabili a conto economico
Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge
(25) 2.229 (791)
Differenze cambio da conversione Joint Operation
(25) 26
Effetto fiscale
(25) (645) 229
1.584 (536)
Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo
1.611 (532)
Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio
7.014 7.143
Prospetto dell’utile (perdita) complessivo
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022400
(€ milioni)
Capitale sociale
Altre riserve di capitale
Riserva legale
Azioni proprie acquistate
Riserva azioni proprie
in portafoglio
Riserva fair value strumenti finanziari
derivati cash flow hedge al netto
dell’effetto fiscale
Riserva fair value partecipazioni
minoritarie
Riserva valutazione di piani
a benefici definiti per i dipendenti
al netto dell’effetto fiscale
Riserva IFRS 10 e 11
Altre riserve
Bond Ibrido (o obbligazioni
subordinate perpetue)
Utile (perdita) dell’esercizio
Totale
Saldi al 31 dicembre 2021
4.005 10.368 959 (958) 958 (531) (11) (56) (2) 23.632 5.000 7.675 51.039
Utile (perdita) dell'esercizio
5.403 5.403
Altre componenti dell'utile (perdita)
complessivo:
Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i
dipendenti al netto dell’effetto fiscale
24 24
Variazione fair value partecipazioni valutate
al fair value con effetti a OCI
3 3
Componenti non riclassificabili a conto
economico
3 24 27
Variazione fair value strumenti finanziari
derivati cash flow hedge al netto dell'effetto
fiscale
1.584 1.584
Componenti riclassificabili a conto economico
1.584 1.584
Utile (perdita) complessivo dell'esercizio
1.584 3 24 5.403 7.014
Acconto sul dividendo 2022
(€0,44 per azione)
(739) (761) (1.500)
Attribuzione del dividendo residuo 2021
(€0,43 per azione)
(1.522) (1.522)
Destinazione utile residuo 2021 (112) 6.265 (6.153)
Acquisto azioni proprie (2.400) 2.400 (2.400) (2.400)
Annullamento azioni proprie 400 (400)
Piano Incentivazione a Lungo Termine 21 (21) 18 18
Cedole obbligazioni subordinate perpetue (138) (138)
Operazioni con gli azionisti e con altri
possessori di strumenti rappresentativi di
capitale
(739) (1.979) 1.979 (112) 2.984 (7.675) (5.542)
Altre variazioni (33) 42 9
Altri movimenti di patrimonio netto
(33) 42 9
Saldi al 31 dicembre 2022
4.005 9.629 959 (2.937) 2.937 1.020 (8) (32) (114) 26.658 5.000 5.403 52.520
(segue)
Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 401
(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 finanziari
derivati cash flow hedge al netto
dell’effetto fiscale
Riserva fair value partecipazioni
minoritarie
Riserva valutazione di piani
a benefici definiti per i dipendenti
al netto dell’effetto fiscale
Riserva IFRS 10 e 11
Altre riserve
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 benefici definiti per
i dipendenti al netto dell’effetto fiscale
3 3
Variazione fair value partecipazioni
valutate al fair value con effetti a OCI
1 1
Componenti non riclassificabili a conto
economico
1 3 4
Variazione fair value strumenti
finanziari derivati cash flow hedge
al netto dell'effetto fiscale
(562) (562)
Differenze cambio da conversione
Joint Operation
26 26
Componenti riclassificabili
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
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022402
(€ milioni)
2022 2021
Utile (perdita) dell'esercizio
5.403 7.675
Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) al flusso di cassa netto da attività operativa:
Ammortamenti
825 930
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing
334 455
Radiazioni
65 1
Effetto valutazione partecipazioni
785 (894)
Plusvalenze nette su cessioni di attività
(2.226) (23)
Dividendi
(2.336) (6.006)
Interessi attivi
(203) (176)
Interessi passivi
577 520
Imposte sul reddito
(1.623) (395)
Altre variazioni
247 (63)
Flusso di cassa del capitale di esercizio
(697) (401)
- rimanenze
(1.902) (1.602)
- crediti commerciali
(1.597) (6.097)
- debiti commerciali
2.950 5.283
- fondi per rischi e oneri
769 (170)
- altre attività e passività
(917) 2.185
Variazione fondo per benefici ai dipendenti
1 63
Dividendi incassati
5.515 2.893
Interessi incassati
209 179
Interessi pagati
(558) (517)
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati
(500) 33
Flusso di cassa netto da attività operativa
5.818 4.274
- di cui verso parti correlate
4.737 3.330
Flusso di cassa degli investimenti
(5.570) (9.361)
- attività materiali
(751) (848)
- attività immateriali
(32) (188)
- partecipazioni
(3.457) (8.145)
- crediti finanziari strumentali all'attività operativa
(1.406) (293)
- rami d'azienda
(4)
- variazione debiti netti relativi all’attività di investimento
80 113
Flusso di cassa dei disinvestimenti
3.295 2.063
- attività materiali
166 5
- attività immateriali
9
- partecipazioni
791 479
- crediti finanziari strumentali all'attività operativa
2.329 1.579
Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa
(1.440) (110)
Flusso di cassa netto da attività di investimento
(3.715) (7.408)
- di cui verso parti correlate
1.585 1.828
Assunzione (Rimborsi) di debiti finanziari non correnti
(3.437) 955
Rimborso di passività per beni in leasing
(390) (374)
Incremento (decremento) di debiti finanziari correnti
8.287 1.933
Dividendi pagati
(3.009) (2.358)
Acquisto azioni proprie
(2.400) (400)
Emissioni di obbligazioni subordinate perpetue
1.985
Pagamento cedole obbligazioni subordinate perpetue
(138) (61)
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
(1.087) 1.680
- di cui verso parti correlate
6.258 802
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti
(18) (27)
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti
998 (1.481)
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio esercizio
6.630 8.111
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine esercizio
7.628 6.630
Rendiconto finanziario
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 403
Note al bilancio di esercizio
1 Principi contabili, stime contabili e
giudizi significativi
Criteri di redazione
Il bilancio di esercizio di Eni SpA è redatto, nella prospettiva
della continuità aziendale, secondo gli International Financial
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
1
.
Il bilancio di esercizio è redatto applicando il metodo del costo
storico, tenuto conto, ove appropriato, delle rettifiche di valore,
con l’eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS devo-
no essere valutate al fair value, come indicato nei criteri di valu-
tazione. Questi ultimi sono stati applicati coerentemente a tutti
gli esercizi presentati salvo quando diversamente indicato.
Il progetto di bilancio di esercizio al 31 dicembre 2022 è stato
approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunio-
ne del 16 marzo 2023.
Le informazioni a commento delle voci dello stato patrimonia-
le e del conto economico, tenuto conto della rilevanza degli
importi, sono espresse in milioni di euro.
Criteri di valutazione
I criteri di valutazione sono gli stessi adottati per la redazio-
ne del bilancio consolidato
2
, cui si rinvia, fatta eccezione per
la rilevazione e valutazione delle partecipazioni in imprese
controllate, joint venture e collegate.
In particolare, le partecipazioni in imprese controllate, joint ven-
ture e collegate sono valutate al costo di acquisto
3
; 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 re-
cuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione
della partecipazione con il relativo valore recuperabile, rap-
presentato dal maggiore tra il fair value, al netto dei costi
di vendita, e il valore d’uso. Quest’ultimo è determinato at-
tualizzando i flussi di cassa attesi dalla partecipazione e,
se significativi 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 assenza di evidenze differenti, il valore d’uso
è fatto pari almeno al patrimonio netto a uso consolidato.
La quota di pertinenza della partecipante di eventuali per-
dite della partecipata, eccedente il valore di iscrizione della
partecipazione, è rilevata in un apposito fondo nella misura
in cui la partecipante sia impegnata ad adempiere a obbli-
gazioni legali o implicite della partecipata, o comunque, a
coprirne le perdite. Con riferimento alle partecipazioni in so-
cietà classificate come joint operation, nel bilancio di eser-
cizio è rilevata la quota di competenza Eni delle attività/pas-
sività e dei ricavi/costi delle joint operation sulla base degli
effettivi diritti e obbligazioni rivenienti dagli accordi contrat-
tuali. Successivamente alla rilevazione iniziale, le attività/
passività e i ricavi/costi afferenti alla joint operation sono
valutati in conformità ai criteri di valutazione applicabili alla
singola fattispecie. Le partecipazioni in joint venture, prece-
dentemente classificate come joint operation, sono rilevate,
alla data della modifica della classificazione del joint arran-
gement, ad un ammontare pari al valore di iscrizione delle
attività nette, precedentemente rilevate, linea per linea, sulla
base delle quote di spettanza di Eni SpA.
Le operazioni di compravendita di rami d’azienda e di parte-
cipazioni di controllo poste in essere con società controllate
ed aventi finalità meramente riorganizzative sono rilevate in
continuità con i relativi valori contabili; l’eventuale differenza
tra il prezzo e il valore contabile dell’oggetto trasferito deter-
mina in capo alla controllata la rilevazione di un incremen-
to/decremento del patrimonio e conseguentemente in capo
alla controllante un aumento del valore di iscrizione della
partecipazione ovvero la rilevazione di un dividendo a conto
economico. Differentemente, le operazioni under common
control aventi finalità realizzative prevedono la rilevazione
degli eventuali plusvalori a conto economico.
Le distribuzioni da società controllate, joint venture e colle-
gate sono imputate a conto economico quando è stabilito il
diritto incondizionato a riceverne il pagamento. Una distribu-
zione eccedente il risultato economico complessivo dell’e-
sercizio in cui è deliberata la distribuzione, rappresenta un
evento che fa presumere una perdita di valore e, pertanto,
comporta la necessità di verificare la recuperabilità del valo-
re di iscrizione della partecipazione.
Stime contabili e giudizi significativi
Con riferimento all’utilizzo di stime contabili e giudizi significa-
tivi si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato.
2 Schemi di bilancio
Con riferimento agli schemi di bilancio si rinvia a quanto indica-
to nel bilancio consolidato.
(1) I principi contabili internazionali utilizzati ai fini della redazione del bilancio di esercizio sono coincidenti con quelli emanati dallo IASB in vigore per l’esercizio 2022.
(2) Per le esposizioni creditizie derivanti da operazioni infragruppo, è normalmente assunta la piena capacità di recupero in considerazione, tra l’altro, della struttura finan-
ziaria centralizzata del Gruppo che ne supporta eventuali esigenze sia finanziarie che patrimoniali.
(3) In caso di acquisizione del controllo in fasi successive di una partecipazione in una collegata o joint venture, il valore di iscrizione della partecipazione è determinato
come sommatoria del costo sostenuto in ciascuna tranche di acquisto.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022404
3 Modifica dei criteri contabili
Le modifiche ai principi contabili internazionali entrate in
vigore dal 1° gennaio 2022 non hanno prodotto effetti si-
gnificativi.
4 Principi contabili di recente emanazione
Con riferimento alla descrizione dei principi contabili di
recente emanazione si rinvia a quanto indicato nel bilancio
consolidato.
405ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
5 Disponibilità liquide ed equivalenti
Le disponibilità liquide ed equivalenti di €7.628 milioni (€6.630
milioni al 31 dicembre 2021) comprendono attività finanziarie
esigibili all’origine, generalmente, entro tre mesi.
Le disponibilità liquide ed equivalenti sono costituite essenzialmen-
te da depositi in euro e in moneta estera, che rappresentano l’im-
piego sul mercato della liquidità detenuta a vista per le esigenze fi-
nanziarie del Gruppo, e da saldi attivi di conto corrente connessi alla
gestione degli incassi e dei pagamenti delle società del Gruppo che
confluiscono sui conti Eni. L’ammontare di restricted cash è di circa
€42 milioni in relazione a misure di pignoramento da parte di terzi.
La scadenza media dei depositi in euro (€3.631 milioni) è di 12
giorni e il tasso di interesse effettivo è dello 1,75%; la scadenza
media dei depositi in dollari USA (€2.394 milioni) è di 20 giorni
e il tasso di interesse effettivo è 4,42%; la scadenza media dei
depositi in sterline inglesi (€592 milioni) è di 25 giorni e il tasso di
interesse effettivo è 3,58%.
Le expected credit loss su depositi, presso banche e istituti finan-
ziari terzi, valutati al costo ammortizzato non sono significative.
(€ milioni)
31.12.2022 31.12.2021
Attività finanziarie destinate al trading
Titoli emessi da Stati Sovrani 1.114 977
Altri titoli 4.937 4.878
6.051 5.855
Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
Altri titoli 1.764
7.815 5.855
(€ milioni)
31.12.2022 31.12.2021
Attività finanziarie destinate al trading
Euro 3.289 3.555
Dollaro USA 2.759 2.248
Altre valute 3 52
6.051 5.855
Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
Euro 1.201
Dollaro USA 563
1.764
6 Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
Le attività finanziarie destinate al trading costituiscono una ri-
serva di liquidità strategica avente l’obiettivo di assicurare al
Gruppo la necessaria flessibilità finanziaria 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 rendi-
mento, nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, con il
vincolo di tutela del capitale e disponibilità immediata dei fondi.
Le attività finanziarie destinate al trading comprendono ope-
razioni di prestito titoli per €1.090 milioni (€1.398 milioni al 31
dicembre 2021).
L’analisi per valuta è la seguente:
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022406
Valore Nominale
(€ milioni)
Fair Value
(€ milioni)
Classe di rating
Moody’s
Classe di rating
S&P
Titoli emessi da Stati Sovrani
Tasso fisso
Italia
126 123 Baa3 BBB
Cile
112 108 A2 A
Stati Uniti d'America
301 300 Aaa AA+
Svizzera
18 19 Aaa AAA
Francia
71 71 Aa2 AA
Spagna
163 164 Baa1 A
Canada
31 31 Aaa AAA
Svezia
9 9 Aaa AAA
Germania
55 56 Aaa AAA
Gran Bretagna
14 14 Aa2 AA
Giappone
16 16 A1 A+
Australia
32 33 Aaa AAA
948 944
Tasso variabile
Italia
161 163 Baa3 BBB
Svezia
7 7 Aaa AAA
168 170
Totale titoli emessi da Stati Sovrani 1.116 1.114
Altri titoli
Tasso fisso
Titoli quotati emessi da imprese industriali
1.179 1.165 Da Aa1 a Baa3 Da AA+ a BBB-
Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi
731 694 Da Aaa a Baa3 Da AAA a BBB-
Altri titoli
1.006 1.006 Aaa AAA
2.916 2.865
Tasso variabile
Titoli quotati emessi da imprese industriali
602 606 Da Aa2 a Baa3 Da AA a BBB-
Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi
879 870 Da Aa1 a Baa3 Da AA+ a BBB-
Altri titoli
593 596 Da Aaa a Baa2 Da AAA a BBB
2.074 2.072
Totale Altri titoli 4.990 4.937
Totale Attività finanziarie destinate al trading 6.106 6.051
Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
1.781 1.764 Aaa AAA
7.887 7.815
Le altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico sono rappresentate da investimenti in Money Market Fund.
Per le informazioni sulle valutazioni al fair value si rinvia a quanto indicato alla nota n. 26 – Garanzie, impegni e rischi.
Di seguito l’analisi per emittente e la relativa classe di merito creditizio:
407ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Crediti in bonis
(€ milioni)
Rischio
basso
Rischio
medio
Rischio
alto
Crediti
in default Totale
31.12.2022
Clientela business 736 2.867 175 199 3.977
Pubbliche Amministrazioni 18 1 19
Altre controparti 345 126 1 54 526
Imprese controllate 7.454 7.454
Valore lordo
8.535 3.011 176 254 11.976
Fondo svalutazione
(122) (3) (190) (315)
Valore netto 8.535 2.889 173 64 11.661
Expected loss (% al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte)
..
5,24 4,17 97,44
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
7 Crediti commerciali e altri crediti
(€ milioni)
31.12.2022 31.12.2021
Crediti commerciali 11.082 9.509
Crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione 119 155
Anticipi al personale 21 23
Acconti per servizi e forniture 3 8
Crediti per attività di disinvestimento 20
Crediti verso altri 416 3.297
11.661 12.992
I crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:
I crediti commerciali, generalmente, sono infruttiferi e preve-
dono termini di pagamento entro i 120 giorni. I crediti com-
merciali riguardano essenzialmente crediti derivanti dalla
cessione di gas naturale e di energia elettrica e dalla vendita
di prodotti petroliferi.
Al 31 dicembre 2022, è outstanding un credito commerciale per
forniture di gas naturale al cliente Acciaierie d’Italia (ex-ILVA)
dell’ammontare di €373 milioni interamente scaduto e oggetto di
un piano di rientro. Il credito è assistito da parent company gua-
rantee rilasciate dagli azionisti che coprono l’intero ammontare.
L’onere massimo possibile relativo al valore finanziario del tem-
po trova copertura in un fondo rischi stanziato sull’esposizione
commerciale complessiva verso i clienti somministrati che è
stato stimato sulla base dell’attuale situazione congiunturale.
Al 31 dicembre 2022 sono state poste in essere operazioni di
cessione pro-soluto di crediti commerciali con scadenza 2023
per €1.005 milioni (€1.128 milioni nel 2021 con scadenza 2022).
Le cessioni riguardano crediti commerciali relativi a Global Gas &
LNG Portfolio (€743 milioni), Refining & Marketing (€229 milioni)
e al Power (€33 milioni).
I crediti verso altri di €416 milioni includono principalmente: (i)
i crediti per il regolamento di rapporti patrimoniali con imprese
controllate incluse nel consolidato fiscale (€192 milioni); (ii) cre-
diti verso società di factoring (€190 milioni); (iii) i crediti verso
imprese controllate incluse nel consolidato IVA (€1 milioni).
I crediti commerciali e altri crediti in moneta diversa dall’euro
sono pari a €769 milioni.
L’esposizione al rischio di credito e le perdite attese relative a
crediti commerciali e altri crediti è stata elaborata sulla base di
rating interni come segue:
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022408
(€ milioni)
2022 2021
Fondo svalutazione iniziale 357 300
Accantonamenti su crediti in bonis 63 78
Accantonamenti su crediti in default 22 10
Utilizzi su crediti in bonis (9) (10)
Utilizzi su crediti in default (118) (21)
Fondo svalutazione finale 315 357
(€ milioni) 31.12.2022 31.12.2021
Materie prime, sussidiarie e di consumo 445 323
Materiali per attività di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture 139 178
Prodotti in corso di lavorazione e semilavorati e lavori in corso su ordinazione 174 265
Prodotti finiti e merci 3.057 1.816
3.815 2.582
(€ milioni)
2022 2021
Valore iniziale - Rimanenze correnti 194 24
Accantonamenti (utilizzi) 78 170
Valore finale - Rimanenze correnti 272 194
Maggiori informazioni sulla classificazione delle esposizioni
creditizie sono indicate nella nota n. 1 – Principi contabili, sti-
me contabili e giudizi significativi del bilancio consolidato.
Le valutazioni di recuperabilità dei crediti commerciali per la
fornitura di idrocarburi, prodotti ed energia elettrica alla clien-
tela retail, business e pubbliche amministrazioni sono riviste
La variazione complessiva del fondo svalutazione di €42 milio-
ni è connessa a: (i) accantonamenti netti rilevati a conto eco-
nomico per €76 milioni (€77 milioni nel 2021) a seguito essen-
zialmente ai nuovi accantonamenti operati (€85 milioni) relativi
principalmente alla linea di business Global Gas & LNG Portfo-
lio per le forniture ai clienti industriali di grandi dimensioni per
effetto dell’aumento significativo delle esposizioni allo scenario
prezzi, parzialmente compensati dagli utilizzi per esuberanza
Le rimanenze di materie prime sussidiarie e di consumo di
€445 milioni sono costituite da greggi.
I prodotti finiti e merci sono costituiti da prodotti petroliferi (€955
milioni) e da gas naturale depositato principalmente presso Stoc-
caggi Gas Italia SpA e in altri Paesi UE (€1.901 milioni) e di GNL
depositato presso il terminale di Zeebrugge in Belgio, Damietta in
Egitto e Panigaglia in Italia su navi viaggianti (€201 milioni).
in occasione di ogni scadenza di bilancio per riflettere l’anda-
mento dello scenario e i trend correnti di business, nonché
eventuali maggiori rischi controparte.
I crediti commerciali e altri crediti sono esposti al netto del
fondo svalutazione crediti di €315 milioni (€357 milioni al 31
dicembre 2021):
(€5 milioni); (ii) utilizzo, in conto, del fondo (€122 milioni) per il
passaggio a perdita di crediti precedentemente svalutati.
La valutazione al fair value dei “crediti commerciali e altri cre-
diti”, generalmente, non produce effetti significativi conside-
rato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del
credito e la sua scadenza e le condizioni di remunerazione.
I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 –
Rapporti con parti correlate.
Le rimanenze di gas naturale per €750 milioni sono a garanzia
dell’esposizione potenziale di bilanciamento nei confronti di
Snam SpA.
Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione
di €272 milioni (€194 milioni al 31 dicembre 2021) come di
seguito indicato:
8 Rimanenze correnti e rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo
Le rimanenze correnti si analizzano come segue:
409ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
31.12.2022 31.12.2021
Attività Passività Attività Passività
(€ milioni) Correnti Non correnti Correnti Non correnti Correnti Non correnti Correnti Non correnti
IRES 161 21
IRAP 9 18
Contributo solidaristico a carico delle imprese
del settore energetico
770
Crediti per istanze di rimborso 78 78
Addizionale IRES Legge n. 7/2009 97
Altre imposte sul reddito 3 1 2 2
173 78 771 23 78 117
31.12.2022 31.12.2021
Attività Passività Attività Passività
(€ milioni) Correnti Non correnti Correnti Non correnti Correnti Non correnti Correnti Non correnti
Fair value su strumenti finanziari derivati 12.768 2.581 12.489 1.922 12.603 1.906 15.220 1.866
Passività da contratti per la clientela 1.013 704 425 724
Attività e Passività relative ad altre imposte:
- Accise e Imposte di consumo 7 325 12 386
- IVA 49 68 4 66
- Royalty su idrocarburi estratti 237 109
- Ritenute IRPEF su lavoro dipendente 8 8
- Altre imposte e tasse 96 2 41 25 53 2 53 25
152 2 679 25 69 2 622 25
Altre 156 230 124 378 179 149 38 277
13.076 2.813 14.305 3.029 12.851 2.057 16.305 2.892
9 Attività e passività per imposte sul reddito
10 Altre attività e passività
Le rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo di €1.773
milioni (€1.104 milioni al 31 dicembre 2021) includono 2,8
milioni di tonnellate 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 determi-
nata annualmente dal Ministero dello Sviluppo Economico.
Le scorte d’obbligo aumentano di €669 milioni per effetto
della dinamica dei prezzi tendenzialmente in risalita rispetto
a dicembre 2021 e per le maggiori quantità accantonate ad
obbligo.
Le imposte sul reddito sono commentate alla nota n. 31 – Imposte sul reddito.
Il fair value degli strumenti finanziari derivati correnti e non cor-
renti è commentato alla nota n. 23 – Strumenti finanziari derivati
e hedge accounting.
Le passività da contratti con la clientela riguardano essenzial-
mente: (i) gli anticipi a breve termine su forniture di gas (€530
milioni); (ii) le quote a breve e a lungo termine degli anticipi incas-
sati dal cliente Engie (ex Suez) a fronte di forniture di lungo ter-
mine di gas ed energia elettrica rispettivamente per €58 milioni e
€275 milioni (€60 milioni e €333 milioni nel 2021); (iii) gli anticipi
a lungo termine ricevuti dalla Società Oleodotti Meridionali SpA
per il potenziamento delle infrastrutture del sistema di trasporto
del greggio alla Raffineria di Taranto per €430 milioni (€391 mi-
lioni nel 2021); (iv) i buoni carburante prepagati in circolazione a
breve termine per €338 milioni (€242 milioni nel 2021).
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 €183 milioni, di cui
€141 milioni previsti oltre i 12 mesi (€103 milioni al 31 dicembre
2021); (ii) i depositi cauzionali verso fornitori oltre i 12 mesi per
€42 milioni (€49 milioni nel 2021).
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022410
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
2022
Valore iniziale netto 497 2.914 515 127 46 3 583 528 5.213
Investimenti 1 27 15 7 248 453 751
Capitalizzazioni ammortamenti 25 25
Ammortamenti
(a)
(24) (345) (66) (19) (16) (470)
Riprese di valore (svalutazioni) nette (1) (39) (1) (239) (280)
Radiazioni (65) (65)
Dismissioni (1) (73) (100) (174)
Trasferimenti 21 288 54 5 (271) (97)
-
Altre variazioni 115 (3) 112
Valore finale netto 492 2.900 491 127 37 3 417 645 5.112
Valore finale lordo 2.202 15.803 11.284 670 719 3 517 2.235 33.433
Fondo ammortamento e svalutazione 1.710 12.903 10.793 543 682 100 1.590 28.321
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 finale netto 497 2.914 515 127 46 3 583 528 5.213
Valore finale 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
(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione
Le altre passività comprendono: (i) il valore del gas prepagato
dai clienti per effetto dell’attivazione della clausola di take-or-pay
prevista dai relativi contratti di fornitura di lungo termine (€173
milioni); (ii) le passività relative alla compensation riconosciuta
ad Eni per il contratto di approvvigionamento gas da destinare
all’impianto di Damietta (€105 milioni oltre 12 mesi e €12 milioni
entro 12 mesi); (iii) i depositi cauzionali da clienti (€64 milioni
oltre 12 mesi).
I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rap-
porti con parti correlate.
Gli investimenti di €751 milioni riguardano: (a) la Refining & Mar-
keting (€475 milioni) in relazione: (i) all’attività di raffinazione e
logistica, essenzialmente per attività di asset integrity e stay in
business, nonché interventi in materia di salute, sicurezza e am-
biente; (ii) all’attività di marketing, per obblighi di legge e stay in
business della rete di distribuzione di prodotti petroliferi; (b) la
Exploration & Production (€240 milioni) e sono relativi principal-
mente alle attività di sviluppo di nuovi progetti e hanno riguarda-
to in particolare: (i) l’ottimizzazione di giacimenti in produzione
attraverso interventi sui pozzi (Cervia-Arianna, Basil,Monte Alpi,
Bonaccia, Barbara); (ii) l’avanzamento del programma di perfora-
zione, allacciamento e adeguamento degli impianti di produzio-
ne in Val d’Agri; (c) la Corporate (€36 milioni) principalmente per
migliorie apportate alle sedi di proprietà o in locazione.
Le svalutazioni hanno riguardato gli investimenti di periodo di
compliance e stay in business relativi a CGU del settore raffina-
zione svalutate in precedenti esercizi e delle quali è stata confer-
mata l’assenza di prospettive di redditività (€280 milioni), il tasso
di attualizzazione post-tax e pre-tax relativo alle raffinerie Italia
è del 6,4%. Maggiori informazioni relative agli impairment sono
411ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(%)
Fabbricati 3-16
Pozzi e impianti di sfruttamento Aliquota UOP
Impianti specifici di raffineria e logistica 5,5 - 15
Impianti specifici di distribuzione 4-12,5
Altri impianti e macchinari 4-25
Attrezzature industriali e commerciali 5-35
Altri beni 12-25
(€ milioni)
Tolling
Immobili per uffici
Concessioni autostradali
e locazione stazioni di
servizio
Mezzi navali e relative
basi logistiche per
trasporto Oil & Gas
Mezzi navali di
perforazione
(Drilling rig)
Autoveicoli
Altre tipologie
Totale
2022
Valore iniziale netto 880 432 167 44 23 33 112 1.691
Incrementi 165 25 45 48 15 52 350
Ammortamenti
(a)
(106) (57) (35) (30) (14) (16) (69) (327)
Riprese di valore (svalutazioni) nette (30) (12) (42)
Altre variazioni (4) (7) (1) (1) (4) (1) (18)
Valore finale netto 909 396 170 61 8 28 82 1.654
Valore finale lordo 1.815 598 335 158 47 59 381 3.393
Fondo ammortamento e svalutazione 906 202 165 97 39 31 299 1.739
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 finale netto 880 432 167 44 23 33 112 1.691
Valore finale lordo 1.648 593 301 159 89 59 336 3.185
Fondo ammortamento e svalutazione 768 161 134 115 66 26 224 1.494
(a) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione su altri asset.
indicate alla nota n. 15 – Riprese di valore (svalutazioni) nette di
attività materiali e immateriali e diritti di utilizzo beni in leasing
del Bilancio consolidato.
Le dismissioni di €174 milioni hanno riguardato la Exploration &
Production e sono relative essenzialmente alla cessione della ti-
tolarità delle concessioni di coltivazione di idrocarburi denomina-
ta “C.G.1.AG” Argo e Cassiopea alla partecipata Eni Mediterranea
Idrocarburi SpA (€150 milioni).
Le altre variazioni di €112 milioni includono: (i) l’incremento per
la stima degli oneri per social project da sostenere a fronte degli
impegni assunti e in corso di formalizzazione tra Eni SpA e la re-
gione Basilicata in relazione al programma di sviluppo petrolifero
nell’area della concessione Val d’Agri (€202 milioni); (ii) la ridu-
zione dell’asset retirement cost delle attività materiali della linea
di business Exploration & Production per effetto principalmente
della variazione dei tassi di attualizzazione (€75 milioni).
I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi
nei seguenti intervalli:
Il tasso d’interesse utilizzato per la capitalizzazione degli oneri finanziari è dell’1,76% (1,9% al 31 dicembre 2021). Gli oneri finanziari capita-
lizzati ammontano a €18 milioni. I contributi pubblici portati a decremento degli immobili, impianti e macchinari ammontano a €84 milioni.
Il diritto di utilizzo beni in leasing si analizza come segue:
12 Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni leasing
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022412
(€ milioni)
Quote a breve
di passività
per beni in leasing
a lungo termine
Passività per beni
in leasing a lungo
termine
Totale
2022
Valore iniziale 383 1.939 2.322
Incrementi 350 350
Decrementi (390) (390)
Altre variazioni 380 (402) (22)
Valore finale 373 1.887 2.260
2021
Valore iniziale 423 2.157 2.580
Incrementi 242 242
Decrementi (374) (374)
Altre variazioni 334 (460) (126)
Valore finale 383 1.939 2.322
Il diritto di utilizzo beni in leasing “RoU” di €1.654 milioni è riferito
essenzialmente: (i) per €909 milioni ai contratti di tolling del Power
in relazione, in particolare, al contratto di tolling di Enipower SpA. In
base a tale contratto, 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 produzioni da effettuare; (ii) per €396
milioni all’affitto di immobili ad uso ufficio in particolare della Cor-
porate, con una durata residua media di circa 5 anni comprensiva
delle opzioni di rinnovo e di risoluzione anticipata; (iii) per €170 mi-
lioni le concessioni autostradali, le locazioni di terreni e le locazioni
di stazioni di servizio per le attività di commercializzazione dei pro-
dotti petroliferi della Refining & Marketing; (iv) per €61 milioni i con-
tratti di leasing delle navi e relative basi logistiche per il trasporto di
olio e gas in particolare della Exploration & Production; (v) per €8
milioni i contratti relativi ai mezzi di perforazione navali - drilling rig
della Exploration & Production con una durata residua contrattuale
di circa 8 mesi; (vi) per €41 milioni al contratto di lavorazione della
Raffineria di Gela SpA incluso nella voce residuale “altre tipologie”.
I canoni variabili, rilevati a conto economico, riguardano essen-
zialmente: (i) le concessioni autostradali e le locazioni di stazioni
di servizio per le quali è prevista la corresponsione di royalties
sulla base dei volumi di carburanti erogati (€\Mc). L’adozione
di tale formula contrattuale è predeterminata nei bandi di gara
per l’assegnazione delle concessioni o richiesta dal lessor nel
caso delle locazioni di punti vendita ad alta performance, al fine
di assicurare il matching tra canoni e flussi di cassa in entrata.
Il rapporto dei pagamenti variabili rispetto a quelli totali dovuti
per il leasing è nell’ordine del 16%, essenzialmente attribuibile
alle concessioni autostradali; (ii) il contratto di lavorazione della
Raffineria di Gela SpA che prevede la corresponsione di un com-
penso variabile sulla base della quantità di materia prima effet-
tivamente lavorata. Il rapporto dei pagamenti variabili rispetto a
quelli totali dovuti per il leasing è nell’ordine del 76%.
Le svalutazioni di €42 milioni hanno riguardato essenzialmente i
contratti di tolling del Power (€30 milioni).
Le passività per beni in leasing si analizzano come segue:
Il totale dei flussi finanziari in uscita per leasing comprende: (i)
i pagamenti per il rimborso della quota capitale della passività
per beni in leasing di €390 milioni; (ii) i pagamenti per interessi
passivi di €73 milioni.
I principali contratti di leasing sottoscritti per i quali l’asset
non è stato ancora messo a disposizione riguardano: (i) un
contratto dal valore nominale di €437 milioni relativo alla lo-
cazione di uffici della durata di 20 anni con opzione di proroga
per ulteriori 6 anni; (ii) due contratti relativi a drilling rig del
valore nominale rispettivamente di €122 e €60 milioni, il pri-
mo della durata di 3 anni con 4 opzioni di proroga di 6 mesi
ciascuna e il secondo della durata di 2 anni con 4 opzioni di
proroga di 6 mesi ciascuna.
I principali esborsi futuri potenzialmente dovuti che non sono
riflessi nella determinazione della passività per leasing sono re-
lativi a opzioni di proroga e risoluzione del contratto di leasing
degli immobili ad uso uffici (€280 milioni), stazioni di servizio per
le attività di commercializzazione dei prodotti petroliferi (€121
milioni), mezzi di navigazione (€38 milioni).
413ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(€ milioni)
Concessioni, licenze,
marchi e diritti simili
Diritti di brevetto
industriale e diritti di
utilizzazione delle opere
dell’ingegno
Immobilizzazioni
in corso e acconti
Altre attività
immateriali
Attività immateriali
a vita utile definita
Attività immateriali a vita
utile indefinita: Goodwill
Totale
2022
Valore iniziale netto 11 53 5 162 231 16 247
Investimenti 26 6 32 32
Ammortamenti (1) (33) (19) (53) (53)
Riprese di valore (svalutazioni) nette (12) (12) (12)
Dismissioni (5) (5) (5)
Altre variazioni 9 6 17 32 32
Valore finale netto 10 55 5 155 225 16 241
Valore finale lordo 388 1.252 25 233 1.898 94 1.992
Fondo ammortamento e svalutazione 378 1.197 20 78 1.673 78 1.751
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 finale netto 11 53 5 162 231 16 247
Valore finale 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
(€ milioni)
2022 2021
Altri ricavi e proventi
- proventi da remeasurement 6 21
6 21
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
- leasing di breve durata 73 49
- leasing di modico valore 14 15
- canoni di leasing variabili non inclusi nelle passività per beni in leasing 154 161
241 225
Ammortamenti
- ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing 327 338
- capitalizzazione ammortamenti diritto di utilizzo beni in leasing ad attività materiali (21) (19)
306 319
Riprese di valore (svalutazioni) nette dei diritti utilizzo beni in leasing (42) 37
Proventi (oneri) finanziari
- interessi passivi su passività per beni in leasing (73) (76)
- oneri finanziari su passività per beni in leasing imputati ad attività materiali 1 1
(72) (75)
Gli ammontari rilevati nel conto economico si analizzano come segue:
13 Attività immateriali
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022414
Le concessioni, licenze, marchi e diritti simili di €10 milioni ri-
guardano essenzialmente i diritti minerari relativi alle conces-
sioni di giacimenti. Le concessioni sono ammortizzate princi-
palmente 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 €55 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 riguardano
essenzialmente i costi sostenuti per lo sviluppo di software a
supporto delle aree di business.
Le altre attività immateriali di €155 milioni riguardano essen-
zialmente l’acquisto del 50% dei diritti di liquefazione presso
l’impianto di Damietta (€135 milioni).
2022 2021
(€ milioni)
Partecipazioni in
imprese controllate
Partecipazioni in
imprese collegate e
joint venture
Partecipazioni mi-
noritarie valutate al
FV e altre imprese
Totale
Partecipazioni in
imprese controllate
Partecipazioni in
imprese collegate e
joint venture
Partecipazioni mi-
noritarie valutate al
FV e altre imprese
Totale
Valore iniziale 55.113 796 101 56.010 45.652 1.193 10 46.855
Acquisizioni e sottoscrizioni 2.830 627 3.457 8.055 90 8.145
Cessioni e rimborsi (577) (577) (16) (442) (458)
Conferimenti 2.020 (14) 2.006 (2) (2)
Rettifiche di valore (462) (323) (785) 1.420 (310) 1.110
Valutazione al fair value con effetti a PN 3 3 1 1
Altre variazioni (298) (1) (299) 4 4
Deconsolidamento Mozambique Rovuma Venture SpA 355 355
Valore finale 58.626 1.085 104 59.815 55.113 796 101 56.010
Valore finale lordo 73.410 2.188 104 75.702 69.436 1.576 101 71.113
Fondo svalutazione
14.784
1.103 15.887 14.323 780 15.103
14 Partecipazioni
415ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Le partecipazioni sono aumentate di €3.805 milioni per effetto delle variazioni indicate nella tabella seguente:
(€ milioni)
Partecipazioni al 31 dicembre 2021 56.010
Acquisizioni e sottoscrizioni 3.457
- Interventi sul capitale 2.810
Eni Rewind SpA 1.099
Saipem SpA 624
Eni Global Energy Markets SpA 378
Raffineria di Gela SpA 364
Eni Sustainable Mobility SpA 198
Eni Mozambico SpA 53
EniProgetti SpA 44
Eni Natural Energies SpA 35
EniServizi SpA 8
Agenzia Giornalistica Italia SpA 2
Eni Timor Leste SpA 2
Altre 3
- AcquisizIoni 647
Export LNG Ltd 647
Cessioni e Rimborsi (577)
- Rimborsi di capitale
Enipower SpA (249)
- Cessioni
Enipower SpA (328)
Conferimenti 2.006
Eni International BV 4.919
Azule Energy Angola SpA (ex Eni Angola SpA) (2.913)
SeaCorridor Srl (ex Eni Corridor Srl) 66
Trans Tunisian Pipeline Company SpA (52)
Transmediterranean Pipeline Co Ltd (14)
Rettifiche di valore (785)
- Riprese di valore 1.237
Eni Investments Plc 551
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 359
Eni Petroleum Co Inc 287
Eni España Comercializadora De Gas SAU 31
LNG Shipping SpA 7
Floaters SpA 2
- Svalutazioni (2.022)
Eni Rewind SpA (890)
Versalis SpA (379)
Raffineria di Gela SpA (331)
(segue)
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022416
(€ milioni)
Saipem SpA (320)
Export LNG Ltd (45)
Ieoc SpA (14)
Agenzia Giornalistica Italia SpA (13)
EniProgetti SpA (11)
Eni Mozambico SpA (11)
Società Petrolifera Italiana SpA (3)
Eni Timor Leste SpA (2)
EniServizi SpA (1)
Altre minori (2)
Riclassifica attività destinate alla vendita (80)
SeaCorridor Srl (ex Eni Corridor Srl) (66)
Servizi Fondo Bombole Metano SpA (14)
Valutazione al fair value con effetti a PN 3
Synhelion SA 3
Altre variazioni (219)
Eni Rewind SpA (209)
EniProgetti SpA (9)
Raffineria di Gela SpA (4)
Mozambique Rovuma Venture SpA (1)
Versalis SpA 2
Eni Plenitude SpA Società Benefit 2
Eni International Resources Ltd 1
Serfactoring SpA - in liquidazione 1
Altre (2)
Partecipazioni al 31 dicembre 2022 59.815
Le acquisizioni hanno riguardato la società Export LNG Ltd;
l’operazione è stata perfezionata in data 26 agosto 2022. La
Società detiene l’impianto di liquefazione galleggiante Tango
FLNG che sarà utilizzato da Eni in Congo, nell’ambito delle atti-
vità del progetto di sviluppo del gas naturale nel blocco Marine
XII, in coerenza con la strategia Eni di valorizzazione delle risor-
se gas equity.
Le cessioni hanno riguardato la cessione del 49% delle azioni di
Enipower SpA alla società Regatta Investments per un corrispet-
tivo pari a €542 milioni di euro e determinando il riconoscimento
di una plusvalenza a conto economico pari a €214 milioni.
I conferimenti hanno riguardato: (i) il conferimento delle azioni
in Azule Energy Angola SpA (ex Eni Angola SpA) da Eni SpA a
Eni International BV in data 27 luglio 2022 finalizzato al perfe-
zionamento dell’accordo con bp per la combinazione delle atti-
vità angolane che ha portato alla creazione della joint venture
paritetica Azule Energy Holdings Ltd. L’operazione di conferi-
mento, di natura realizzativa, ha determinato la rilevazione di
una plusvalenza a conto economico pari a €2.006 milioni; (ii) il
conferimento, rilevato in continuità di valori, delle partecipazio-
ni che gestiscono i due gruppi di gasdotti internazionali che col-
legano l’Algeria all’Italia alla società non operativa SeaCorridor
Srl (ex Eni Corridor Srl). In data 10 gennaio 2023, si è perfezio-
nata la cessione a Snam del 49,9% della Società.
Le altre variazioni si riferiscono essenzialmente alla copertura
delle perdite di Eni Rewind SpA, Raffineria di Gela SpA, EniPro-
getti SpA stanziate nel 2021.
417ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(segue)
L’analisi delle partecipazioni in imprese controllate, collegate e joint venture con il raffronto tra il valore netto di iscrizione e il pa-
trimonio netto è indicata nella tabella seguente:
(€ milioni)
Quota
% posseduta
al 31.12.2022
Saldo netto
al 31.12.2021
Saldo netto al
31.12.2022
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 14 3 8 5
Azule Energy Angola SpA (ex Eni Angola SpA) 2.913
Ecofuel SpA 100,000 48 48 255 207
Eni Corporate University SpA 100,000 3 3 4 1
Eni Energia Italia Srl 100,000
..
Eni España Comercializadora De Gas SAU 100,000 19 50 118 68
Eni Finance International SA 33,613 362 362 569 207
Eni Fuel SpA 100,000 70 70 89 19
Eni Gas Transport Services Srl 100,000
.. .. ..
Eni Global Energy Markets SpA 100,000 277 655 744 89
Eni Insurance Designated Activity Company 100,000 500 500 581 81
Eni International BV 100,000 37.526 42.445 44.566 2.121
Eni International Resources Ltd 99,998 1 2 5 3
Eni Investments Plc 99,999 4.111 4.662 3.715 (947)
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 100,000 143 502 217 (285)
Eni Mozambico SpA 100,000 16 58 6 (52)
Eni Natural Energies SpA 100,000 40 75 75
Eni Petroleum Co Inc 63,857 2.050 2.337 1.604 (733)
Eni Plenitude SpA Società Benefit 100,000 4.878 4.880 5.377 497
Eni Rewind SpA 99,999 135 135
Eni Sustainable Mobility SpA 100,000 198 198
Eni Timor Leste SpA 100,000 4 2 2
Eni Trade & Biofuels SpA 100,000 207 207 135 (72)
Eni Trading & Shipping SpA - in liquidazione 100,000 9 9
Eni West Africa SpA 100,000 4 4 4
Enipower SpA
51,000 914 337 363 26
EniProgetti SpA 100,000 24 41 17
EniServizi SpA 100,000 10 18 18
Eniverse Ventures Srl (ex Eni Nuova Energia Srl) 100,000 (1) (1)
Export LNG Ltd 100,000 602 602
Floaters SpA 100,000 251 253 308 55
Ieoc SpA 100,000 24 10 10
LNG Shipping SpA 100,000 217 224 224
Raffineria di Gela SpA 100,000 29 29
SeaCorridor Srl (ex Eni Corridor Srl)
(a)
100,000
..
Serfactoring SpA - in liquidazione 100,000 15 16 24 8
Servizi Aerei SpA 100,000 47 47 47
Servizi Fondo Bombole Metano SpA
(a)
100,000 14
Società Petrolifera Italiana SpA 99,964 6 3 4 1
Trans Tunisian Pipeline Company SpA 52
Versalis SpA 100,000
377 71 71
Totale imprese controllate 55.113 58.626
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022418
(€ milioni)
Quota
% posseduta
al 31.12.2022
Saldo netto
al 31.12.2021
Saldo netto al
31.12.2022
A
Valore di
patrimonio netto
B
Differenza rispetto
alla valutazione
al patrimonio netto
C=B-A
Imprese collegate e joint venture
Consorzio per l’attuazione del Progetto Divertor Tokamak Test DTT Scarl
25,000
..
Mariconsult SpA
..
Mozambique Rovuma Venture SpA 35,714 355 354 308 (46)
Norpipe Terminal HoldCo Ltd 14,200 1 1 1
Saipem SpA 31,193 398 702 645 (57)
Seram SpA 25,000
.. .. ..
Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA 70,000 28 28 29 1
South Italy Green Hydrogen Srl 50,000
.. .. ..
Transmed SpA
..
Transmediterranean Pipeline Co Ltd 14
Totale imprese collegate e joint venture 796 1.085
55.909 59.711
(a) Partecipazioni riclassificate come disponibili per la vendita. Per maggior dettaglio si veda quanto riportato nella nota n.24 - Attività destinate alla vendita.
Le riprese di valore delle partecipazioni svalutate in precedenti
esercizi del settore Exploration & Production (Eni Investment 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-medio termine. In particolare, ai
fini della valutazione delle partecipazioni, rileva il complesso de-
gli esiti degli impairment test condotti dalle partecipate e i relativi
headroom determinati considerando i flussi di cassa attesi dallo
sfruttamento delle riserve di idrocarburi ad esse ascrivibili, pruden-
zialmente determinati e opportunamente integrati per tener conto
dei costi di struttura; per gli altri valori dell’attivo e del passivo sono
stati considerati consistenti i valori contabili che hanno tenuto
conto dei relativi processi di valutazione tenendo conto, ove signi-
ficativo, dell’effetto finanziario del tempo. In particolare, il valore
dei flussi di cassa è stato determinato con riferimento a: (i) i ricavi
dalla produzione stimati applicando ai profili produttivi delle riser-
ve certe e probabili attesi dagli assets della partecipata gli scenari
di mercato dei prezzi degli idrocarburi; (ii) le stime dei futuri costi di
sviluppo, di estrazione, di smantellamento e ripristino degli impian-
ti e dei costi generali specifici; (iii) la stima delle imposte. I flussi di
cassa sono stati attualizzati utilizzando un WACC adjusted com-
preso tra il 6,2% e l’11,2%.
Per le altre partecipazioni, in presenza di impairment indicator, ge-
neralmente rappresentati da valori di iscrizione superiori rispetto al
valore di patrimonio netto, è stata operata la verifica del valore recu-
perabile considerando il maggiore tra il fair value e il valore d’uso. Il
fair value è determinato generalmente sulla base delle quotazioni di
borsa. La stima del valore d’uso è determinata attualizzando i flussi
di cassa attesi dalla partecipazione e, se significativi e ragionevol-
mente determinabili, dalla sua cessione, al netto dei costi di dismis-
sione ovvero considerando il complesso degli esiti degli impairment
test condotti dalle partecipate. In particolare, la stima del valore re-
cuperabile rispetto a quella di libro ha riguardato:
• Versalis SpA, sulla base del valore d’uso della partecipata desu-
mibile dal complesso degli esiti degli impairment test condotti
dalla partecipata, per gli altri valori dell’attivo e del passivo sono
stati considerati consistenti i valori contabili che hanno tenuto
conto dei relativi processi di valutazione tenendo conto, ove
significativo, dell’effetto finanziario del tempo. I flussi di cassa
sono stati attualizzati utilizzando un WACC adjusted del 7,2%;
• Eni Global Energy Markets SpA sulla base del valore dei flussi
di cassa del piano quadriennale aziendale e, per gli anni suc-
cessivi al quarto in base al metodo della perpetuity dell’ultimo
anno di piano utilizzando un tasso di attualizzazione WACC
adjusted del 5,6%;
• Eni Trade & Biofuels SpA, con un orizzonte di valutazione a 20
anni, sulla base del valore dei flussi di cassa attualizzati del pia-
no quadriennale aziendale, utilizzando un tasso di attualizzazio-
ne WACC adjusted del 6,4%;
• Enipower SpA sulla base del valore dei flussi di cassa per tutta
la durata di vita delle centrali utilizzando un tasso di attualizza-
zione WACC adjusted tra il 4,7% e il 6%.
Con riferimento a Saipem SpA, la verifica della recuperabilità del
valore di iscrizione della partecipazione riflette la quotazione di
Borsa al 30 dicembre 2022, il cui valore è ricompreso nel range dei
possibili valori determinati secondo la metodologia del Value In
Use adottata da Eni per valutare la recuperabilità della partecipata
in accordo con lo IAS 36.
Sulle partecipazioni non sono costituite garanzie reali né vi sono
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 par-
tecipazione dell’1,30% nella Simest SpA (€4 milioni); la partecipa-
zione del 7,96% nella Synhelion SA (€3 milioni) e la partecipazione
dell’1,26% nella Interporto di Padova SpA (€2 milioni).
Per le informazioni sulle valutazioni al fair value si rinvia a quanto
indicato alla nota n. 26 – Garanzie, impegni e rischi.
419ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
15 Altre attività finanziarie
16 Attività per imposte anticipate
31.12.2022 31.12.2021
(€ milioni) Correnti Non correnti Correnti Non correnti
Crediti finanziari strumentali all'attività operativa 218 2.126 22 3.237
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa 3.542 4.192
3.760 2.126 4.214 3.237
Titoli strumentali all'attività operativa 20 20
3.760 2.146 4.214 3.257
I crediti finanziari strumentali all’attività operativa riguardano
essenzialmente i finanziamenti a lungo termine, comprensivi
delle quote a breve termine, concessi a società partecipate, in
particolare verso Mozambique Rovuma Venture SpA (€1.187),
Versalis SpA (€731 milioni) e Eni Finance International SA
(€328 milioni).
I crediti finanziari non strumentali all’attività operativa riguarda-
no crediti a breve termine verso società controllate in particolare
Eni Plenitude SpA Società Benefit (€1.497 milioni), Versalis SpA
(€1.205 milioni) e Eni Sustainable Mobility SpA (€173 milioni).
I crediti finanziari in moneta diversa dall’euro ammontano a
€1.930 milioni.
I crediti finanziari strumentali all’attività operativa con scaden-
za oltre i 5 anni ammontano a €57 milioni (€917 milioni al 31
dicembre 2021).
Il fair value dei crediti finanziari strumentali ammonta a €852
milioni ed è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di
cassa futuri adottando tassi di attualizzazione in euro compresi
tra 1,84% e 3,25% e in dollari USA compresi tra 3,30% e 5,12%.
Per la valutazione delle altre attività finanziarie a lungo termine
è stata considerata la probabilità di default nei successivi 12
mesi non essendosi ravvisati significativi deterioramenti dei
meriti di credito.
I crediti finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n.
32 – Rapporti con parti correlate.
Titoli per €20 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2021)
sono rappresentati da titoli di Stato italiani e sono vincolati a
garanzia del cauzionamento bombole del gas sulla base di nor-
me di legge italiane; la valutazione al fair value non produce
effetti significativi.
Per le informazioni sulle valutazioni al fair value si rinvia a
quanto indicato alla nota n. 26 – Garanzie, impegni e rischi.
(€ milioni) 31.12.2022 31.12.2021
Imposte sul reddito anticipate IRES 2.973 804
Imposte sul reddito differite IRES (469) (125)
Imposte sul reddito anticipate IRAP 162 42
Imposte sul reddito differite IRAP (74) (3)
Imposte sul reddito anticipate estere 25 19
Imposte sul reddito differite estere (23) (17)
Totale Eni SpA 2.594 720
Imposte anticipate (differite) società in joint operation 90 94
2.684 814
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022420
La natura delle differenze temporanee che hanno determinato le attività per imposte anticipate è la seguente:
(€ milioni) Valore al 31.12.2021 Incrementi Decrementi Altre variazioni Valore al 31.12.2022
Imposte differite:
- differenze su attività materiali ed immateriali
(45) 12 (33)
- differenze su derivati
(416) (416)
- altre
(100) (69) 52 (117)
(145) (69) 64 (416) (566)
Imposte anticipate:
- differenze su derivati
216 (216)
- fondi per rischi ed oneri
1.175 746 (266) (3) 1.652
- svalutazione su beni diversi da partecipazioni
1.067 165 (133) (3) 1.096
- differenze su attività materiali ed immateriali
297 18 (29) (18) 268
- svalutazione crediti
93 11 (16) 88
- fondi per benefici ai dipendenti
98 26 (33) 91
- perdita fiscale
2.685 (223) 2.462
- altre
119 160 (89) 15 205
5.750 1.126 (789) (225) 5.862
- valutazione anticipate
(4.885) 2.183 (2.702)
865 1.126 1.394 (225) 3.160
Totale Eni SpA
720 1.057 1.458 (641) 2.594
Imposte anticipate joint operation
99 (1) 98
Imposte differite joint operation
(5) (3) (8)
Totale joint operation
94 (4) 90
814 1.057 1.454 (641) 2.684
Le imposte anticipate nette di Eni SpA di €2.594 milioni ri-
sentono della valutazione svolta dal management circa la
probabilità di recupero di tali attività considerando le stime
dei redditi imponibili futuri, basate sulle previsioni del pia-
no quadriennale e di long-term coerenti con i processi di
impairment.
421ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
I debiti commerciali di €11.682 milioni riguardano debiti ver-
so fornitori (€5.326 milioni), debiti verso imprese controllate
(€6.134 milioni) e debiti verso imprese collegate, joint venture e
altre di gruppo (€222 milioni).
I debiti verso altri di €426 milioni riguardano principalmente: (i)
i debiti diversi verso il personale e verso istituti di previdenza
sociale (€183 milioni); (ii) debiti verso fornitori gas relativi agli
importi da pagare a fronte dell’attivazione della clausola take-
or-pay (€90 milioni); (iii) i debiti verso controllate partecipanti al
consolidato fiscale (€9 milioni) per la remunerazione dei relativi
imponibili negativi.
La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti
non produce effetti significativi considerato il breve periodo di
tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza.
I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rap-
porti con parti correlate.
17 Debiti commerciali e altri debiti
18 Passività finanziarie
(€ milioni)
31.12.2022 31.12.2021
Debiti commerciali 11.682 8.770
Acconti e anticipi da partner per attività di esplorazione e produzione 35 48
Debiti per attività di investimento 237 210
Debiti verso altri 426 493
12.380 9.521
31.12.2022 31.12.2021
(€ milioni)
Passività
finanziarie
a breve
termine
Quote a
breve
di passività
finanziarie
a lungo
termine
Passività
finanziarie
a lungo
termine Totale
Passività
finanziarie
a breve
termine
Quote a
breve
di passività
finanziarie
a lungo
termine
Passività
finanziarie
a lungo
termine Totale
Banche 1.974 767 1.507 4.248 115 274 4.334 4.723
Obbligazioni ordinarie 2.114 13.548 15.662 880 15.289 16.169
Obbligazioni sustainability-linked 2 996 998 2 996 998
Obbligazioni convertibili 399 399
Altri finanziatori 12.148 3 12.151 5.751 5.751
14.122 2.883 16.054 33.059 5.866 1.555 20.619 28.040
Le passività finanziarie si analizzano come segue:
Eni ha sottoscritto contratti finanziari in formato sustainability-lin-
ked per un ammontare complessivo di €11.528 milioni legati al
raggiungimento di specifici obiettivi di sostenibilità e che contribu-
iscono al raggiungimento di determinati Obiettivi di Sviluppo So-
stenibile (SDG) delle Nazioni Unite, così composti: (i) linee di credito
committed per €8.100 milioni; (ii) finanziamenti per €1.300 milioni;
(iii) derivati per la copertura del rischio tasso per €1.128 milioni; (iv)
obbligazioni per €1.000 milioni.
Eni ha stipulato con la Banca Europea per gli Investimenti ac-
cordi di finanziamento 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 2022 i debiti finanziari soggetti
a queste clausole restrittive ammontano a €862 milioni. Eni ha
rispettato le condizioni concordate.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022422
(€ milioni)
Importo
nominale
Disaggio di emissione,
rateo di interesse
e altre rettifiche 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 15 1.015 EUR 2023 3,250
- Euro Medium Term Notes
1.000 11 1.011 EUR 2026 1,500
- Euro Medium Term Notes
1.000 3 1.003 EUR 2030 0,625
- Euro Medium Term Notes
1.000 3 1.003 EUR 2026 1,250
- Euro Medium Term Notes
1.000 10 1.010 EUR 2031 2,000
- Euro Medium Term Notes
900 900 EUR 2024 0,625
- Euro Medium Term Notes
800 2 802 EUR 2028 1,625
- Euro Medium Term Notes
750 11 761 EUR 2024 1,750
- Euro Medium Term Notes
750 8 758 EUR 2027 1,500
- Euro Medium Term Notes
650 4 654 EUR 2025 1,000
- Euro Medium Term Notes
600 (2) 598 EUR 2028 1,125
- Euro Medium Term Notes
750 (3) 747 EUR 2034 1,000
- Bond US
937 10 947 USD 2023 4,000
- Bond US
937 5 942 USD 2028 4,750
- Bond US
328 1 329 USD 2040 5,700
- Bond US
937 1 938 USD 2029 4,250
15.539 123 15.662
Obbligazioni sustainability-linked 1.000 (2) 998 EUR 2028 0,375
L’analisi dei prestiti obbligazionari al 31 dicembre 2022 è di seguito indicata:
Nell’ambito del programma di Euro Medium-Term Notes, Eni ha
emesso nel 2021 obbligazioni sustainability-linked per un am-
montare nominale complessivo di €1.000 milioni le cui obbliga-
zioni sono collegate al conseguimento di determinati obiettivi di
sostenibilità che riguardano: (i) il raggiungimento di capacità in-
stallata da fonti rinnovabili di 5 GW entro il 2025; (ii) 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.
Nel caso di mancato raggiungimento di uno dei due obiettivi gli
accordi prevedono un incremento del tasso di interesse.
Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto
mesi ammontano a €2.723 milioni, nel corso del 2022 non sono
state emesse nuove obbligazioni ordinarie.
Le passività finanziarie verso altri finanziatori di €12.151 milioni
comprendono essenzialmente i rapporti di conto corrente e i
depositi intrattenuti dalle società del Gruppo presso Eni SpA,
in particolare con Eni Finance International SA (€5.308 milio-
ni), Eni Global Energy Markets SpA (€2.450 milioni), Eni Rewind
SpA (€2.034 milioni), Eni Trade & Biofuels SpA (€359 milioni),
Eni Fuel SpA (€352 milioni), Floaters SpA (€334 milioni), LNG
Shipping SpA (€301 milioni), Eni Plenitude SpA Società Benefit
(€208 milioni). Le convenzioni in essere al 31 dicembre 2022
prevedono l’applicazione di un tasso nullo per i conti correnti;
per i depositi in euro viene applicato un tasso positivo pari allo
1,622%, un tasso positivo di 3,318% per i depositi in sterline e
un tasso positivo di 4,291% per i depositi in dollari.
423ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(€ milioni)
Passività finanziare
a breve termine
Passività finanziarie a lungo
termine e quote a breve
di passività finanziarie
a lungo termine
Passività per beni in leasing
a lungo termine e quota a
breve di passività per leasing
a lungo termine
Totale
Indebitamento
finanziario lordo
Valore al 31.12.2021 5.866 22.174 2.322 30.362
Variazioni monetarie 8.287 (3.437) (390) 4.460
Differenze cambio da conversione e da allineamento (41) 72 31
Altre variazioni non monetarie 10 128 328 466
Valore al 31.12.2022 14.122 18.937 2.260 35.319
31.12.2022 31.12.2021
(€ milioni)
Passività finanziarie
a lungo e quote a breve
di passività finanziarie
Tasso medio
(%)
Passività finanziarie
a lungo e quote a breve
di passività finanziarie
Tasso medio
(%)
Euro
15.782 1,78 19.204 1,40
Dollaro USA
3.155 4,48 2.970 4,48
18.937 22.174
(€ milioni)
31.12.2022 31.12.2021
Obbligazioni ordinarie 14.516 19.059
Obbligazioni convertibili 513
Obbligazioni sustainability-linked 826 1.050
Banche 2.157 4.640
Altri finanziatori 1
17.500 25.262
Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive della quota a breve, sono di seguito analizzate nella valuta in cui sono deno-
minate e con l’indicazione del tasso medio ponderato di riferimento:
Al 31 dicembre 2022, Eni dispone di linee di credito sustainabili-
ty-linked a lungo termine committed per €8.100 milioni (€5.000
milioni al 31 dicembre 2021), comprensivi delle quote a breve ter-
mine (€300 milioni), tutte non utilizzate. Questi contratti prevedo-
no un meccanismo di aggiustamento del costo del finanziamento
collegato al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità.
Al 31 dicembre 2022 non risultano inadempimenti di clausole
contrattuali connesse a contratti di finanziamento.
La valutazione al fair value delle passività finanziarie a breve termi-
ne non produce effetti significativi considerato il breve periodo di
tempo intercorrente tra il sorgere del debito, la sua scadenza e le
condizioni di remunerazione.
Il fair value dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi del-
la quota a breve termine, ammonta a €17.500 milioni e si analiz-
za come segue:
Per i prestiti obbligazionari, il fair value è determinato utiliz-
zando le quotazioni di mercato ed è, pertanto, categorizzato
nel livello 1 della relativa gerarchia.
Il fair value dei finanziamenti verso banca è stato determinato
sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri adot-
tando tassi di attualizzazione per l’euro compresi tra l’1,84%
e il 3,25% (tra il -0,57% e lo 0,40% al 31 dicembre 2021) e per
il dollaro USA compresi tra il 3,30% e 5,12% (tra lo 0,21% e
l’1,71% al 31 dicembre 2021). La gerarchia del fair value è di
livello 2.
I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 –
Rapporti con parti correlate.
19 Variazioni delle passività finanziarie derivanti da attività di finanziamento
Di seguito è fornita una riconciliazione delle passività finanziarie derivanti dall’attività di finanziamento, che evidenzia le variazioni
di tali passività:
Le altre variazioni comprendono gli incrementi delle passività per leasing connessi con le nuove attivazioni di contratti e la revisione
dei precedenti.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022424
20 Analisi dell’indebitamento finanziario netto
21 Fondi per rischi e oneri
(€ milioni) 31.12.2022 31.12.2021
A. Disponibilità liquide 1.011 1.310
B. Mezzi equivalenti a disponibilità liquide 6.617 5.320
C. Altre attività finanziarie correnti 11.357 10.047
D. Liquidità (A+B+C) 18.985 16.677
E. Debito finanziario corrente 16.238 7.147
F. Quota corrente del debito finanziario non corrente 1.140 657
G. Indebitamento finanziario corrente (E+F) 17.378 7.804
H. Indebitamento finanziario corrente netto (G-D) (1.607) (8.873)
I. Debito finanziario non corrente 3.397 6.273
J. Strumenti di debito 14.544 16.285
K. Debiti commerciali e altri debiti
L. Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K) 17.941 22.558
M. Totale Indebitamento finanziario (H+L) 16.334 13.685
Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono circa
€42 milioni soggetti a misure di pignoramento da parte di terzi e di
vincoli relativi al pagamento di debiti.
Le altre attività finanziarie correnti comprendono: (i) le attività finan-
ziarie valutate al fair value con effetti a conto economico commen-
tate alla nota n. 6 – Attività finanziarie valutate al fair value con effetti
a conto economico; (ii) i crediti finanziari non strumentali all’attività
operativa commentati alla nota n. 15 – Altre attività finanziarie.
La composizione delle voci relative ai debiti finanziari correnti e non
correnti è indicata alla nota n. 18 – Passività finanziarie.
La quota corrente del debito finanziario non corrente e il debito
finanziario non corrente comprendono passività per beni in le-
asing rispettivamente per €373 milioni e €1.887 milioni (rispet-
tivamente €383 milioni e €1.939 milioni al 31 dicembre 2021).
(€ milioni)
Fondo smantellamento
e ripristino siti
e social project
Fondo rischi e oneri
ambientali
Fondo oneri
per contratti onerosi
Fondo rischi
per contenziosi
Fondo oneri
per cessione
Agricoltura SpA
Altri fondi per rischi
ed oneri
Totale
Valore al 31.12.2021 3.137 679 431 133 131 481 4.992
Rilevazione iniziale e variazioni di stima 127
127
Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo 44
44
Accantonamenti 334 459 491 7
211 1.502
Utilizzi a fronte oneri (137) (180) (310) (1)
(42) (670)
Utilizzi per esuberanza (5) (22) (67) (6)
(12) (112)
Altre variazioni (9) 4
(217) (222)
Valore al 31.12.2022 3.491 936 58 617 138 421 5.661
425ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(€ milioni)
31.12.2022 31.12.2021
Piani a benefici definiti:
- TFR 102 133
- Piani esteri a benefici definiti 1 2
- Fisde e altri 72 94
175 229
Altri fondi per benefici ai dipendenti 166 164
341 393
Il fondo smantellamento e ripristino siti e social project di
€3.491 milioni accoglie: (i) i costi che si presume di sostenere
al termine dell’attività di produzione di idrocarburi per la chiusu-
ra mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino
siti (€2.435 milioni). Il tasso di attualizzazione utilizzato è com-
preso tra il 2,37% e il 2,46%; il periodo previsto degli esborsi
è 2023-2065; (ii) la rilevazione di social project a fronte degli
impegni assunti con le autorità regionali (€680 milioni); (iii) la
stima dei costi di decommissioning di linee produttive e strut-
ture logistiche ausiliarie di raffinazione (€376 milioni).
Il fondo rischi e oneri ambientali di €936 milioni riguarda principal-
mente: (i) gli oneri ambientali a fronte delle garanzie rilasciate a
Eni Rewind SpA all’atto della cessione delle partecipazioni in Agri-
coltura SpA e in Singea SpA (€476 milioni); (ii) i rischi a fronte degli
interventi di bonifica del suolo e del sottosuolo da attuare nelle
stazioni di servizio (€162 milioni), negli impianti per l’estrazione di
idrocarburi (€110 milioni), nei depositi e negli impianti di produzio-
ne di lubrificanti (€56 milioni), negli impianti di raffinazione (€14
milioni); (iii) la stima degli oneri ambientali, compresi gli oneri per
la bonifica delle acque di falda, connessi agli accordi con Erg SpA
per il conferimento a Erg Raffinerie Mediterranee SpA della raffi-
neria e della centrale elettrica di Priolo (€90 milioni); (iv) gli oneri
ambientali riferibili ad altri siti non operativi (€26 milioni).
Il fondo per contratti onerosi di €58 milioni riguarda gli oneri
che si prevede di sostenere per contratti i cui costi di esecu-
zione sono divenuti superiori ai benefici derivanti dal contrat-
to stesso.
Il fondo rischi per contenziosi di €617 milioni accoglie gli oneri
previsti a fronte di contenziosi in sede giudiziale e stragiudi-
ziale, correlati a contestazioni contrattuali e procedimenti di
natura commerciale, anche in sede arbitrale, sanzioni per pro-
cedimenti antitrust e di altra natura.
Il fondo oneri per cessione Agricoltura SpA di €138 milioni si
riferisce agli oneri, differenti da quelli ambientali rilevati nel fon-
do rischi e oneri ambientali, a fronte di garanzie rilasciate ad
Eni Rewind SpA all’atto della cessione della partecipazione in
Agricoltura SpA.
Gli altri fondi di €421 milioni comprendono: (i) gli oneri relativi
ai contenziosi con l’Amministrazione Finanziaria per imposte
indirette (€93 milioni); (ii) gli oneri sociali e il trattamento di fine
rapporto connesso ai piani di incentivazione monetaria differi-
ta, di lungo termine e azionaria (€32 milioni); (iii) gli oneri relativi
alla maggiorazione dei premi assicurativi che saranno liquidati
nei prossimi cinque esercizi alla Mutua Assicurazione Everen
Ltd (ex OIL Insurance Ltd) a cui Eni partecipa insieme ad altre
compagnie petrolifere (€15 milioni).
22 Fondi per benefici ai dipendenti
L’ammontare delle passività relative agli impegni Eni di copertura
delle spese sanitarie del personale è determinato considerando, tra
l’altro, i contributi versati dall’azienda.
Gli altri fondi per benefici ai dipendenti di €166 milioni riguardano es-
senzialmente gli incentivi monetari differiti per €91 milioni, il contratto
di espansione per €62 milioni e i premi di anzianità per €13 milioni.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022426
I fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attuariali, si analizzano come di seguito indicato:
2022 2021
(€ milioni)
TFR
Piani esteri
a benefici
definiti
FISDE e altri
Totale piani
a benefici
definiti
Altri fondi
per benefici
ai dipendenti
Totale
TFR
Piani esteri
a benefici
definiti
FISDE e altri
Totale piani
a benefici
definiti
Altri fondi
per benefici
ai dipendenti
Totale
Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio 133 23 94 250 164 414 159 23 97 279 117 396
Costo corrente 1 2 3 33 36 1 2 3 34 37
Interessi passivi 1 1 2 2
Rivalutazioni: (13) (1) (21) (35) (7) (42) (1) 1 (1) (1) (2) (3)
- Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi
demografiche
(1) (3) (4) (4)
- Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi
finanziarie
(17) (4) (22)
(43) (7) (50)
(1) 3 2 2 4
- Effetto dell'esperienza passata 4 3 1 8 8 1 1 (1) 1 (4) (3)
Costo per prestazioni passate 45 45 77 77
Benefici pagati (20) (4) (24) (50) (74) (25) (2) (4) (31) (20) (51)
Altre variazioni 1 1 (19) (18) (42) (42)
Valore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio (a) 102 23 72 197 166 363 133 23 94 250 164 414
Attività a servizio del piano all'inizio dell'esercizio 22 22 22 21 21 21
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
Benefici pagati (2) (2) (2)
Attività a servizio del piano alla fine dell'esercizio (b) 23 23 23 22 22 22
Massimale di attività/passività onerosa all'inizio dell'esercizio 1 1 1 1 1 1
Modifiche nel massimale di attività/passività onerosa
Massimale di attività/passività onerosa alla fine dell'esercizio (c) 1 1 1 1 1 1
Passività netta rilevata in bilancio (a-b+c) 102 1 72 175 166 341 133 2 94 229 164 393
(€ milioni) TFR
Piani esteri
a benefici
definiti FISDE e altri
Totale piani a
benefici definiti
Altri fondi
per benefici
ai dipendenti Totale
2022
Costo corrente 1 2 3 33 36
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione 45 45
Interessi passivi (attivi) netti:
- Interessi passivi sull'obbligazione 1 1 2 2
Totale interessi passivi (attivi) netti 1 1 2 2
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari" 1 1 2 2
Rivalutazioni dei piani a lungo termine (7) (7)
Totale 1 1 3 5 71 76
- di cui rilevato nel "Costo lavoro" 1 2 3 71 74
- di cui rilevato nei "Proventi (oneri) finanziari" 1 1 2 2
2021
Costo corrente 1 2 3 34 37
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione 77 77
Totale interessi passivi (attivi) netti - - -
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) finanziari"
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 2023.
I costi relativi alle passività per benefici verso i dipendenti, va-
lutati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si
analizzano come segue:
427ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Le variazioni dei piani a benefici definiti rilevate tra le altre componenti dell’utile complessivo si analizzano come di seguito indicato:
2022 2021
(€ milioni) TFR
Piani
esteri
a benefici
definiti
FISDE e
altri
Totale
piani a
benefici
definiti TFR
Piani
esteri
a benefici
definiti
FISDE e
altri
Totale
piani a
benefici
definiti
Rivalutazioni:
- Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche (1) (3) (4)
- Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie (17) (4) (22) (43) (1) 3 2
- Effetto dell'esperienza passata 4 3 1 8 1 1 (1) 1
- Rendimento delle attività a servizio del piano (2) (2)
(13) (1) (21) (35) (1) (1) (1) (3)
Le attività al servizio del piano si analizzano come segue:
Le principali ipotesi attuariali adottate sono di seguito indicate:
(€ milioni) 31.12.2022 31.12.2021
Attività a servizio del piano:
- con prezzi quotati in mercati attivi 23 22
23 22
TFR
Piani esteri
a benefici
definiti FISDE e altri
Altri fondi
per benefici
ai dipendenti
2022
Tassi di sconto (%) 3,7 3,5 3,7 3,4 - 3,7
Tasso di inflazione (%) 2,4 1,9 2,4 2,4
Aspettativa di vita all'età di 65 anni anni 24
2021
Tassi di sconto (%) 1,0 0,9 1,0 0,0 - 1,0
Tasso di inflazione (%) 1,8 1,5 1,8 1,8
Aspettativa di vita all'età di 65 anni anni 24
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022428
Gli effetti derivanti da una modifica ragionevolmente possibile delle principali ipotesi attuariali alla fine dell’esercizio sono di seguito
indicati:
Tasso di sconto
Tasso
di inflazione
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%
31.12.2022
Effetto sull'obbligazione (DBO):
TFR (3) 3 2
Piani esteri a benefici definiti … … … …
Fisde e altri (4) 4 4
Altri fondi per benefici ai dipendenti (1) 1 …
31.12.2021
Effetto sull'obbligazione (DBO):
TFR (4) 5 3
Piani esteri a benefici definiti … … … …
Fisde e altri (6) 7 7
Altri fondi per benefici ai dipendenti (3) 1 1
L’analisi di sensitività è stata eseguita sulla base dei risultati del-
le analisi effettuate per ogni piano elaborando le valutazioni con
i parametri modificati.
L’ammontare dei contributi che si prevede di versare ai piani
per benefici ai dipendenti nell’esercizio successivo ammon-
ta a €65 milioni, di cui €13 milioni relativi ai piani a benefici
definiti.
Il profilo di scadenza delle obbligazioni per piani a benefici ai di-
pendenti è di seguito indicato:
(€ milioni) TFR
Piani esteri
a benefici
definiti Fisde e altri
Altri fondi
per benefici
ai dipendenti
31.12.2022
2023 9 … 4 52
2024 8 … 4 51
2025 9 … 4 46
2026 10 … 4 11
2027 9 … 4 4
Oltre il 2027 57 … 52 9
Durata media ponderata
anni
6,7 10,0 12,3 2,3
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
429ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
31.12.2022 31.12.2021
(€ milioni)
Fair value
attivo
Fair value
passivo
Fair value
attivo
Fair value
passivo
Contratti derivati non di copertura
Contratti su valute
- Currency swap 112 136 127 40
- Outright 28 22 17 14
- Interest currency swap 134 144 37 32
274 302 181 86
Contratti su interessi
- Interest rate swap 117 96 53 53
117 96 53 53
Contratti su merci
- Over the counter 13.854 13.155 13.879 15.787
- Future 9 6 5 3
- Opzioni vendute 2
- Opzioni acquistate 2
- Altri 80 55
13.865 13.243 13.884 15.845
14.256 13.641 14.118 15.984
Contratti derivati cash flow hedge
Over the counter 1.093 770 391 1.102
1.093 770 391 1.102
Totale contratti derivati 15.349 14.411 14.509 17.086
Di cui:
- correnti 12.768 12.489 12.603 15.220
- non correnti 2.581 1.922 1.906 1.866
23 Strumenti finanziari derivati e Hedge Accounting
Il fair value degli strumenti finanziari derivati è calcolato sulla
base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider;
per gli strumenti non quotati, sulla base di tecniche di valuta-
zione generalmente adottate in ambito finanziario.
Per ulteriori informazioni sulle valutazioni al fair value, si rinvia
alla nota n. 26 – Garanzie, impegni e rischi.
Gli strumenti finanziari di copertura si analizzano come segue:
31.12.2022 31.12.2021
(€ milioni)
Valore nominale
dello strumento
di copertura
Variazione
fair value
efficace
Variazione
fair value
inefficace
Valore nominale
dello strumento
di copertura
Variazione
fair value
efficace
Variazione
fair value
inefficace
Contratti derivati cash flow hedge
Contratti su merci 3.347 (2.021) (185) (2.441) (1.320) 102
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022430
Di seguito è fornita l’analisi degli oggetti coperti distintamente per tipologia di rischio nell’ambito di coperture cash flow hedge:
31.12.2022 31.12.2021
(€ milioni)
Variazione di valore
cumulata dell’oggetto
coperto utilizzata per il
calcolo dell’inefficacia
delle coperture
Riserva cash
flow hedge
Rigiro a conto
economico
Variazione di valore
cumulata dell’oggetto
coperto utilizzata per il
calcolo dell’inefficacia
delle coperture
Riserva cash
flow hedge
Rigiro a conto
economico
Cash flow hedge
Rischio prezzo commodity
- Vendite programmate 1.890 1.435 (4.250) 400 (748) (529)
Eni è esposta alle fluttuazioni del prezzo delle materie prime e
dei prodotti di base, dei tassi di interesse e di cambio. Per la ge-
stione di tali rischi, Eni utilizza strumenti derivati negoziati nei
mercati organizzati, MTF, OTF e strumenti derivati negoziati sui
circuiti Over the Counter (in particolare contratti swap, forward,
Contracts for Differences e opzioni su commodity).
Ai fini della qualificazione dell’operazione come di copertura è
verificata l’esistenza di una relazione economica tra l’oggetto
coperto e lo strumento di copertura tale da operare la compen-
sazione delle relative variazioni di valore e che tale capacità di
compensazione non sia inficiata dal livello del rischio di credito
di controparte.
Il rapporto di copertura tra gli oggetti coperti e lo strumento di
copertura, cd. hedge ratio, è definito in modo coerente con le
strategie e gli obiettivi specifici di risk management definiti; le re-
lazioni di copertura sono discontinuate in presenza di modifiche
Gli altri oneri operativi netti di €6.325 milioni (oneri operativi netti
di €2.278 milioni nel 2021) riguardano essenzialmente la rileva-
zione a conto economico degli effetti relativi al regolamento e
Gli strumenti finanziari su cambi comprendono la gestione del ri-
schio di cambio implicito nella formula di prezzo delle commodity.
delle condizioni di riferimento tali da rendere le operazioni poste
in essere non più coerenti con la strategia di copertura.
La variazione del fair value degli strumenti derivati di copertura
rilevata nella riserva cash flow è indicata alla nota n. 25 – Patri-
monio netto. Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertu-
ra e alle politiche di hedging sono indicate alla nota 26 – Garan-
zie, impegni e rischi.
L’esposizione al rischio di cambio derivante dai titoli denominati
in dollari USA (€2.723 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 €107 milioni nel corso del 2022) che maturano su una por-
zione dei prestiti obbligazionari in dollari USA (€2.684 milioni).
Maggiori informazioni sono fornite alla nota n. 26 – Garanzie,
impegni e rischi – Gestione dei rischi finanziari.
alla valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati su
commodity in parte privi dei requisiti formali per essere trattati
in base all’hedge accounting.
I costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rap-
porti con parti correlate.
(€ milioni) 2022 2021
Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati non di copertura (6.140) (2.380)
Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge (185) 102
(6.325) (2.278)
EFFETTI RILEVATI NEGLI ALTRI PROVENTI (ONERI) OPERATIVI
EFFETTI RILEVATI NEI PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
(€ milioni) 2022 2021
Strumenti finanziari derivati su valute 217 (194)
Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse 17 (7)
234 (201)
431ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(€ milioni)
31.12.2022 31.12.2021
Capitale sociale 4.005 4.005
Riserva legale 959 959
Azioni proprie acquistate (2.937) (958)
Riserva azioni proprie in portafoglio 2.937 958
Altre riserve di capitale: 9.629 10.368
Riserve di rivalutazione: 9.188 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 7.439 9.839
- Legge n. 342/2000 liberata ex art. 2445 cc 1.661
- Legge n. 448/2001 43 43
Riserva adeguamento patrimonio netto Legge n. 292/1993 378 378
Riserva conferimenti Leggi n. 730/1983, 749/1985, 41/1986 63 63
Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale 1.020 (531)
Riserva fair value partecipazioni minoritarie (8) (11)
Riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale (32) (56)
Riserva IFRS 10 e 11 (114) (2)
Altre riserve: 26.658 23.632
Riserve di utili: 26.631 23.610
- Riserva disponibile 25.489 22.468
- 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 27 22
Obbligazioni subordinate perpetue 5.000 5.000
Utile dell'esercizio 5.403 7.675
52.520 51.039
24 Attività destinate alla vendita
25 Patrimonio netto
Le attività destinate alla vendita di €82 milioni (€3 milioni nel 2021)
si riferiscono principalmente: (i) alla partecipazione in SeaCorridor
S.r.l. (ex Eni Corridor Srl) per €66 milioni, la Società detiene le par-
tecipazioni operanti sui due gruppi di gasdotti internazionali che
collegano l’Algeria all’Italia. In data 10 gennaio 2023, si è perfezio-
nata la cessione a Snam del 49,9% della Società; (ii) alla parteci-
pazione in Servizio Fondo Bombole Metano SpA per €14 milioni; in
data 1° gennaio 2023 si è perfezionata la cessione ad Acquirente
Unico S.p.A.; il corrispettivo, pari a €14,6 milioni, è stato incassato
a dicembre 2022.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022432
Al 31 dicembre 2022, il capitale sociale di Eni è costituito da n.
3.571.487.977 azioni ordinarie. La distribuzione per azionario è
articolata come segue: (i) n. 157.552.137 azioni, pari al 4,41%,
di proprietà del Ministero dell’Economia e delle Finanze; (ii) n.
936.179.478 azioni, pari al 26,21%, di proprietà della Cassa De-
positi e Prestiti SpA; (iii) n. 226.097.834 azioni, pari al 6,33%, di
proprietà di Eni; (iv) n. 2.251.658.528 azioni, pari al 63,05%, di
proprietà di altri azionisti. Secondo quanto dispone l’art. 172,
comma 5, del D.P.R. n. 917/1986, le riserve di rivalutazione iscrit-
te a seguito delle incorporazioni avvenute in esercizi precedenti
di Snam SpA, Somicem SpA ed Enifin SpA di complessivi €474
milioni e dalle stesse imputate in aumento del proprio capitale
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 fini del raggiungimento del limite
Al 31 dicembre 2022, le azioni proprie acquistate ammontano
a €2.937 milioni (€958 milioni al 31 dicembre 2021), e sono
rappresentate da n. 226.097.834 azioni ordinarie. L’Assemblea,
nelle sedute del 13 aprile 2017 e del 13 maggio 2020, ha ap-
provato 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 fino a un massimo di 11 milioni di azioni pro-
prie al servizio del Piano 2017-2019 e di 20 milioni di azioni pro-
Le altre riserve di capitale di €9.629 milioni riguardano:
• riserve di rivalutazione: €9.188 milioni. Accolgono l’impu-
tazione, al netto della relativa imposta sostitutiva quando
dovuta, dei saldi attivi risultanti dalle rivalutazioni moneta-
rie consentite dalle diverse leggi che si sono succedute nel
tempo. Parte delle riserve (€8.001 milioni) derivano dalle ri-
costituzioni delle corrispondenti riserve risultanti dai bilanci
La riserva azioni proprie in portafoglio di €2.937 milioni (€958
milioni al 31 dicembre 2021) è a fronte del valore di iscrizione
n. 226.097.834 azioni ordinarie acquistate fino al 31 dicembre
sociale devono considerarsi trasferite per effetto della fusione
nel capitale sociale di Eni e concorreranno alla formazione del
reddito imponibile ai soli fini IRES in caso di riduzione del capi-
tale sociale per rimborso ai soci. Alla formazione dell’importo di
€474 milioni concorrono, perché precedentemente imputate ad
aumento del capitale sociale, le seguenti riserve: (i) per Snam, le
riserve di rivalutazione: (a) Legge n. 576/1975 di €258 milioni, (b)
Legge n. 72/1983 di €70 milioni, (c) Legge n. 413/1991 di €137
milioni, (d) Legge n. 342/2000 di €8 milioni; (ii) per Somicem, la
riserva di rivalutazione Legge n. 576/1975 di €0,05 milioni; (iii)
per Enifin SpA, la riserva di rivalutazione Legge n. 576/1975 di
€0,8 milioni.
CAPITALE SOCIALE
RISERVA LEGALE
AZIONI PROPRIE ACQUISTATE
ALTRE RISERVE DI CAPITALE
RISERVA AZIONI PROPRIE IN PORTAFOGLIO
fissato dall’art. 2430 del Codice civile (“il quinto del capitale
sociale”). La riserva legale, anche al netto della differenza di
conversione, ha raggiunto il quinto del capitale sociale richiesto
dall’art. 2430 c.c.
prie al servizio del Piano 2020-2022. Nell’esercizio 2022, sono
state acquistate n. 195.550.084 azioni proprie per un contro-
valore complessivo di €2.400 milioni, sono state cancellate n.
34.106.871 azioni proprie per un controvalore complessivo di
€400 milioni e sono state assegnate a titolo gratuito ai dirigenti
del Gruppo Eni n. 1.183.552 azioni proprie per un controvalore
complessivo di €21 milioni, a seguito della conclusione del Pe-
riodo di Vesting come previsto dal “Piano di Incentivazione di
Lungo Termine 2017-2019”.
delle società incorporate effettuate in conformità al dispo-
sto dell’art. 172, comma 5, del D.P.R. n. 917/1986. Queste
riserve sono in sospensione di imposta ai soli fini IRES. L’As-
semblea dell’11 maggio 2022 ha deliberato la possibilità di
utilizzare le riserve disponibili di Eni SpA a titolo e in luogo
del pagamento del dividendo dell’esercizio 2022, stabilito in
€0,88 per azione da regolarsi in 4 tranches di pari importo (a
2022 in esecuzione di deliberazioni dell’Assemblea degli Azioni-
sti mediante l’utilizzo di altre riserve disponibili. La riserva risulta
indisponibile fintanto che le azioni proprie saranno in portafoglio.
433ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Derivati di copertura Cash flow hedge
(€ milioni) Riserva lorda Effetto Fiscale Riserva netta
Riserva al 31 dicembre 2021 (748) 217 (531)
Variazione dell'esercizio (2.021) 585 (1.436)
Rigiro a conto economico 4.250 (1.230) 3.020
Rigiro a rettifica rimanenze
(46) 13 (33)
Riserva al 31 dicembre 2022 1.435 (415) 1.020
settembre, novembre, marzo, maggio). Inoltre, l’Assemblea
ha approvato, per l’attuazione della Politica di Remunerazio-
ne, la riduzione – con le modalità e nei termini di cui all’art.
2445 del codice civile così come richiamato dall’art. 13 della
Legge n. 342/2000 – della “Riserva di rivalutazione Legge
n. 342/2000” per €2.400 milioni. Il CdA di Eni del 27 ottobre
2022, verificata la sussistenza delle condizioni di legge ai
fini della distribuzione, ne ha approvato l’utilizzo ai fini della
distribuzione della seconda tranche per €739 milioni; per-
tanto, la riserva di rivalutazione ex L. 342/2000, per la quale
sono state esperite le modalità previste dall’art. 2445 c.c., al
31 dicembre 2022 residua in €1.661 milioni di euro;
• riserva adeguamento patrimonio netto Legge n. 292/1993:
€378 milioni. Accoglie la riclassifica della Riserva per acqui-
sto azioni proprie a seguito della scadenza dell’autorizzazio-
ne dell’Assemblea degli azionisti per l’acquisto di azioni pro-
prie (€378 milioni) avvenuta nel 2015. La riserva trae origine
dall’adeguamento del patrimonio netto previsto dalla legge
citata per gli enti trasformati in società per azioni effettuato
nel 1995. Nel 2012 la riserva era stata interamente utilizzata
imputandola alla “Riserva per acquisto azioni proprie”;
• riserva conferimenti Leggi n. 730/1983, 749/1985, 41/1986:
€63 milioni. Accoglie i rimborsi effettuati dal Ministero
dell’Economia e delle Finanze sulla base delle Leggi citate
che hanno autorizzato Eni a contrarre mutui con la Banca
Europea degli Investimenti (Leggi n. 730/1983 e 41/1986) e
a emettere il prestito obbligazionario Eni 1986/1995 (Legge
n. 749/1985) con ammortamento a carico dello Stato.
La riserva positiva di €1.020 milioni riguarda la riserva per la va-
lutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati di coper-
La riserva valutazione di piani a benefici definiti, negativa di
€32 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-
RISERVA FAIR VALUE STRUMENTI FINANZIARI DERIVATI CASH FLOW HEDGE AL NETTO
DELL’EFFETTO FISCALE
RISERVA VALUTAZIONE DI PIANI A BENEFICI DEFINITI PER I DIPENDENTI AL NETTO
DELL’EFFETTO FISCALE
tura cash flow hedge stipulati da Global Gas & LNG Portfolio al
netto del relativo effetto fiscale, come di seguito indicato:
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.
La riserva fair value partecipazioni minoritarie, negativa per €8 milioni, riguarda essenzialmente la valutazione del fair value della
partecipazione in BANCA UBAE SPA.
RISERVA FAIR VALUE PARTECIPAZIONI MINORITARIE
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022434
La riserva negativa di €114 milioni si è costituita a seguito
dell’adozione, con efficacia 1° gennaio 2014, delle disposi-
zioni dei principi contabili internazionali IFRS 10 e IFRS 11
che hanno comportato il consolidamento proporzionale delle
società controllate congiuntamente classificate come joint
operation. La riserva pertanto deriva dal processo di conso-
RISERVA IFRS 10 E 11
lidamento proporzionale della partecipazione in Raffineria di
Milazzo Scarl e accoglie essenzialmente la differenza tra il
valore delle partecipazioni classificate come joint operation,
oggetto di eliminazione nel processo di consolidamento, e la
frazione corrispondente dell’attivo e passivo della joint ope-
ration rilevata.
Le altre riserve di €26.658 milioni riguardano:
le riserve di utili per €26.631 milioni:
• riserva disponibile: €25.489 milioni, si incrementa di €3.021 mi-
lioni per effetto dell’attribuzione dell’utile 2021 (€6.265 milioni),
in esecuzione della delibera dell’Assemblea ordinaria del 11
maggio 2022. La riserva inoltre si decrementa principalmen-
te per effetto: (i) della distribuzione agli azionisti della prima
tranche del dividendo dell’esercizio 2022 di €0,22 per azione
deliberato dal Consiglio di Amministrazione in data 28 luglio
2022 (€761 milioni). L’Assemblea dell’11 maggio ha delibera-
to la possibilità di utilizzare le riserve disponibili di Eni SpA, ivi
inclusa la riserva di rivalutazione ex L. 342/2000, a titolo e in
luogo del pagamento del dividendo dell’esercizio 2022, stabili-
to in €0,88 per azione da regolarsi in 4 tranches di pari importo
(a settembre, novembre, marzo, maggio) e ha deliberato altresì
la delega al Consiglio di Amministrazione a dare attuazione
alle deliberazioni di cui sopra, accertando di volta in volta l’in-
sussistenza di ragioni ostative ai fini della distribuzione avuto
riguardo al complessivo contesto di riferimento in cui opera
la Società nonché alla situazione economica, patrimoniale e
finanziaria della Società e del Gruppo Eni risultante dai dati
contabili e dalle previsioni per l’intero esercizio; (ii) dell’impu-
tazione a specifica riserva indisponibile a fronte degli acquisti
delle azioni proprie effettuati per pari importi vincolati fintanto
che le azioni proprie saranno in portafoglio (€2.400 milioni);
• 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 riclassifica della “Riserva
per acquisto azioni proprie” a seguito della scadenza dell’auto-
rizzazione dell’Assemblea degli Azionisti per l’acquisto di azio-
ni proprie (€607 milioni) avvenuta nel 2015. Nel luglio 2012 la
ALTRE RISERVE
riserva, che traeva origine dagli avanzi di fusione derivanti dalle
incorporazioni di società, era stata interamente utilizzata im-
putandola alla “Riserva per acquisto azioni proprie”. Alla riserva
è attribuita la natura di riserva di utili;
• riserva da contributi in c/capitale art. 88 D.P.R. n. 917/1986:
€412 milioni. Accoglie: (i) ai sensi dell’art. 173, comma 9, del
D.P.R. n. 917/1986, la ricostituzione per la parte relativa al pa-
trimonio netto scisso delle riserve risultanti dal bilancio 2003
dell’Italgas SpA in sospensione d’imposta in quanto costituite
con contributi in conto capitale incassati fino all’esercizio 1988
(€43 milioni); (ii) ai sensi dell’art. 172, comma 5, del D.P.R. n.
917/1986, la ricostituzione delle corrispondenti riserve risultanti
dagli ultimi bilanci delle società incorporate relative ai contribu-
ti in conto capitale per la parte accantonata in sospensione di
imposta ai soli fini IRES in conformità alle diverse formulazioni
dell’art. 88 del D.P.R. n. 917/86 che si sono succedute nel tempo;
• riserva art. 14 Legge n. 342/2000: €74 milioni. Accoglie il rial-
lineamento dei valori fiscalmente riconosciuti ai maggiori va-
lori civilistici delle immobilizzazioni materiali per le quali erano
stati stanziati ammortamenti anticipati in sede di attribuzione
dell’utile dell’esercizio 1999. La riserva è stata costituita riclas-
sificando la “Riserva ammortamenti anticipati ex art. 67 D.P.R.
n. 917/1986” per la parte da considerarsi in sospensione di im-
posta ai fini IRES;
• riserva plusvalenze da realizzo titoli azionari Legge n. 169/1983:
€19 milioni. Accoglie la ricostituzione, ai sensi dell’art. 172,
comma 5, del D.P.R. n. 917/1986, della corrispondente riserva
dell’incorporata Agip relativa alle plusvalenze in sospensione
d’imposta ai fini IRES realizzate nel 1986 a fronte di cessioni
di partecipazioni;
• riserva art. 13 D.Lgs. n. 124/1993: €1 milione. Accoglie, ai sen-
si dell’art. 13 del D.Lgs. n. 124/1993, la quota dell’utile dell’e-
sercizio attribuito dalle assemblee in misura pari al 3% dello
stanziamento al trattamento di fine rapporto versato nel corso
dell’esercizio ai fondi pensione Fopdire e Fondenergia ai quali
435ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
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) emis-
sione perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di €1,5 mi-
liardi con periodo di “non-call” di 5,25 anni, con un prezzo di
re-offer del 99,403% e una cedola annua del 2,625% fino alla
prima data di reset prevista il 13 gennaio 2026. A partire da
tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso anticipato entro
la prima data di reset, che coincide con l’ultimo giorno di rim-
borso 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 ibri-
da dell’ammontare di €1,5 miliardi con periodo di “non-call” di 9
anni, con un prezzo di re-offer del 100% e una cedola annua del
3,375% fino alla prima data di reset prevista il 13 ottobre 2029.
A partire da tale data, qualora non sia avvenuto il rimborso an-
ticipato entro la prima data di reset, che coincide con l’ultimo
giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione paga interessi
annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento
incrementato di un margine iniziale di 364,1 punti base, incre-
mentato 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 su-
bordinata ibrida dell’ammontare di €1 miliardo con periodo di
“non-call” di 6 anni, con un prezzo di re-offer del 100% e una ce-
dola annua del 2,000% fino alla prima data di reset prevista l’11
maggio 2027. A partire da tale data, qualora non sia avvenuto
il rimborso anticipato entro la prima data di reset, che coinci-
de con l’ultimo giorno di rimborso anticipato, tale obbligazione
paga interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni
di riferimento incrementato di un margine iniziale di 220,4 punti
base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a
partire dall’11 maggio 2032 e di un successivo aumento di ul-
teriori 75 punti base a partire dall’11 maggio 2047; (iv) emissio-
ne perpetua subordinata ibrida dell’ammontare di €1 miliardo
con periodo di “non-call” di 9 anni, con un prezzo di re-offer del
99,607% e una cedola annua del 2,750% fino alla prima data di
reset prevista l’11 maggio 2030. A partire da tale data, qualora
non sia avvenuto il rimborso 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 277,1 punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25
punti base a partire dall’11 maggio 2035 e di un successivo au-
mento di ulteriori 75 punti base a partire dall’11 maggio 2050.
OBBLIGAZIONI SUBORDINATE PERPETUE
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 rappresenta la ricostituzione, ai sensi
dell’art. 172, comma 5, del D.P.R. n. 917/1986, delle corrispon-
denti riserve delle incorporate AgipPetroli, Snam, EniData, Eni-
Tecnologie, Enifin, AgipFuel e Praoil. La riserva è in sospensio-
ne d’imposta ai soli fini IRES.
La riserva Piano di Incentivazione di Lungo Termine azionario: €27
milioni. Accoglie gli effetti dei Piani di Incentivazione di Lungo Ter-
mine 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 relazione ai dipendenti Eni
(€17 milioni) e in contropartita alla voce partecipazioni (€10 milio-
ni) in relazione ai dipendenti a ruolo delle società controllate.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022436
(€ milioni) Importo
Possibilità
di utilizzazione
Quota diponibile per la
distribuzione ai soci
Capitale sociale 4.005
Riserva legale 959 B
Riserve di capitale 9.629 9.629
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
(*)
7.439 A,B,C 7.439
Riserva di rivalutazione - Legge n. 342/2000 liberata ex art. 2445 c.c. 1.661 A,B,C 1.661
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 27.524
Riserve di utili : 26.631 26.631
- Riserva disponibile 25.489 A,B,C 25.489
- 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 27 B
Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale 1.020 B
Riserva fair value partecipazioni minoritarie (8)
Riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale (32)
Riserva IFRS 10 e 11 (114) -
Riserva azioni proprie in portafoglio (2.937) -
Azioni proprie acquistate 2.937 -
Obbligazioni subordinate perpetue 5.000 -
Utile dell'esercizio 5.403
52.520
Legenda: A) disponibile per aumento capitale; B) disponibile per copertura perdite; C) disponibile per distribuzione ai soci.
(*) La distribuzione ai soci presuppone l’osservanza delle disposizioni dei commi secondo e terzo dell’articolo 2445 del Codice civile.
Di seguito la classificazione del patrimonio netto in relazione alla possibilità di utilizzazione:
Il patrimonio netto comprende riserve soggette a tassazione
in caso di distribuzione. In tal caso sarebbero dovute impo-
ste per circa €0,81 miliardi salvo l’utilizzo di perdite fiscali di-
sponibili. Le riserve vincolate a fronte di rettifiche di valore ed
accantonamenti dedotti ai soli fini fiscali ammontano a €0,5
miliardi. Le riserve che possono essere distribuite senza con-
correre alla formazione del reddito imponibile ammontano a
€30,98 miliardi.
437ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
26 Garanzie, impegni e rischi
GARANZIE
(€ milioni)
31.12.2022 31.12.2021
Imprese controllate 116.726 115.221
Imprese collegate e joint venture
3.834
589
Proprio 1.420 858
Altri
301
105
Totale 122.281 116.773
Le garanzie di 122.281 milioni (€116.773 milioni al 31 dicembre 2021) si analizzano come segue:
Le garanzie prestate nell’interesse di imprese controllate di
€116.726 milioni comprendono:
• per €51.529 milioni le garanzie prestate nell’ambito della
transazione con la società petrolifera di Stato di Abu Dhabi
ADNOC che ha previsto l’assegnazione a Eni delle quote di
partecipazione nelle concessioni offshore in produzione di
Lower Zakum (Eni 5%), di Umm Shaif and Nasr (Eni 10%) e
della concessione in fase di sviluppo di Ghasha (Eni 25%)
della durata di quarant’anni, nonché dei 3 blocchi esplorati-
vi offshore. Le garanzie rilasciate dell’ammontare massimo
rispettivamente di €4.684 milioni ($5.000 milioni), di €9.369
milioni ($10.000 milioni) e di €23.422 milioni ($25.000 mi-
lioni) sono a copertura delle obbligazioni contrattuali nei
confronti della società di Stato, derivanti dalle operazioni
petrolifere connesse ai Concession Agreements tra cui in
particolare il conseguimento di alcuni target di produzione
e di fattore di recupero delle riserve a medio-lungo termine,
un piano di asset integrity e di ottimizzazione/mantenimen-
to della produzione dopo il conseguimento del plateau, il
trasferimento di tecnologie e l’adozione di standard opera-
tivi best-in-class in materia HSE. Le tre garanzie di €14.054
milioni complessivi ($15.000 milioni) sono a fronte degli
impegni contrattuali assunti per l’attività di esplorazione e
produzione di idrocarburi riferito principalmente a Eni Abu
Dhabi BV in relazione all’ingresso nei permessi esplorativi
dei Blocchi 1, 2 e 3. L’impegno effettivo al 31 dicembre 2022
è pari al valore nominale;
• per €20.000 milioni la garanzia rilasciata a favore dei posses-
sori dei titoli emessi da Eni Finance International SA a fronte
del programma di emissione di “Euro Medium Term Notes”.
Al 31 dicembre 2022 l’impegno effettivo, corrispondente al
valore nominale e agli interessi dei titoli emessi da Eni Finan-
ce International SA, ammonta a €2.435 milioni;
• per €21.267 milioni le garanzie prestate a fronte degli impe-
gni contrattuali assunti dalle imprese controllate operanti nel
settore Exploration & Production, riferite essenzialmente alla
realizzazione di un livello minimo di investimenti per iniziative
minerarie approvate. L’impegno effettivo al 31 dicembre 2022
ammonta a €9.699 milioni;
• per €10.007 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 Refining
& Marketing (€5.078 milioni), Global Gas & LNG Portfolio
(€2.607 milioni), Plenitude & Power (€1.420 milioni), Altre
attività (€513 milioni), Corporate e società finanziarie (€256
milioni), Chimica (€133 milioni). L’impegno effettivo al 31 di-
cembre 2022 è pari al valore nominale;
• per €4.000 milioni la garanzia rilasciata a favore dei posses-
sori dei titoli emessi da Eni Finance International SA a fronte
del programma di emissione di Euro Commercial Paper. Al 31
dicembre 2022 l’impegno effettivo è di €34 milioni;
• per €3.748 milioni la garanzia rilasciata a fronte dell’accor-
do con la società Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC),
che ha portato all’acquisizione del 20% della società ADNOC
Refining e alla costituzione della joint venture Adnoc Global
Trading Ltd dedicata alla commercializzazione di prodotti pe-
troliferi; 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 Sha-
reholders Agreement delle società rimarrà in essere fino a
quando sarà mantenuta la partecipazione azionaria;
• per €1.874 milioni le garanzie rilasciate a favore dei possessori
dei titoli emessi da Eni Finance USA Inc/Eni Finance Interna-
tional SA a fronte del programma di emissione di USA Com-
mercial Paper. Al 31 dicembre 2022 l’impegno effettivo è nullo;
• per €1.820 milioni le garanzie concesse a favore di banche in
relazione alla erogazione di prestiti e linee di credito a impre-
se controllate. L’impegno effettivo al 31 dicembre 2022 am-
monta a €1.677 milioni;
• per €1.312 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 contrattuali
di pagamento delle fee di rigassificazione relative al GNL im-
messo 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 della so-
cietà Gulf LNG Energy Llc (GLE), Gulf LNG Pipeline Llc (GLP)
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022438
(€ milioni)
31.12.2022 31.12.2021
Impegni 21 126
Rischi 941 674
962 800
per la fornitura di servizi di importazione e rigassificazione
long-term (fino al 2031) di GNL sulla base del contratto “Ter-
minal Use Agreement” (TUA) (stipulato in data 8 dicembre
2007 tra Eni USA da una parte e GLE e GLP dall’altra) dell’am-
montare di €948 milioni al 31 dicembre 2017 (undiscounted),
in forza di un lodo arbitrale che tra l’altro dichiarava il TUA
risolto a far data dal 1° marzo 2016, e di fatto il riconosci-
mento alla controparte di un compenso equitativo netto di
€324 milioni, rilevato nel conto economico 2020. Nonostante
la pronuncia del Tribunale arbitrale che dichiarava risolto il
TUA, GLE e GLP hanno presentato un ricorso presso la Corte
Suprema di New York contro Eni SpA per l’escussione della
parent compay guarantee (in base alla quale Eni SpA garan-
tiva il pagamento di determinate commissioni da parte Eni
USA ai sensi del TUA), nello specifico, sostenendo che Eni
SpA dovrebbe continuare a pagare tali commissioni, nono-
stante 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 €583 milioni le garanzie prestate a fronte di impegni di
bonifica ambientale;
• per €290 milioni le garanzie concesse a favore dell’Ammini-
strazione finanziaria dello Stato essenzialmente a fronte del
pagamento delle accise e di rimborsi IVA;
• per €205 milioni le garanzie prestate agli enti previdenziali in
virtù della validazione di accordi di incentivazione all’esodo
dei lavoratori prossimi al trattamento di pensione;
• per €90 milioni le garanzie prestate a fronte degli impegni
contrattuali assunti da Versalis France SAS come partecipan-
te al consorzio Exceltium, costituito da alcune delle principali
realtà industriali energivore francesi per assicurare ai consor-
ziati l’approvvigionamento di energia elettrica a costi com-
petitivi nel lungo termine. L’impegno effettivo al 31 dicembre
2022 è pari al valore nominale.
Le garanzie prestate nell’interesse di imprese collegate e joint
venture di €3.834 milioni riguardano:
• per €3.164 milioni le garanzie rilasciate ad Azule Energy An-
gola SpA a fronte di contratti di leasing (chartering, operation
and maintenance) di navi FPSO da utilizzare nell’ambito dei
progetti di sviluppo. L’impegno effettivo al 31 dicembre 2022
ammonta a €1.892 milioni;
• per €278 milioni a garanzia degli impegni assunti dalla Vår
Energi ASA (società derivante dall’operazione di fusione che
ha interessato la ex Eni Norge AS), come shipper in un con-
tratto di trasporto del gas. L’impegno effettivo al 31 dicembre
2022 è pari al valore nominale;
• per €277 milioni, le garanzie prestate a favore di terzi a fronte
degli impegni contrattuali assunti, in quota con i partner, prin-
cipalmente per iniziative in Angola e l’assunzione di impegni
di investimento in attività rinnovabili. L’impegno effettivo al 31
dicembre 2022 è pari al valore nominale;
• per €106 milioni, le garanzie prestate a favore di banche in re-
lazione alla concessione di prestiti e linee di credito a società
non controllate. L’impegno effettivo al 31 dicembre 2022 è
pari al valore nominale;
• per €9 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 effettivo
al 31 dicembre 2022 è pari al valore nominale.
Le altre garanzie personali prestate nell’interesse proprio di
€1.420 milioni riguardano le manleve a favore di banche a
fronte delle garanzie da queste rilasciate a favore delle Ammi-
nistrazioni statali e società private per partecipazioni a gare
d’appalto, acconti ricevuti su contributi a fondo perduto, buo-
na esecuzione lavori e contratti di fornitura e le lettere di pa-
tronage rilasciate a favore di banche a fronte di finanziamenti
concessi. L’impegno effettivo al 31 dicembre 2022 è pari al
valore nominale.
Le garanzie prestate nell’interesse di altri includono per €190
milioni la garanzia rilasciata a favore di Gulf LNG Energy e Gulf
LNG Pipeline e nell’interesse di Angola LNG Supply Service Llc
a copertura degli impegni contrattuali di pagamento delle fee
di rigassificazione relative al GNL acquistato dall’Angola LNG
Ltd e immesso al terminale di Pascagoula negli Stati Uniti. Nel
corso del 2022 la società Angola LNG Supply Service Llc è stata
conferita ad Azule Energy Holdings Ltd (Eni 50%). La garanzia
ha efficacia dalla data di sottoscrizione del contratto (10 dicem-
bre 2007) al 2031 e riguarda il 13,6% del contratto.
L’impegno effettivo al 31 dicembre 2022 è pari al valore
nominale.
IMPEGNI E RISCHI
439ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Gli impegni di €21 milioni riguardano essenzialmente l’im-
pegno derivante dal contributo alla regione Sicilia per il por-
to di Gela (€16 milioni), dalla riqualificazione territoriale del
Comune di Taranto (€4 milioni), dal protocollo di intenti sti-
pulato nel 1998 con la Regione Basilicata connesso al pro-
gramma di sviluppo petrolifero proposto da Eni nell’area del-
la Val d’Agri che prevede diversi interventi congiunti, in gran
parte già regolamentati da accordi attuativi; relativamente
a quest’ultima fattispecie al 31 dicembre 2022 l’impegno
massimo, anche per conto del partner Shell Italia E&P SpA, è
quantificabile in €1 milione (€0,61 milioni in quota Eni).
I rischi di €941 milioni riguardano essenzialmente i rischi di
custodia di beni di terzi costituiti essenzialmente da greggio
e prodotti petroliferi presso le raffinerie e i depositi della So-
cietà 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 con-
tengono clausole di take-or-pay;
• gli impegni derivanti da contratti di lungo termine di tra-
sporto di gas naturale dall’estero, con clausole di ship-or-
pay, stipulati da Eni con le società proprietarie, o titolari dei
diritti di trasporto, dei gasdotti di importazione;
• con la firma dell’Atto Integrativo del 19 aprile 2011 Eni ha
confermato a RFI - Rete Ferroviaria Italiana SpA l’impegno,
precedentemente assunto in data 15 ottobre 1991 con la
firma della Convenzione con Treno Alta Velocità - TAV SpA
(ora RFI - Rete Ferroviaria Italiana SpA), a garantire il com-
pletamento e la buona esecuzione della linea ferroviaria
AV Milano-Verona tratta Treviglio-Brescia. In data 6 giugno
2018 è stato formalizzato 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 Integrati-
vi vedono impegnato, quale General Contractor, il Consorzio
Eni per l’Alta Velocità due. A tutela della garanzia prestata
e come previsto dal Regolamento del Consorzio, i consor-
ziati 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 sot-
toscritto in data 28 gennaio 2020 che, al 31 dicembre 2022
ammontano a €8,5 milioni. Relativamente alla Tratta Bre-
scia Est-Verona nel corso del 2022 si è registrato un avanza-
mento della costruzione pari al 39,66% sulla base del quale
è stato possibile scaricare parzialmente (20%) la garanzia di
buona e tempestiva esecuzione rilasciata da Cepav Due nei
confronti di RFI con conseguente scarico delle obbligazioni
assunte da Eni nei confronti di RFI;
• Parent Company Guarantees rilasciate nell’interesse di
partecipate del settore Exploration & Production il cui
ammontare massimo garantito non è definibile a priori in
quanto a copertura di tutti gli obblighi contrattuali derivanti
dalla firma dei contratti petroliferi, di acquisizione e cessio-
ne di quote societarie e di acquisizione di servizi;
• le garanzie rilasciate a favore di Eni Rewind SpA a fronte di
contratti di cessione di complessi immobiliari per mante-
nerla indenne da eventuali oneri sopravvenuti;
• le Parent Company Guarantees rilasciate nell’interesse di
Eni Insurance DAC a favore di Everen Limited (ex Oil Insu-
rance Limited);
• gli impegni con le Autorità locali svizzere assunti in occa-
sione della realizzazione dell’oleodotto Genova-Ingolstadt
a garanzia degli obblighi delle società controllate, in rela-
zione alla realizzazione e all’esercizio del tratto svizzero
(Oleodotto del Reno SA - 100% Eni Rewind SpA). Dal 31 di-
cembre 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 attività di progettazione per la di-
smissione della condotta valutando al contempo eventuali
possibilità di riutilizzo dell’asset;
• gli accordi assunti per le iniziative di forestry, poste in es-
sere nell’ambito della strategia low carbon definita dall’im-
presa, e riguardano in particolare gli impegni per l’acqui-
sto, fino al 2038, di crediti di carbonio prodotti e certificati
secondo standard internazionali da soggetti specializzati
nei programmi di conservazione delle foreste;
• gli impegni con il Ministerio de Hacienda de la Republica
Argentina derivanti dalla concessione esplorativa entro il
perimetro dell’area Blocco 124 - Ronda Cosa Afuera nei li-
miti della quota di partecipazione della controllata Eni nel
Consorzio;
• in data 5 febbraio 2021 era stato stipulato da EniServizi SpA
per conto di Eni SpA un addendum al contratto di locazione
di immobile da costruire, sottoscritto tra Eni e la Società di
gestione del fondo di investimento immobiliare proprietario
del nuovo complesso in corso di costruzione in San Donato
Milanese (la Proprietà) prevedendosi, fra l’altro, la postici-
pazione della data di consegna dell’immobile dal 28 luglio
2020 al 31 dicembre 2021. Al 31 dicembre 2022 il comples-
so immobiliare non era ancora nella disponibilità di Eni, la
quale ha applicato alla Proprietà penali per ritardata conse-
gna pari a circa €18 milioni, così come previste dal contrat-
to di locazione e assistite da fidejussione a prima richiesta.
La Proprietà asserisce che la ritarda consegna dipende da
fattori non interamente riconducibili alla stessa: (i) gli effetti
della crisi pandemica; (ii) presunti difetti rilevati in relazione
a lavori propedeutici alla cessione dell’area; (iii) presunti vizi
progettuali. Anche sulla base di tali doglianze, la Proprietà
ha manifestato l’intenzione di non riconoscere le penali
chieste da Eni, nonché di richiedere a EniServizi e/o Eni una
parte dei claim avanzati dall’appaltatore nei confronti del-
la Proprietà medesima. Eni ed EniServizi, ribadendo la loro
estraneità rispetto ai rapporti contrattuali intercorrenti tra la
Proprietà e il suo appaltatore, sostengono che i ritardi di cui
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022440
i punti (i) e (ii) sono stati oggetto di transazione nel citato
accordo del 5 febbraio 2021 che li considerava nella nuova
data di consegna del 31 dicembre 2021. Per quanto riguar-
da i presunti vizi progettuali di cui al punto (iii), la Proprietà
in sede di contratto di acquisto dell’area dichiarò di aver ac-
cettato il progetto senza alcuna riserva né eccezione, assu-
mendosi comunque ogni conseguente rischio e responsabi-
lità, nonché accettando espressamente di non avere titolo
a qualsivoglia maggiore pagamento, indennizzo o proroga
di termini in dipendenza del contenuto del progetto o di er-
rori, omissioni o altri difetti del progetto. Quanto precede
costituisce oggetto di comunicazioni stragiudiziali intercor-
se tra le parti, non essendo stato instaurato, ad oggi, alcun
contenzioso. Al momento, dunque, non si conoscono quali
potrebbero essere “petitum”, “causa petendi” e allegazioni
probatorie di un’eventuale azione giudiziale da promuoversi
a cura della controparte.
Gli impegni e le manleve per qualunque fatto, anche di natu-
ra economica e/o ambientale, che dovesse insorgere dopo
i conferimenti/cessioni di rami d’azienda, derivante e/o co-
munque riconducibile ad attività svolte anteriormente alla
data di decorrenza degli stessi. Tra gli altri:
• il ramo d’azienda “Attività E&P - Pianura Padana” da Eni a
Società Padana Energia SpA; decorrenza 31 dicembre 2009.
GESTIONE DEI RISCHI FINANZIARI
4
La gestione dei rischi finanziari si basa su linee di indirizzo ema-
nate dal CdA di Eni SpA nell’esercizio del suo ruolo di indirizzo
e di fissazione dei limiti di rischio, con l’obiettivo di uniformare
e coordinare centralmente le politiche Eni in materia di rischi fi-
nanziari (“Linee di indirizzo in materia di gestione e controllo dei
rischi finanziari”). Le “Linee di indirizzo” definiscono per ciascu-
no dei rischi finanziari le componenti fondamentali del proces-
so di gestione e controllo, quali l’obiettivo di risk management,
la metodologia di misurazione, la struttura dei limiti, il modello
delle relazioni e gli strumenti di copertura e mitigazione.
Rischio di mercato
Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei
tassi di cambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle commo-
dity possano influire negativamente sul valore delle attività, del-
le passività o dei flussi di cassa attesi. La gestione del rischio di
mercato è disciplinata dalle sopra indicate “Linee di indirizzo” e
da procedure che fanno riferimento a un modello centralizzato
di gestione delle attività finanziarie, basato sulle Strutture di Fi-
nanza Operativa (Finanza Eni Corporate, Eni Finance Internatio-
nal SA 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, rispetti-
vamente per le società Eni italiane e non italiane, la copertura
dei fabbisogni e l’assorbimento dei surplus finanziari; su Finan-
za Eni Corporate sono accentrate tutte le operazioni in cambi e
in derivati finanziari non commodity di Eni mentre Eni Trade &
Biofuels e Eni Global Energy Markets assicurano la negoziazio-
ne sui mercati dei relativi derivati di copertura sulle commodity
attraverso l’attività di execution. Eni SpA, Eni Trade & Biofuels e
Eni Global Energy Markets (anche per tramite della consociata
Eni Trading & Shipping Inc) svolgono la negoziazione di derivati
finanziari sia su tutte le trading venue esterne, quali mercati re-
golamentati europei e non europei, Multilateral Trading Facility
(MTF), Organised Trading Facility (OTF) e piattaforme di inter-
mediazione in genere (ad es. SEF), sia su base bilaterale Over
the Counter, con le controparti esterne. Le altre entità legali di
Eni che hanno necessità di derivati finanziari, attivano tali ope-
razioni per il tramite di Eni Trade & Biofuels, Eni Global Energy
Markets ed Eni SpA sulla base delle asset class di competenza.
I contratti derivati sono stipulati con l’obiettivo di minimiz-
zare l’esposizione ai rischi di tasso di cambio transattivo
e di tasso di interesse e di gestire il rischio di prezzo delle
commodity e il connesso rischio di cambio economico in
un’ottica di ottimizzazione. Eni monitora che ogni attività in
derivati classificata come risk reducing sia direttamente o
indirettamente collegata agli asset industriali coperti ed ef-
fettivamente ottimizzi il profilo di rischio a cui Eni è esposta
o potrebbe essere esposta. Nel caso in cui dal monitorag-
gio risulti che alcuni derivati non sono risk reducing, questi
vengono riclassificati 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 specifi-
che azioni di controllo e monitoraggio.
Lo schema di riferimento definito attraverso le “Linee di in-
dirizzo” 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: (i) stop
loss, ovvero della massima perdita realizzabile per un deter-
minato portafoglio in un determinato orizzonte temporale;
(ii) soglie di revisione strategia, ossia del livello di Profit &
Loss che, se superato, attiva un processo di revisione del-
la strategia utilizzata, e (iii) Value at Risk (VaR), che misura
la massima perdita potenziale del portafoglio esposto al ri-
schio, dati un determinato livello di confidenza e un holding
period, ipotizzando variazioni avverse nelle variabili di mer-
cato e tenuto conto della correlazione esistente tra le posi-
zioni detenute in portafoglio. Con riferimento ai rischi di tasso
di interesse e di tasso di cambio, i limiti (espressi in termini di
VaR) sono definiti in capo alle Strutture di Finanza Operativa
(4) Con riferimento agli altri rischi che caratterizzano la gestione si rinvia a quanto indicato nei “Fattori di rischio e incertezza” della relazione sulla gestione del bilancio
consolidato.
441ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
che, dato il modello organizzativo accentrato, centralizzano le
posizioni a rischio di Eni a livello consolidato, massimizzando
ove possibile i benefici del netting. Le metodologie di calcolo e
le tecniche di misurazione utilizzate sono conformi alle racco-
mandazioni del Comitato di Basilea per la Vigilanza Bancaria
e i limiti di rischio sono definiti in base a un approccio pru-
denziale nella gestione degli stessi nell’ambito di un gruppo
industriale. Alle società operative è indicato di adottare politi-
che finalizzate alla minimizzazione del rischio, favorendone il
trasferimento alle Strutture di Finanza Operativa. Per quanto
riguarda il rischio di prezzo delle commodity, le “Linee di indi-
rizzo” definiscono le regole per una gestione di questo rischio
finalizzata all’ottimizzazione dell’attività “core” e al persegui-
mento degli obiettivi di stabilità relativi ai margini commer-
ciali/industriali. In questo caso sono definiti limiti massimi di
rischio espressi in termini di VaR, di soglie di revisione stra-
tegia, e di stop loss con riferimento all’esposizione di natura
commerciale e di trading proprietario. La delega a gestire il
rischio di prezzo delle commodity prevede un meccanismo di
allocazione e sub-allocazione dei limiti di rischio alle singole
unità di business esposte. Eni Trade & Biofuels e Eni Global
Energy Markets, oltre a gestire il rischio riveniente dalla pro-
pria attività (di natura commerciale e di trading), accentrano
le richieste di copertura in strumenti derivati delle esposizioni
commerciali Eni, garantendo i servizi di execution nell’ambito
dei mercati di riferimento.
Nell’ambito degli obiettivi di struttura finanziaria contenuti nel
Piano Finanziario approvato dal CdA, Eni ha definito la costi-
tuzione e il mantenimento di una riserva di liquidità all’interno
della quale si individua l’ammontare di liquidità strategica,
per consentire di far fronte a eventuali fabbisogni straordi-
nari, gestita dalla funzione finanza di Eni SpA con l’obiettivo
di ottimizzazione del rendimento pur garantendo la massima
tutela del capitale e la sua immediata liquidabilità nell’am-
bito 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 tra-
mite operazioni in conto proprio in ottica di ottimizzazione
finanziaria del rendimento, pur nel rispetto di specifici limiti
di rischio autorizzati, e con gli obiettivi di tutela del capitale
e disponibilità immediata della liquidità. Le quattro tipologie
di rischio di mercato, le cui politiche di gestione e di controllo
sono state sopra sintetizzate, presentano le caratteristiche di
seguito specificate.
Rischio di mercato - tasso di cambio
L’esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio de-
riva dall’operatività dell’impresa in valute diverse dall’euro
(principalmente il dollaro USA) e determina impatti sul risul-
tato economico per effetto della differente significatività di
costi e ricavi denominati in valuta rispetto al momento in cui
sono state definite le condizioni di prezzo (rischio economi-
co) e per effetto della conversione di crediti/debiti commer-
ciali o finanziari denominati in valuta (rischio transattivo).
L’obiettivo di risk management Eni è la minimizzazione del
rischio di tasso di cambio transattivo e l’ottimizzazione del
rischio di cambio economico connesso al rischio prezzo
commodity. Eni centralizza la gestione del rischio di tasso di
cambio, compensando le esposizioni di segno opposto deri-
vanti dalle diverse attività di business coinvolte e coprendo
con il mercato l’esposizione residua, massimizzando i bene-
fici derivanti dal netting. Al fine di gestire l’esposizione resi-
dua, 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 valorizza-
zione a fair value degli strumenti derivati su tassi di cambio,
essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione
standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di merca-
to fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante
dall’accentramento sulle Strutture di Finanza Operativa di
posizioni a rischio tasso di cambio di Eni viene calcolato con
frequenza giornaliera secondo l’approccio parametrico (va-
rianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al
99% e un holding period di 20 giorni.
Rischio di mercato - tasso d’interesse
Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di
mercato delle attività e passività finanziarie dell’impresa e sul
livello degli oneri finanziari netti. L’obiettivo di risk manage-
ment Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di interesse
nel perseguimento degli obiettivi di struttura finanziaria defi-
niti e approvati nel “Piano Finanziario”. Le Strutture di Finanza
Operativa, in funzione del modello di finanza accentrata, rac-
colgono i fabbisogni finanziari Eni e gestiscono le posizioni
rivenienti, ivi incluse le operazioni di carattere strutturale, in
coerenza con gli obiettivi del “Piano Finanziario” e garantendo
il mantenimento del profilo di rischio entro i limiti definiti. Eni
utilizza contratti derivati su tasso di interesse, in particolare
Interest Rate Swap, per gestire il bilanciamento tra indebita-
mento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile. Per
quanto attiene alla valorizzazione al fair value degli strumenti
derivati su tassi di interesse, essa viene calcolata sulla base di
algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/
contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pub-
blici. Il VaR derivante da posizioni a rischio tasso di interesse
viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l’approc-
cio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livello di
confidenza pari al 99% e un holding period di 20 giorni.
Rischio di mercato - commodity
Il rischio di prezzo delle commodity è identificato come la
possibilità che fluttuazioni del prezzo delle materie prime
e dei prodotti di base producano significative variazioni dei
margini operativi di Eni, determinando un impatto sul risul-
tato economico, tale da compromettere gli obiettivi definiti
nel piano quadriennale e nel budget. Il rischio di prezzo delle
commodity è riconducibile alle seguenti categorie di espo-
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022442
sizione: (a) esposizione strategica: esposizioni identificate
direttamente dal CdA in quanto frutto di scelte strategiche
di investimento o al di fuori dell’orizzonte di pianificazione
del rischio. Includono ad esempio le esposizioni associa-
te al programma di produzione delle riserve, i contratti a
lungo termine di approvvigionamento gas per la parte non
bilanciata da contratti di vendita (già stipulati o previsti),
il margine derivante dal processo di trasformazione della
chimica, il margine di raffinazione e gli stoccaggi di lungo
periodo funzionali alle connesse attività logistico-industriali;
(b) esposizione commerciale: tale tipologia di esposizioni è
costituita dalle componenti contrattualizzate collegate alle
attività commerciali/industriali (esposizioni contracted) di
norma afferenti l’orizzonte temporale del piano quadrienna-
le e del budget, le componenti non ancora contrattualizzate
ma che lo saranno con ragionevole certezza (esposizione
committed) e le relative eventuali operazioni di gestione del
rischio. Le esposizioni commerciali sono connotate dalla
presenza di attività di gestione sistematica del rischio svol-
te sulla base di logiche rischio/rendimento tramite l’imple-
mentazione di una o più strategie e sono soggette a limiti
di rischio specifici (VaR, soglie di revisione strategia e stop
loss). All’interno delle esposizioni commerciali sono ricom-
prese, in particolare, le esposizioni oggetto di asset backed
hedging, derivanti dalla flessibilità/opzionalità degli asset;
(c) esposizione di trading proprietario: operazioni attuate
in conto proprio in ottica opportunistica nel breve termine e
normalmente non finalizzate alla delivery con l’intenzione di
sfruttare movimenti favorevoli di prezzi, spread e/o volatilità
ed effettuate a prescindere dalle esposizioni del portafoglio
commerciale, dagli asset fisici e contrattuali nel rispetto di
specifici limiti di rischio 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 au-
torizzazione da parte del CdA. Sempre previa autorizzazione
da parte del CdA, le esposizioni collegate al rischio strategico
possono essere impiegate in combinazione ad altre esposi-
zioni di natura commerciale al fine di sfruttare opportunità di
naturale compensazione tra i rischi (Natural Hedge) e ridurre
conseguentemente il ricorso agli strumenti derivati (attivando
pertanto logiche di mercato interno). Per quanto riguarda le
esposizioni di natura commerciale, l’obiettivo di risk manage-
ment Eni è l’ottimizzazione delle attività “core” e preservare i
risultati economici/finanziari. Per la gestione del rischio prez-
zo delle commodity derivante dall’esposizione commerciale,
Eni, per mezzo dell’unità di Trading (Eni Trade & Biofuels e Eni
Global Energy Markets) per la gestione del rischio commodi-
ty e delle competenti funzioni di finanza operativa per la ge-
stione 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 commo-
dity) con sottostante greggio, gas, prodotti petroliferi, energia
elettrica e certificati di emissione. Per quanto attiene alla va-
lorizzazione al fair value degli strumenti derivati su commodi-
ty, 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 spe-
cifici del settore. Il VaR derivante dalle posizioni delle busi-
ness unit esposte a rischio commodity viene calcolato con
frequenza giornaliera secondo l’approccio della simulazione
storica ponderata, adottando un livello di confidenza pari al
95% e un holding period di un giorno.
Rischio di mercato - liquidità strategica
Il rischio di mercato riveniente dall’attività di gestione della por-
zione di riserva di liquidità denominata “liquidità strategica” è
identificato come la possibilità che fluttuazioni del prezzo degli
strumenti investiti (obbligazioni, strumenti di money market e
fondi comuni di investimento) influiscano sul valore degli stessi
in fase di alienazione o quando sono valutati in bilancio al fair va-
lue. La costituzione e il mantenimento della riserva di liquidità si
propongono principalmente di garantire la flessibilità finanziaria
necessaria per far fronte a eventuali fabbisogni straordinari (es.
difficoltà di accesso al credito, shock esogeni, quadro macroeco-
nomico e operazioni straordinarie) ed è dimensionata in modo
da assicurare la copertura del debito a breve termine e del debito
a medio-lungo termine in scadenza in un orizzonte temporale di
24 mesi. Al fine di regolare l’attività di investimento della liquidità
strategica, Eni ha definito una politica di investimento con speci-
fici obiettivi e vincoli, articolati in termini di tipologia di strumenti
finanziari che possono essere oggetto di investimento, nonché
limiti operativi, quantitativi e di durata; ha individuato altresì un
insieme di principi di governance cui attenersi e introdotto un
appropriato sistema di controllo. Più in particolare, l’attività di
gestione della liquidità strategica è sottoposta a una struttura di
limiti in termini di VaR (calcolato con metodologia parametrica
con holding period 1 giorno e intervallo di confidenza pari al 99
percentile), stop loss e altri limiti operativi in termini di concentra-
zione, per emittente, comparto di attività e Paese di emissione,
duration, classe di rating e tipologia degli strumenti di investi-
mento da inserire nel portafoglio, volti a minimizzare sia il rischio
di mercato che quello di liquidità. In nessun caso è permesso il
ricorso alla leva finanziaria né la vendita allo scoperto. L’operati-
vità della gestione obbligazionaria ha avuto inizio nel secondo
semestre 2013, per il Portafoglio espresso in euro, e nel 2017 per
il Portafoglio espresso in USD.
Al 31 dicembre 2022 il rating del portafoglio complessivo di
Liquidità Strategica è pari a A/A-in lieve miglioramento ri-
spetto a quello di fine 2021.
Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2022 in
termini di VaR (raffrontati con quelli dell’esercizio 2021) per
quanto attiene ai rischi tasso di interesse e di cambio non-
ché al rischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipo-
logia di esposizione); relativamente alla liquidità strategica,
è riportata la sensitivity a variazioni dei tassi di interesse:
443ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(Value at risk - approccio paramentrico varianze/covarianze; holding period: 20 giorni; intervallo di confidenza: 99%)
2022 2021
(€ milioni) Massimo Minimo Media Fine esercizio Massimo Minimo Media Fine esercizio
Tasso di interesse
(a)
5,78 1,70 2,97 1,77 4,90 0,89 1,85 2,70
Tasso di cambio
(a)
0,78 0,00 0,14 0,24 0,14 0,04 0,09 0,04
(a) I valori relativi al VaR di tasso di interesse e di cambio si riferiscono alla sola Finanza operativa Eni Corporate.
(Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%)
2022 2021
(€ milioni) Massimo Minimo Media Fine esercizio Massimo Minimo Media Fine esercizio
Portfolio Management Esposizioni
Commerciali
(b)
773,44 25,36 242,41 25,36 33,06 0,70 17,93 0,70
(b) Il perimetro consiste nelle unità di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing e Green/Traditional Refining&Marketing. Il VaR è calcolato sulla cosiddetta vista
Statutory, con orizzonte temporale coincidente con l’anno di Bilancio, includendo tutti i volumi con consegna nell’anno e tutti gli strumenti finanziari di copertura di competenza. Di conseguenza
l’andamento del VaR di GGP , Power G&M e GTR&M nel corso dell’anno risulta decrescente per il graduale consuntivarsi delle posizioni all’interno dell’orizzonte annuo fissato.
(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
2022 2021
(€ milioni) Massimo Minimo Media Fine esercizio Massimo Minimo Media Fine esercizio
Liquidità strategica Portafoglio euro
(a)
0,30 0,16 0,23 0,16 0,40 0,29 0,33 0,30
(a) L’operatività della gestione del portafoglio di liquidità strategica è iniziata nel luglio 2013.
2022 2021
($ milioni) Massimo Minimo Media Fine esercizio Massimo Minimo Media Fine esercizio
Liquidità strategica Portafoglio USD
(b)
0,13 0,04 0,08 0,04 0,14 0,05 0,11 0,13
(b) L’operatività della gestione del portafoglio di liquidità strategica è iniziata nell’agosto 2017.
Rischio di credito
Il rischio di credito rappresenta l’esposizione dell’impresa a
potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle
obbligazioni assunte dalla controparte. Eni ha definito policy
di gestione del rischio di credito coerenti con la natura e con
le caratteristiche delle controparti delle transazioni commer-
ciali e finanziarie nell’ambito del modello di finanza accentra-
ta 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 attesa
a fronte di un credito vantato nei confronti di una controparte,
per la quale si stima una probabilità di default e una capacità
di recupero sul credito passato in default attraverso la cosid-
detta 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, sostanzialmente
relative ai contratti di vendita delle commodity oggetto dei bu-
siness di Eni ed esposizioni di natura finanziaria relative agli
strumenti finanziari utilizzati da Eni, quali depositi, derivati e
investimenti in titoli mobiliari.
Rischio credito per esposizioni di natura commerciale
Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura
commerciale, la gestione del credito è affidata alle unità di
business e alle funzioni specialistiche corporate di finanza
e amministrazione dedicate ed è operata sulla base di pro-
cedure formalizzate per la valutazione e l’affidamento delle
controparti commerciali, per il monitoraggio delle esposizioni
creditizie, per le attività di recupero crediti e dell’eventuale ge-
stione del contenzioso. A livello corporate vengono definiti gli
indirizzi generali e le metodologie per la quantificazione e il
controllo della rischiosità del cliente, in particolare la rischiosi-
tà delle controparti commerciali è valutata attraverso un mo-
dello di rating interno che combina i diversi fattori predittivi del
default derivanti dalle variabili di contesto economico, dagli
indicatori finanziari, dalle esperienze di pagamento e dalle in-
formazioni dei principali info provider specialistici. Per le con-
troparti 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 utilizzando, quale dato di input, i
Country Risk Premium adottati ai fini della determinazione dei
WACC per l’impairment degli asset non finanziari. Infine, per
le controparti non oggetto di un processo di affidamento indi-
viduale l’Expected Loss è determinata, per cluster omogenei,
sulla base di un modello generico che sintetizza in un unico
parametro (cd. Ratio di Expected Loss) i valori della Probabili-
ty of Default e della capacità di recupero (complemento della
Loss Given Default) avuto riguardo ai dati storici di recupero
dei crediti dalla Società, sistematicamente aggiornati, integra-
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022444
ti, ove appropriato, 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 finan-
ziarie valutate al fair value, le policy interne prevedono il con-
trollo dell’esposizione e della concentrazione attraverso limiti
di rischio credito espressi in termini di massimo affidamento
e corrispondenti a diverse classi di controparti finanziarie, de-
finite 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’at-
tività in derivati su commodity nonché dalle società e aree di
business limitatamente alle operazioni su fisico con contro-
parti finanziarie, in coerenza con il modello di finanza accen-
trata. Nell’ambito dei massimali definiti per classe di rating,
sono individuati per ciascuna struttura operativa gli elenchi
nominativi delle controparti abilitate, assegnando a ciascuna
un limite massimo di affidamento per la singola entità legale
e complessivamente per il gruppo di appartenenza, che viene
monitorato e controllato attraverso la valutazione giornaliera
dell’utilizzo degli affidamenti e l’analisi periodica di Expected
Loss e concentrazione.
Rischio di liquidità
Il rischio liquidità è il rischio che l’impresa non sia in grado di
rispettare gli impegni di pagamento a causa della difficoltà di
reperire fondi (funding liquidity risk) o di liquidare attività sul
mercato (asset liquidity risk). La conseguenza del verificarsi
di detto evento è un impatto negativo sul risultato economico
nel caso in cui l’impresa sia costretta a sostenere costi addi-
zionali per fronteggiare i propri impegni o, come estrema con-
seguenza, una situazione di insolvibilità che pone a rischio la
continuità aziendale.
Tra gli obiettivi di risk management di Eni vi è il mantenimento
di un ammontare adeguato di risorse finanziarie prontamente
disponibili per far fronte a shock esogeni (drastici mutamenti
di scenario, restrizioni nell’accesso al mercato dei capitali) ov-
vero per assicurare un adeguato livello di elasticità operativa
ai programmi di sviluppo dell’azienda. A tal fine, Eni mantiene
una riserva di liquidità strategica costituita prevalentemente
da strumenti finanziari a breve termine ed alta liquidabilità,
privilegiando un profilo di rischio molto contenuto. Allo stato
attuale, la Società ritiene di disporre di fonti di finanziamento
più che adeguate a soddisfare le prevedibili necessità finan-
ziarie, attraverso la disponibilità di attivi finanziari e di linee
di credito nonché l’accesso, tramite il sistema creditizio e i
mercati dei capitali, ad un’ampia gamma di tipologie di finan-
ziamento.
A fronte dell’accresciuta volatilità dei mercati delle commo-
dity e del connesso maggior impegno finanziario legato alla
marginazione dei derivati in commodity, Eni ha rafforzato ul-
teriormente la propria flessibilità finanziaria tramite l’attiva-
zione di nuove linee di finanziamento. Eni ha in essere un pro-
gramma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale il Gruppo
può reperire sul mercato dei capitali fino a €20 miliardi; al 31
dicembre 2022 il programma risulta utilizzato per circa €15,8
miliardi (di cui Eni SpA per €13,4 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 Negative 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 debi-
to a breve. Il rating Eni è legato, oltre a variabili prettamente
endogene e di mercato, al rating sovrano dell’Italia. A tale pro-
posito, sulla base delle metodologie utilizzate dalle agenzie di
rating, un downgrade del rating sovrano italiano può ripercuo-
tersi sul rating delle società emittenti italiane, tra cui Eni. Nel
corso del 2022 Moody’s ha rivisto l’outlook di Eni da Stabile a
Negativo in virtù del peggioramento dell’outlook italiano.
Nel corso del 2022 Eni ha rinegoziato ed ampliato il proprio
portafoglio di linee di credito committed tramite la stipulazio-
ne di una linea di credito sustainability-linked sindacata con
un pool di banche per un ammontare di €6 miliardi. Al 31 di-
cembre 2022 il valore complessivo delle linee di credito com-
mitted disponibili è pari a €8,1 miliardi.
Pagamenti futuri a fronte di passività finanziarie,
debiti commerciali e altri debiti
Nella tavola che segue sono rappresentati gli ammontari di
pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari
compresi i pagamenti per interessi.
445ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Anni di scadenza
(€ milioni) 2023 2024 2025 2026 2027 Oltre Totale
31.12.2022
Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve 2.697 2.265 2.082 2.301 808 8.658 18.811
Passività finanziarie a breve termine 14.122 14.122
Passività per beni in leasing 367 275 259 207 140 1.006 2.254
Passività per strumenti finanziari derivati 12.489 1.516 216 83 11 96 14.411
29.675 4.056 2.557 2.591 959 9.760 49.598
Interessi su debiti finanziari 420 333 300 242 213 606 2.114
Interessi su passività per beni in leasing 92 82 71 62 5 5 274 636
512 415 371 304 268 880 2.750
Anni di scadenza
(€ milioni) 2022 2023 2024 2025 2026 Oltre Totale
31.12.2021
Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve 1.369 4.211 2.184 2.072 2.991 9.235 22.062
Passività finanziarie a breve termine 5.866 5.866
Passività per beni in leasing 375 318 255 244 198 924 2.314
Passività per strumenti finanziari 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 finanziari 395 386 313 291 235 788 2.408
Interessi su passività per beni in leasing 67 5 7 48 41 33 118 364
462 443 361 332 268 906 2.772
Anni di scadenza
(€ milioni)
2023 2024-2027 Oltre Totale
31.12.2022
Debiti commerciali 11.682 11.682
Altri debiti e anticipi 698 36 6 5 799
12.380 36 65 12.481
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
Nella tavola che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e altri debiti:
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022446
Pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali
5
In aggiunta ai debiti finanziari e commerciali rappresentati nello
stato patrimoniale, Eni ha in essere un insieme di obbligazioni
contrattuali il cui adempimento comporterà l’effettuazione di
pagamenti negli esercizi futuri. Le principali obbligazioni con-
trattuali sono relative ai contratti take-or-pay della Global Gas &
LNG Portfolio in base ai quali Eni ha l’obbligo di ritirare volumi
minimi di gas o di pagare un ammontare equivalente di dena-
ro con la possibilità di ritirare i volumi sottostanti negli esercizi
successivi. Gli ammontari dovuti sono stati calcolati sulla base
delle assunzioni di prezzo di acquisto del gas e dei servizi for-
mulate nel piano industriale quadriennale approvato dalla Di-
rezione Aziendale e per gli esercizi successivi sulla base delle
assunzioni di lungo termine del management. Nella tabella che
segue sono rappresentati i pagamenti non attualizzati dovuti
da Eni negli esercizi futuri a fronte delle principali obbligazioni
contrattuali in essere.
(5) I pagamenti relativi ai benefici per i dipendenti sono indicati alla nota n. 22 – Fondi per benefici ai dipendenti.
Anni di scadenza
(€ milioni) 2023 2024 2025 2026 2027 Oltre Totale
Costi di abbandono e ripristino siti
(a)
142 192 142 113 260 3.333 4.182
Costi relativi a fondi ambientali 208 158 125 81 54 317 943
Impegni di acquisto
(b)
41.086 38.986 25.608 18.707 13.752 65.477 203.616
- Gas
Take-or-pay 40.006 38.342 25.098 18.363 13.544 65.118 200.471
Ship-or-pay 1.080 644 510 344 208 359 3.145
Altri impegni, di cui: 1 20 21
Memorandum di intenti Val d'Agri 1 1
Altri 20 20
Totale 41.437 39.336 25.875 18.901 14.066 69.147 208.762
(a) Il fondo abbandono e ripristino siti accoglie principalmente i costi che si presume di sostenere al termine dell’attività di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la
rimozione delle strutture e il ripristino dei siti.
(b) Riguardano impegni di acquisto di beni e servizi che l’impresa è obbligata ad adempiere in quanto vincolanti in base a contratto.
Anni di scadenza
(€ milioni) 2023 2024 2025 2026 Oltre Totale
Impegni per progetti committed 739 483 385 436 273 2.316
Impegni per investimenti
Nel prossimo quadriennio Eni SpA (comprensiva della joint ope-
ration) prevede di effettuare un programma di investimenti tecnici
di circa €3,7 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 finalizzazione i contratti di procurement.
447ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Informazioni sulle valutazioni al fair value
Di seguito è indicata la classificazione delle attività e passività
valutate al fair value nello schema di stato patrimoniale secondo
la gerarchia del fair value definita in funzione della significatività
degli input utilizzati nel processo di valutazione. In particolare, a
seconda delle caratteristiche degli input utilizzati per la valuta-
zione, la gerarchia del fair value prevede i seguenti livelli:
a) livello 1: prezzi quotati (e non oggetto di modifica) su mer-
cati attivi per le stesse attività o passività finanziarie;
b) livello 2: valutazioni effettuate sulla base di input, differen-
ti dai prezzi quotati di cui al punto precedente, che, per le
attività/passività oggetto di valutazione, sono osservabili
direttamente (prezzi) o indirettamente (in quanto derivati
dai prezzi);
c) livello 3: input non basati su dati di mercato osservabili.
In relazione a quanto sopra le attività e passività valutate al
fair value al 31 dicembre 2022 di Eni SpA sono classificate:
2022 2021
Valore di
iscrizione
Proventi (oneri) rilevati a
Valore di
iscrizione
Proventi (oneri) rilevati a
(€ milioni)
Conto
economico
Altre componenti
dell’utile
complessivo
Conto
economico
Altre componenti
dell’utile
complessivo
Strumenti finanziari valutati al fair value con effetti a conto economico:
- Strumenti finanziari derivati non di copertura
(a)
615 (5.906) (1.866) (2.581)
- Strumenti finanziari derivati di copertura CFH
(b)
323 (185) 2.229 (711) 102 (791)
- Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
(c)
7.815 (44) 5.855 11
Strumenti finanziari da detenersi sino alla scadenza:
- Titoli 20 20
Partecipazioni valutate al fair value:
- Partecipazioni minoritarie 14 3 11 1
- Altre imprese disponibili per la vendita 80 …
Crediti e debiti e altre attività/passività valutate al costo ammortizzato
- Crediti commerciali e altri crediti
(d)
11.661 (13) 12.992 (27)
- Crediti finanziari
(c)
5.886 565 7.451 844
- Debiti commerciali e altri debiti
(e)
(12.380) (183) (9.521) (177)
- Debiti finanziari
(c)
(33.059) (751) (28.040) (700)
(a) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli “Altri proventi (oneri) operativi” per €6.140 milioni di oneri (oneri per €2.380 milioni nel 2021) e nei “Proventi (oneri) finanziari” per €234
milioni di proventi (oneri per €201 milioni nel 2021).
(b) Gli effetti a conto economico della quota inefficace sono stati rilevati negli “Altri proventi (oneri) operativi”. Rileva inoltre che i reversal a conto economico sono rilevati nei “Ricavi della
gestione caratteristica” e negli” Acquisti, prestazioni e costi diversi”, oneri per €4.250 milioni (oneri per €529 milioni nel 2021).
(c) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei “Proventi (oneri) finanziari”.
(d) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati negli “Acquisti prestazioni di servizi e costi diversi” per €76 milioni di oneri (oneri per €76 milioni nel 2021) (svalutazioni al netto degli utilizzi) e
nei “Proventi (oneri) finanziari” per le differenze di cambio da allineamento al cambio di fine esercizio per €63 milioni di proventi (proventi per €49 milioni nel 2021).
(e) Gli effetti a conto economico sono stati rilevati nei “Proventi (oneri) finanziari” per le differenze di cambio da allineamento al cambio di fine esercizio.
Altre informazioni sugli strumenti finanziari
Il valore di iscrizione degli strumenti finanziari e i relativi effetti economici e patrimoniali si analizzano come segue:
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022448
2022 2021
(€ milioni) Livello 1 Livello 2 Livello 3 Livello 1 Livello 2 Livello 3
Attività correnti:
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 4.313 3.502 5.303 552
Strumenti finanziari derivati non di copertura 9 11.670 5 12.205 2
Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 1.089 391
Attività non correnti:
Partecipazioni minoritarie 14 11
Strumenti finanziari derivati non di copertura 2.577 1.906
Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 4
Attività destinate alla vendita:
- Partecipazioni disponibili per la vendita 80 ...
Passività correnti:
Strumenti finanziari derivati non di copertura 6 11.816 3 14.198
Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 667 1.019
Passività non correnti:
Strumenti finanziari derivati non di copertura 1.819 1.783
Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 103 83
Nel corso dell’esercizio 2022 non vi sono stati trasferimenti significativi tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.
Contenziosi
Eni è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azio-
ni legali collegate al normale svolgimento delle sue attività.
Sulla base delle informazioni attualmente a disposizione, e
tenuto conto dei fondi rischi esistenti, Eni SpA ritiene che tali
procedimenti e azioni non determineranno effetti negativi
rilevanti sul bilancio di esercizio. Per una sintesi dei proce-
dimenti più significativi riguardanti Eni SpA si rinvia al para-
grafo “Garanzie, impegni e rischi - contenziosi” delle note al
bilancio consolidato. Per tali contenziosi, come indicato nelle
note al bilancio consolidato, salva diversa indicazione non è
stato effettuato alcuno stanziamento perché Eni SpA ritiene
improbabile un esito sfavorevole dei procedimenti ovvero per-
ché l’ammontare dello stanziamento non è stimabile in modo
attendibile.
Regolamentazione in materia ambientale
Si rinvia al paragrafo “Garanzie, impegni e rischi - regolamen-
tazione in materia ambientale” delle note al bilancio consolida-
to. Con riferimento allo schema europeo di emissions trading
(ETS), nell’esercizio 2022, a fronte di 4,34 milioni di tonnellate di
anidride carbonica emessa in atmosfera, sono stati assegnati
2,36 milioni di permessi di emissione. Il deficit risultante (1,98
milioni di tonnellate di permessi di emissione) è stato intera-
mente compensato mediante acquisto di permessi di emissio-
ne sul mercato.
449ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(€ milioni) 2022 2021
Ricavi delle vendite e delle prestazioni
Gas naturale 34.364 15.339
Prodotti petroliferi
22.159 13.674
Energia elettrica e utility 9.499 3.883
GNL 5.509 3.196
Greggi 1.399 731
Gestione sviluppo sistemi informatici 115 109
Vettoriamento gas su tratte estere 53 46
Altre vendite e prestazioni 1.575 1.280
74.673 38.258
Variazioni dei lavori in corso su ordinazione 6 (9)
74.679 38.249
(€ milioni) 2022 2021
Ricavi rilevati a fronte di anticipi e altre passività con la clientela esisitenti all'inizio dell'esercizio
(a)
99 81
Ricavi rilevati a fronte di performance obligation soddisfatte o parzialmente soddisfatte in esercizi precedenti (4) 30
95 111
(a) Per ulteriori informazioni si rinvia alla nota n. 10 - Altre attività e passività.
(€ milioni) 2022 2021
Accise su prodotti petroliferi (6.051) (8.501)
Vendite a gestori di stazioni di servizio per consegne fatturate a titolari di carte di credito e carte prepagate (2.190) (1.820)
Vendite in conto permuta di prodotti petroliferi, escluse le accise (940) (449)
Prestazioni fatturate a partner per attività in joint venture (188) (272)
Ricavi operativi relativi a permute greggi (70) (194)
(9.439) (11.236)
(€ milioni) 2022 2021
Proventi per attività in joint venture 33 47
Penalità contrattuali e altri proventi commerciali 66 31
Locazioni, affitti e noleggi 42 44
Plusvalenze da cessioni e da conferimenti 8 11
Altri proventi 393 341
542 474
27 Ricavi
Ricavi della gestione caratteristica
I ricavi delle vendite e delle prestazioni sono indicati al netto delle seguenti voci:
I ricavi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.
Gli altri ricavi e proventi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.
Altri ricavi e proventi
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022450
(€ milioni) 2022 2021
Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci 59.911 28.526
Costi per servizi 5.156 4.873
Costi per godimento di beni di terzi 640 312
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri 1.369 357
Variazioni rimanenze (1.895) (1.613)
Altri oneri 954 672
66.135 33.127
(€ milioni) 2022 2021
Gas naturale 37.336 15.648
Materie prime, sussidiarie 14.383 7.802
Prodotti 7.117 4.375
Semilavorati 621 497
Materiali e materie di consumo 626 416
a dedurre:
- acquisti per investimenti
(161) (174)
- ricavi recuperi da partner quota costi acquisto per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci
(11) (38)
59.911 28.526
(€ milioni) 2022 2021
Trasporto e distribuzione di gas naturale 1.190 1.123
Tolling fee per la produzione di energia elettrica 1.095 1.129
Progettazione e direzione lavori 439 449
Manutenzioni 377 369
Trasporti e movimentazioni 336 284
Consulenze e prestazioni professionali 298 343
Costruzioni, rilievi geologici e geofisici e perforazioni 279 320
Sviluppo, gestione infrastrutture e applicativi ICT 261 198
Costi di vendita diversi 183 203
Compensi di lavorazione 165 170
Trasporto e distribuzione di energia elettrica 106 116
Viaggi, missioni e altri 105 90
Postali, telefoniche e ponti radio 95 82
Pubblicità, promozione e attività di comunicazione 84 62
Servizi di modulazione e stoccaggio 30 57
Altri 803 728
5.846 5.723
a dedurre:
- servizi per investimenti (522) (629)
- ricavi recuperi da partner quota costi per servizi (168) (221)
5.156 4.873
28 Costi
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
I costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci riguardano:
I costi per servizi riguardano:
451ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(€ milioni) 2022 2021
Salari e stipendi 883 890
Oneri sociali 248 252
Oneri per benefici ai dipendenti 132 172
Costi personale in comando 24 26
Altri costi 79 75
1.366 1.415
a dedurre:
- proventi relativi al personale (97) (93)
- incrementi di immobilizzazioni per lavori interni (33) (31)
- ricavi recuperi da partner quota costo lavoro (5) (5)
1.231 1.286
2022 2021
Dirigenti 565 606
Quadri 4.265 4.538
Impiegati 5.431 5.880
Operai 1.005 972
11.266 11.996
I costi di ricerca e sviluppo che non soddisfano le condizioni sta-
bilite per la loro rilevazione nell’attivo patrimoniale, sono rilevati
a conto economico e ammontano a €106 milioni.
I costi per godimento beni di terzi di €640 milioni comprendono
royalties su prodotti petroliferi estratti per €445 milioni (€184 mi-
lioni al 31 dicembre 2021).
Gli accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri ammonta-
no a €1.369 milioni. Le informazioni relative ai fondi rischi e
oneri sono indicate alla nota n.21 – Fondi per rischi e oneri,
cui si rinvia.
Gli altri oneri di €954 milioni includono essenzialmente: (i) le
imposte indirette e tasse (€175 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 (€71 milioni); (iii) oneri
per penalità contrattuali (€54 milioni); (iv) Certificati forestry
(€27 milioni).
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi verso parti cor-
relate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.
Gli oneri per benefici ai dipendenti sono analizzati alla nota n. 22 – Fondi per benefici ai dipendenti.
Numero medio dei dipendenti
Il numero medio dei dipendenti ripartito per categoria è il seguente:
Il numero medio dei dipendenti è calcolato come media mensile dei dipendenti per categoria.
Costo lavoro
Il costo lavoro si analizza come segue:
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022452
Piani di Incentivazione dei Dirigenti con azioni Eni
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 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 (rispettivamente, negli anni 2017, 2018 e 2019 e negli
anni 2020, 2021 e 2022) e sono destinati all’Amministratore De-
legato di Eni e ai dirigenti di Eni e delle sue società controllate
rientranti nell’ambito delle “risorse manageriali critiche per il bu-
siness”, individuate tra coloro che occupano le posizioni più diret-
tamente responsabili dei risultati aziendali o che sono di interes-
se strategico, compresi i dirigenti con responsabilità strategiche.
I Piani prevedono l’assegnazione di azioni Eni a titolo gratuito ai
beneficiari al termine di un periodo di vesting triennale a condi-
zione che gli stessi siano rimasti in servizio. Coerentemente alla
natura sostanziale di retribuzione, ai sensi delle disposizioni dei
principi contabili internazionali, il costo dei piani è determinato
con riferimento al fair value degli strumenti attribuiti e alla pre-
visione del numero di azioni da assegnare al termine del vesting
period; il costo è rilevato pro-rata temporis lungo il vesting period.
Con riferimento al Piano 2017-2019, il numero di azioni che ver-
rà assegnato a scadenza dipende: (i) per il 50%, dall’andamento
del Total Shareholder Return (TSR) del titolo Eni, rapportato al
TSR dell’indice FTSE Mib di Borsa Italiana, confrontato con quel-
lo registrato da un gruppo di competitors di Eni (“Peer Group”)
rapportato anch’esso con il TSR delle rispettive borse valori di
riferimento ; 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 sarà
assegnato a scadenza dipende dai seguenti obiettivi definiti in
un periodo di performance triennale, e precisamente: (i) per il
25%, da un obiettivo di mercato misurato rispetto al Peer Group
di riferimento in termini di differenza tra il TSR del Titolo Eni e il
TSR dell’indice FTSE Mib di Borsa Italiana, corretto per l’indice di
correlazione tra il titolo e la borsa di riferimento; (ii) per il 20% da
un obiettivo industriale misurato rispetto al Peer Group in termi-
ni di valore unitario annuale ($/boe) del Net Present Value delle
riserve certe (NPV); (iii) per il 20% da un obiettivo economico/
finanziario misurato dal Free Cash Flow organico (FCF) cumula-
to nel triennio di riferimento, rispetto al valore previsto nel Piano
Compensi spettanti al Key Management Personnel
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 (cd. key management per-
Strategico; (iv) per il (35%) da un obiettivo di sostenibilità am-
bientale e transizione energetica articolato in tre obiettivi misu-
rati rispetto ai valori di Piano Strategico e costituiti: (a) per il 15%
dalla Intensità delle Emissioni GHG upstream Scope 1 e Scope
2 equity (tCO
2
eq./kboe); (b) per il 10% dalla capacità installata
di generazione elettrica da fonti rinnovabili; (c) per il 10% dallo
stato avanzamento di tre progetti rilevanti di economia circolare.
In base all’andamento dei parametri di performance sopra indi-
cati, il numero di azioni che saranno assegnate 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% di
tali azioni 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 2022, n. 2.069.685 azioni; il fair value medio ponde-
rato di tali azioni alla medesima data è pari a 9,20 euro per azio-
ne; (ii) nel 2021, n. 2.365.581 azioni; il fair value medio ponderato
di tali azioni alla medesima data è pari a 8,15 euro per azione;(iii)
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.
La determinazione del fair value è stata operata adottando ap-
propriate tecniche di valutazione avuto riguardo ai differenti pa-
rametri di performance previsti dai piani (con riferimento al Pia-
no 2017-2019, metodo stocastico per la componente del piano
afferente al TSR e modello Black-Scholes per la componente
afferente al NPV delle riserve; con riferimento al Piano 2020-
2022 metodo stocastico) tenendo conto, essenzialmente, del
valore del titolo Eni alla data di attribuzione (€12,918 e €14,324
a seconda della grant date per l’attribuzione 2022; €11,642 e
€12,164 a seconda della grant date per l’attribuzione 2021;
€5,885 e €8,303 a seconda della grant date per l’attribuzione
2020), ridotto dei dividendi attesi nel vesting period (6,1% e 6,8%
per l’attribuzione 2022, 7,1% e 7,4% per l’attribuzione 2021 e
7,1% e 10,0% per l’attribuzione 2020 del prezzo dell’azione alla
data di attribuzione), considerando la volatilità del titolo (30% e
31% per l’attribuzione 2022; 44% e 45% per l’attribuzione 2021;
41% e 44% per l’attribuzione 2020), le previsioni relative all’an-
damento dei parametri di performance, nonché il minor valore
attribuibile alle azioni caratterizzate dal vincolo di cedibilità al
termine del vesting period (cd. lock-up period).
I costi relativi ai Piani di Incentivazione di Lungo Termine, rilevati
come componente del costo lavoro in quanto afferenti a dipen-
denti della Società, ammontano a €14,9 milioni (€13,4 milioni
nel 2021) con contropartita alle riserve di patrimonio netto.
sonnel) in carica nel corso dell’esercizio ammontano per il
2022 e il 2021 (inclusi i contributi e gli oneri accessori) ri-
spettivamente a €59 milioni e a €42 milioni, e si analizzano
come segue:
453ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(€ milioni) 2022 2021
Salari e stipendi 33 26
Benefici successivi al rapporto di lavoro 3 2
Altri benefici a lungo termine 14 14
Indennità per cessazione rapporto di lavoro 9
59 42
(€ milioni) 2022 2021
Proventi (oneri) finanziari:
Proventi finanziari 3.324 2.049
Oneri finanziari (3.730) (2.066)
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (44) 11
(450) (6)
Strumenti finanziari derivati 234 (201)
(216) (207)
(€ milioni) 2022 2021
Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto:
Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari (400) (406)
Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori (105) (91)
Interessi passivi su passività per beni in leasing (73) (76)
Interessi attivi su depositi e c/c 42 6
Proventi (oneri) su attività finanziarie destinate al trading (42) 11
Proventi (oneri) netti su altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (2)
Interessi e altri proventi su crediti finanziari non strumentali all'attività operativa 90 67
Commissioni mancato utilizzo linee di credito (8) (8)
(498) (497)
Differenze attive (passive) di cambio:
Differenze attive realizzate 2.650 1.544
Differenze attive da valutazione 416 302
Differenze passive realizzate (2.514) (1.258)
Differenze passive da valutazione (549) (250)
3 338
Altri proventi (oneri) finanziari:
Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo
(a)
(44) (19)
Interessi e altri proventi su crediti finanziari strumentali all'attività operativa 67 102
Commissioni per servizi finanziari 46 24
Oneri correlati ad operazioni di factoring (8) (3)
Interessi su crediti d'imposta 1
Altri proventi 4 8
Altri oneri (39) (12)
27 100
Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale 18 53
(450) (6)
(a) La voce riguarda l’incremento dei fondi rischi ed oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio.
Compensi spettanti agli Amministratori e Sindaci
I compensi spettanti agli amministratori ammontano a
€11,12 milioni e i compensi spettanti ai sindaci ammontano a
€401 mila (art. 2427, n.16 del Codice civile). Questi compensi
riguardano gli emolumenti e ogni altra somma avente natura
retributiva, previdenziale e assistenziale dovuta per lo svolgi-
mento della funzione che abbiano costituito un costo per la
Società, anche se non soggetti all’imposta sul reddito delle
persone fisiche.
29 Proventi (oneri) finanziari
I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:
Gli strumenti finanziari derivati, positivi di €234 milioni, sono indicati alla nota n. 23 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.
I proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022454
(€ milioni) 2022 2021
Dividendi 2.336 6.006
Plusvalenze nette da vendite 214 21
Plusvalenza su conferimenti 2.006
Altri proventi 1.238 2.281
Totale proventi 5.794 8.308
Svalutazioni e altri oneri (2.023) (1.390)
3.771 6.918
(€ milioni) 2022 2021
Dividendi
Eni International BV 1.722 5.225
Azule Energy Angola SpA (ex Eni Angola SpA) 300
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 59
Eni Insurance DAC 58 57
Ecofuel SpA 54 24
Enipower SpA 49 164
Ieoc SpA 48
Eni Finance International SA 15 11
Eni Fuel SpA 11 4
Floaters SpA 10
Eni International Resources Ltd 3 9
Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA 3 8
Norpipe Terminal HoldCo Ltd 2 5
Transmed SpA 2 4
Eni Plenitude SpA Società Benefit 185
Eni Global Energy Markets SpA 145
Trans Tunisian Pipeline Company SpA 70
Eni Trade & Biofuels SpA 56
Rafferia di Gela SpA 19
Transmediterranean Pipeline Co Ltd 18
LNG Shipping SpA 2
2.336 6.006
Plusvalenze nette da vendite
Enipower SpA 214
Unión Fenosa Gas SA 21
214 21
Plusvalenze su conferimenti
Azule Energy Angola SpA (ex Eni Angola SpA) 2.006
2.006
Altri proventi
Ripresa di valore Eni Investments Plc 551 910
Ripresa di valore Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 359 53
Ripresa di valore Eni Petroleum Co Inc 287 747
Ripresa di valore Eni España Comercializadora de Gas SA 31
Ripresa di valore LNG Shipping SpA 7
Ripresa di valore Floaters SpA 2 10
Ripresa di valore Azule Energy Angola SpA (ex Eni Angola SpA) 355
Ripresa di valore Unión Fenosa Gas SA 200
Utilizzo Fondo copertura perdite Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 6
Altri proventi 1
1.238 2.281
Totale proventi 5.794 8.308
30 Proventi (oneri) su partecipazioni
I proventi (oneri) su partecipazioni si analizzano come segue:
I proventi su partecipazioni si analizzano come segue:
455ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
(€ milioni) 2022 2021
Svalutazioni
Eni Rewind SpA 890
Versalis SpA 379 454
Raffineria di Gela SpA 331 34
Saipem SpA 320 510
Export LNG Ltd 45
Ieoc SpA 14
Agenzia Giornalistica Italia SpA 13
EniProgetti SpA 11 21
Eni Mozambico SpA 11 15
Società Petrolifera Italiana SpA 3 1
Eni Timor Leste SpA 2 1
EniServizi SpA 1 3
Eni España Comercializadora de Gas SAU 95
LNG Shipping SpA 29
Servizi Aerei SpA 1
Altre minori 2 1
2.022 1.165
Altri oneri
Perdite su partecipazione Eni Rewind SpA 209
Perdite su partecipazione EniProgetti SpA 9
Perdite su partecipazione Raffineria di Gela SpA 4
Altri oneri 1 3
1 225
Totale oneri 2.023 1.390
(€ milioni) 2022 2021
IRES 303 (1)
IRAP (26) (19)
Addizionale Legge n. 7/09 97 (97)
Contributo solidaristico a carico delle imprese del settore energetico (1.250)
Totale imposte correnti (876) (117)
Imposte differite 1 4
Imposte anticipate
(a)
2.513 473
Totale imposte differite e anticipate 2.514 477
Totale imposte estere (11) (6)
Totale imposte sul reddito di Eni SpA 1.627 354
Imposte correnti relative alla joint operation (2)
Imposte anticipate (differite) relative alla joint operation (4) 43
Totale imposte sul reddito joint operation (4) 41
1.623 395
(a) Per il commento alle imposte anticipate si rinvia alla nota n. 16 – Attività per imposte anticipate.
Le svalutazioni e gli altri oneri si analizzano come segue:
31 Imposte sul reddito
Le imposte sul reddito si analizzano come segue:
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022456
2022 2021
(€ milioni) Aliquota Imposta Aliquota Imposta
Utile prima delle imposte 3.780 24,00% 907 7.280 24,00% 1.747
Differenza tra valore e costi della produzione 225 4,96% 11 569 4,96% 28
Aliquota teorica 24,29% 24,39%
Effetto delle variazioni in aumento (diminuzione) rispetto all'aliquota teorica:
- dividendi esclusi da tassazione -13,57% -19,05%
- cessioni pex -12,60% -0,06%
- perdite fiscali società consolidate -9,01% -1,52%
- valutazione partecipazioni 5,02% -3,00%
- valutazione anticipate -57,75% -7,84%
- perdita fiscale per imposte passati esercizi -0,04%
- addizionale IRES Legge n. 7/2009 -2,56% 1,33%
- Contributo solidaristico delle imprese del settore energetico 33,07%
- altre variazioni -9,83% 0,36%
Aliquota effettiva -42,94% -5,43%
32 Rapporticonparticorrelate
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 finanziari con le imprese controllate, collegate
e joint venture;
b) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre società
controllate dallo Stato italiano;
c) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con società
correlate a Eni SpA per il tramite di alcuni componenti del
Consiglio di Amministrazione. La maggior parte di tali ope-
razioni sono esenti dall’applicazione della normativa interna
Eni “Operazioni con interessi degli amministratori e sindaci e
Operazioni con Parti Correlate”, emanata in attuazione della
regolamentazione Consob, poiché si tratta di operazioni or-
dinarie concluse a condizioni di mercato o standard, ovvero
poiché al di sotto della soglia di esiguità prevista dalla proce-
dura stessa;
d) i contributi a soggetti non aventi natura societaria, riferibili
a Eni SpA, che perseguono iniziative di carattere umanitario,
culturale e scientifico e i contributi versati ai fondi pensione.
Le imposte sul reddito includono l’effetto dell’applicazione del
contributo solidaristico straordinario a carico delle imprese del
settore energetico per l’esercizio 2022 previsto dalla Legge n.
51 del 20 maggio 2022 (“Decreto Ucraina”) nonché lo stanzia-
mento del contributo solidaristico istituito dalla Legge n.197
del 29 dicembre 2022 (Legge Finanziaria 2023) sulla base del
reddito imponibile del 2022 al lordo della distribuzione di riser-
ve di rivalutazione.
L’ultimo esercizio definito con gli uffici fiscali è quello chiuso al
31 dicembre 2016. Per effetto delle previsioni dell’art. 67 D.L.
18/2020 e dell’art. 157 D.L. 34/2020 gli atti di accertamento rela-
tivi all’IRES, IRAP e IVA per l’esercizio 2016 possono essere noti-
ficati fino al 26 marzo 2023.
L’analisi della differenza tra l’aliquota teorica e l’aliquota ef-
fettiva di Eni SpA, inclusiva delle joint operation è di seguito
analizzata:
In particolare nel corso del 2022 con: (i) Eni Foundation, co-
stituita senza scopo di lucro e con l’obiettivo di perseguire
esclusivamente finalità di solidarietà sociale ed umanitaria
nei settori dell’assistenza, della sanità, dell’educazione, del-
la cultura e dell’ambiente, nonché della ricerca scientifica e
tecnologica (€5 milioni); (ii) Fondazione Eni Enrico Mattei
(FEEM), costituita con lo scopo di contribuire, attraverso stu-
di, ricerche e iniziative di formazione e informazione, all’arric-
chimento delle conoscenze sulle problematiche riguardanti
l’economia, l’energia e l’ambiente su scala locale e globale
(€5 milioni); (iii) fondo pensione dirigenti (€24 milioni).
Tutte le operazioni sono state compiute nell’interesse della So-
cietà e, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseguo-
no iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico, fanno
parte dell’ordinaria gestione.
L’analisi dei rapporti di natura commerciale e diversa con le im-
prese controllate, collegate e joint venture e con altre società
controllate dallo Stato è la seguente:
457ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
ESERCIZIO 2022
31.12.2022 2022
Denominazione (€ milioni)
Crediti e
altre attività
Debiti e altre
passività
Derivati
attivi
Derivati
Passivi Garanzie Ricavi
(a)
Costi
(b)
Altri proventi
(oneri) operativi
Imprese controllate
Agip Caspian Sea BV 3 14.753 9
Agip Karachaganak BV 5 1 3.238 14 1
Ecofuel SpA 12 29 63 4 268
Eni Abu Dhabi BV 6 4 51.529 23 3
Eni Abu Dhabi Refining & Trading BV 3.748
Eni Algeria Exploration BV 8 1 101 16
Eni Austria GmbH 15 12 221
Eni Congo SA 33 65
Eni Deutschland GmbH 188 4 5 1.432 56
Eni España Comercializadora De Gas SAU 232 187 37 18 63 3.548 770 (159)
Eni Finance International SA 1 136 41 3
Eni Fuel SpA 772 35 62 4.208 11
Eni gas & power France SA 296 544 421 105 1.808 258
Eni Global Energy Markets SpA 4.239 3.201 9.842 8.607 2.352 10.344 (7.461)
Eni Indonesia Limited 10 23 15 137
Eni Insurance Designated Activity Company 1 1 57 2 33
Eni International BV 1 188 2
Eni Lasmo plc 606
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 41 50 30 163 492
Eni México, S.de RL de CV 15 1 289 41
Eni Mozambico SpA 1 68 2
Eni Muara Bakau BV 8 10 135
Eni New Energy SpA 1 2 259 5
Eni North Africa BV 8 19 22 6 24 21 267
Eni Petroleum Co Inc 21 4 173 22 5
Eni Petroleum US LLC 438
Eni Plenitude Iberia SLU 105
Eni Plenitude SpA Società Benefit 325 38 4.524 4.876 991 6.878 (947)
Eni Rewind SpA 31 159 1.039 71 353
Eni Suisse SA 17 217 8
Eni Sustainable Mobility SpA 1 1 231
Eni Trade & Biofuels SpA 591 1.859 9 6 3.782 3.493 16.236 9
Eni Trading & Shipping Inc 1.106
Eni UK Limited 11 2 89 28 5
Eni ULX Limited 256
Eni US Operating Co. Inc. 787 1
Eni USA Gas Marketing LLC 1.315
Eni Venezuela BV 1 5 63
Enipower Mantova SpA 26 74 6 91 266
Enipower SpA 83 250 1 10 306 959
EniProgetti SpA 9 59 10 22 102
EniServizi SpA 7 42 8 56 140
Floaters SpA 22 1 236
Ieoc Production BV 28 1 13 76 2
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022458
31.12.2022 2022
Denominazione (€ milioni)
Crediti e
altre attività
Debiti e altre
passività
Derivati
attivi
Derivati
Passivi Garanzie Ricavi
(a)
Costi
(b)
Altri proventi
(oneri) operativi
LNG Shipping SpA 16 17 192 37 155
Nigerian Agip Oil Company Limited 17 77 36
Raffineria di Gela SpA 26 31 69 159 169
Trans Tunisian Pipeline Company SpA 75 485
Versalis France SAS 2 95
Versalis SpA 202 28 1 172 1.408 149
Altre
(*)
136 43 520 329 88
7.466 6.241 15.117 13.976 89.036 35.187 21.599 (8.300)
Imprese collegate e joint venture
Angola LNG Ltd 75
Damietta LNG (DLNG) SAE 14 71
Azule Energy Angola B.V. (ex Eni Angola
Exploration BV)
9 86 9
Azule Energy Angola SpA (ex Eni Angola SpA) 56 3.182 68
Eni North Sea Wind Limited 166
Società Enipower Ferrara Srl 14 69 5 63 172
Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA 6 433 16 12
Vår Energi ASA 14 121 278 19 1.408
Altre
(*)
43 21 11 80 89
142 658 3.728 255 1.827
Imprese controllate dallo Stato
Gruppo Snam 755 24 1.723 873
GSE - Gestore Servizi Energetici 54 117 5.087 1.141
ITA Airways - Italia Trasporto Aereo SpA 3 179
Gruppo Terna 37 35 4 8 139 90 (18)
Altre
(*)
9 12 13 21
858 188 4 8 7.141 2.125 (18)
Fondi pensione, fondazioni e altri soggetti correlati 2 1 34
8.466 7.089 15.121 13.984 92.764 42.584 25.585 (8.318)
(a) I ricavi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti i proventi relativi al personale in comando.
(b) I costi si differenziano da quelli dello schema di conto economico perché sono esposti al lordo delle quote capitalizzate e del costo per personale in comando.
(*) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni.
459ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
ESERCIZIO 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 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 Refining & 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 Benefit 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
Raffineria di Gela SpA 37 40 68 80 177
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022460
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
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)
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 ASA 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 Energetici 156 64 2.073 636
Gruppo Terna 20 5 7 14 50 4
Altre
(*)
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.
461ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
I rapporti più significativi con le imprese controllate, collegate e
joint venture riguardano:
• l’acquisto di greggio da Eni Trade & Biofuels SpA, da Eni Medi-
terranea Idrocarburi SpA e da Eni Venezuela BV sulla base dei
corrispettivi legati alle quotazioni dei greggi di riferimento sui
mercati internazionali riconosciuti;
• la fornitura di prodotti petroliferi a società italiane controllate (tra
le principali Eni Fuel SpA, Eni Mediterranea Idrocarburi SpA, Eni
Trade & Biofuels SpA, Versalis SpA), nonché di greggi a Eni Deu-
tschland GmbH e prodotti petroliferi a controllate estere (tra le
principali Eni Austria GmbH ed Eni Suisse SA). I rapporti sono re-
golati 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 Benefit, Eni Global Energy Markets
SpA, Versalis SpA) e all’estero (Eni gas & power France SA,
Eni España Comercializadora de Gas SAU) sulla base di corri-
spettivi legati all’andamento dei principali prodotti energetici;
• la fornitura di energia elettrica e vapore a società controllate
(Eni Plenitude SpA Società Benefit, Enipower SpA, Versalis SpA);
• l’acquisto di gas e GNL da società controllate e collegate (tra
le principali Eni Mediterranea Idrocarburi SpA, Eni North Africa
BV, Eni Muara Bakau BV, Eni Global Energy Markets SpA, Eni
Indonesia Limited, Eni España Comercializadora de Gas SAU,
Angola LNG Ltd e Vår Energi ASA) 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 pro-
dotto sui mercati internazionali riconosciuti;
• la fornitura di servizi specialistici nel campo dell’upstream pe-
trolifero a società controllate e collegate (tra le principali Ieoc
Production BV, Azule Energy Angola SpA, Eni Congo SA, Eni
México S. De R.L., Nigerian Agip Oil Company Ltd e Eni North
Africa BV) fatturati sulla base dei costi sostenuti;
• gli oneri contrattuali relativi al noleggio e cessione della FPSO
Firenze da Floaters SpA;
• l’acquisizione di servizi di trasporto gas all’estero da Trans Tu-
nisian Pipeline Company SpA;
• l’acquisto di prodotti petrolchimici da Ecofuel SpA sulla base
di corrispettivi legati alle quotazioni sui mercati internazionali
riconosciuti dei prodotti;
• l’acquisizione di vapore ed energia elettrica e titoli ambientali
da Enipower SpA e di energia elettrica da Enipower Mantova
Spa e Società Enipower Ferrara Srl;
• l’acquisizione del servizio di cabotaggio (via mare) di prodotti
da Eni Trade & Biofuels SpA e LNG Shipping SpA;
• il riconoscimento a Eni Rewind SpA degli oneri ambientali
sostenuti a fronte di garanzie rilasciate all’atto della cessione
delle partecipazioni in Agricoltura SpA e Singea SpA;
• il contratto di lavorazione per la produzione di biocarburanti
con Raffineria di Gela SpA rilevati sulla base delle disposizioni
dell’IFRS16;
• il contratto di tolling con le società Enipower SpA ed Eni-
power Mantova SpA che prevede la consegna in conto lavo-
razione del gas e la messa a disposizione dell’energia elettri-
ca rilevati sulla base delle disposizioni dell’IFRS16;
• il contratto di tolling con Damietta LNG SAE che prevede la
consegna in conto lavorazione del gas e la messa a dispo-
sizione di LNG;
• 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 commo-
dity con Eni Trade & Biofuels SpA, Eni Global Energy Markets
SpA, Eni Plenitude SpA Società Benefit, Eni España Comercia-
lizadora de Gas SAU ed Enigas & power France SA.
I rapporti più significativi con le imprese controllate dallo Sta-
to riguardano:
• la compravendita di energia elettrica, gas e titoli ambienta-
li, la vendita di prodotti petroliferi e capacità di stoccaggio
a GSE - Gestore Servizi Energetici per la costituzione delle
scorte specifiche tenute dall’Organismo Centrale di Stoccag-
gio Italiano (OCSIT) in accordo al D.Lgs. n. 249/12, il contri-
buto a copertura degli oneri derivanti dall’espletamento delle
funzioni ed attività di OCSIT e il contributo corrisposto a GSE
per la promozione dell’uso del biometano e altri biocarburanti
avanzati nel settore dei trasporti;
• l’acquisizione di servizi di dispacciamento e la 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 derivati
su commodity a copertura del rischio di volatilità del corri-
spettivo per l’assegnazione dei diritti di utilizzo della capaci-
tà di trasporto con il Gruppo Terna;
• l’acquisizione di servizi di trasporto, di stoccaggio e servizi
di distribuzione dal Gruppo Snam nonché la compravendita
di gas per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base
di corrispettivi legati all’andamento dei principali prodotti
energetici;
• la vendita di jet fuel alla ITA Airways - Italia Trasporto Ae-
reo SpA.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022462
ESERCIZIO 2022
31.12.2022 2022
Denominazione (€ milioni) Crediti Debiti Garanzie Proventi Oneri Derivati
Imprese controllate
Ecofuel Spa 117 16 (7)
Eni Deutschland Gmbh 64 (1)
Eni Finance International SA 332 5.308 25.903 56 27 210
Eni Fuel SpA 352 3 1
Eni Global Energy Markets SpA 47 2.450 140 16 13 9
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA 90 94 1
Eni New Energy SpA 120 1
Eni Plenitude SpA Società Benefit 1.497 208 10 5
Eni Rewind SpA 1 2.034 11 8 4
Eni Sustainable Mobility SpA 173
Eni Trade & Biofuels SpA 359 1.425 48 2 9
Eni Trading & Shipping Inc 4 113 1
EniBioCh4in SpA 56 1
Enipower Mantova SpA 4 290 10
Enipower SpA 1.145 1 35 (3)
EniProgetti SpA 52 5
Floaters SpA 334
Ieoc Production BV 52
LNG Shipping SpA 301 1 1
Trans Tunisian Pipeline Company SpA 90 (1)
Versalis SpA 1.936 26 19 18 (2)
Altre
(*)
148 264 63 25 7 14
4.456 13.497 27.690 190 100 233
Imprese collegate e joint venture
Damietta LNG (DLNG) SAE 105
Mozambique Rovuma Venture SpA 1.187 3 5
Altre
(*)
18 39 1 19 2
1.205 39 106 22 5 2
Imprese controllate dallo Stato
Altre
(*)
10 1 1
10 1 1
5.661 13.546 27.796 213 106 235
(*) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni.
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:
463ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
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 Benefit 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
Raffineria di Gela SpA 290 74 1 1
Serfactoring SpA - in liquidazione 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
(*)
2
2
8.007 7.099 30.256 203 84 105
(*) Per rapporti di importo unitario inferiori a €50 milioni.
Eni provvede alla centralizzazione e copertura dei rischi di
cambio e di tasso di interesse delle società del Gruppo attra-
verso la stipula di contratti derivati con le stesse e con le con-
troparti 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 liquidità
del Gruppo. Le condizioni applicate fanno riferimento ai tassi di
mercato correnti al momento delle transazioni (tassi di interes-
se Euribor per l’euro, tassi di interesse a termine per le divise di-
verse dall’euro e tassi di cambio WMR), con spread coerenti con
i livelli di primarie controparti attribuibili alla società 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. 26 – Garanzie, Impegni e rischi.
ESERCIZIO 2021
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022464
31.12.2022 31.12.2021
(€ milioni) Totale
Entità
correlate
Incidenza
% Totale
Entità
correlate
Incidenza
%
Disponibilità liquide ed equivalenti 7.628 20 0,26 6.630 593 8,94
Altre attività finanziarie (correnti) 3.760 3.565 94,81 4.214 4.177 99,12
Crediti commerciali e altri crediti 11.661 8.434 72,33 12.992 6.362 48,97
Altre Attività (correnti) 13.076 12.669 96,89 12.851 12.546 97,63
Altre Attività finanziarie (non correnti) 2.146 2.076 96,74 3.257 3.237 99,39
Altre Attività (non correnti) 2.813 2.484 88,30 2.057 1.877 91,25
Passività finanziarie a breve termine 14.122 12.143 85,99 5.866 5.691 97,02
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine 2.883 - n.s. 1.555 - n.s.
Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine 373 157 42,09 383 169 44,13
Debiti commerciali e altri debiti 12.380 6.583 53,17 9.521 5.215 54,77
Altre passività (correnti) 14.305 12.317 86,10 16.305 15.139 92,85
Passività finanziarie a lungo termine 16.054 4 0,02 20.619 - n.s.
Passività per beni in leasing a lungo termine 1.887 1.242 65,82 1.939 1.239 63,90
Altre passività (non correnti) 3.029 2.173 71,74 2.892 2.230 77,11
2022 2021
(€ milioni) Totale
Entità
correlate
Incidenza
% Totale
Entità
correlate
Incidenza
%
Ricavi della gestione caratteristica 74.679 40.936 54,82 38.249 19.658 51,39
Altri ricavi e proventi 542 251 46,31 474 125 26,37
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi 66.135 24.201 36,59 33.127 14.720 44,44
Altri proventi (oneri) operativi (6.325) (8.318) n.s (2.278) (3.538) n.s.
Proventi finanziari 3.324 213 6,41 2.049 203 9,91
Oneri finanziari 3.730 106 2,84 2.066 84 4,07
Strumenti finanziari derivati 234 235 n.s (201) 105 n.s.
(€ milioni) 2022 2021
Ricavi e proventi 41.519 19.984
Costi e oneri (24.249) (14.769)
Altri proventi (oneri) operativi (8.318) (3.538)
Variazione crediti e debiti commerciali e diversi (4.303) 1.556
Interessi 88 97
Flusso di cassa netto da attività operativa 4.737 3.330
Investimenti in attività materiali e immateriali (36) (80)
Variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento (10) (15)
Variazione crediti finanziari 1.631 1.923
Flusso di cassa netto da attività di investimento 1.585 1.828
Variazione debiti finanziari e passività per beni in leasing 6.258 802
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento 6.258 802
Totale flussi finanziari verso entità correlate 12.580 5.960
INCIDENZA DELLE OPERAZIONI O POSIZIONI CON PARTI CORRELATE SULLA SITUAZIONE PATRIMONIALE,
SUL RISULTATO ECONOMICO E SUI FLUSSI FINANZIARI
L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci di stato patrimoniale è indicata nella seguente tabella riepilogativa:
L’incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi:
I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella:
465ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
2022 2021
(€ milioni) Totale
Entità
correlate
Incidenza
% Totale
Entità
correlate
Incidenza
%
Flusso di cassa da attività operativa 5.818 4.737 81,42 4.274 3.330 77,91
Flusso di cassa da attività di investimento (3.715) 1.585 n.s. (7.408) 1.828 n.s.
Flusso di cassa da attività di finanziamento (1.087) 6.258 n.s. 1.680 802 47,74
L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:
Ai sensi dell’art. 1, comma 125-bis, della Legge n. 124/2017 e
successive modificazione, di seguito sono indicate le informa-
zioni in merito alle erogazioni ricevute da parte di entità ed enti
pubblici italiani, ad esclusione delle società in controllo pubbli-
co quotate e loro partecipate; inoltre ai sensi dell’art. 1, com-
ma 126, della medesima Legge, applicabile a Eni SpA in quanto
società controllata di diritto o di fatto, direttamente o indiretta-
mente, dallo Stato, sono indicate anche le erogazioni concesse
a imprese, persone ed enti pubblici e privati italiani ed esteri.
In particolare, non sono oggetto di presentazione: (i) le forme di
incentivo/sovvenzione ricevute in applicazione di un regime ge-
nerale di aiuto a tutti gli aventi diritto; (ii) i corrispettivi afferenti a
prestazioni di opera/servizi, incluse le sponsorizzazioni, nonché
i vantaggi economici aventi natura retributiva o risarcitoria; (iii) i
rimborsi e le indennità corrisposti a soggetti impegnati in tirocini
formativi e di orientamento; (iv) i contributi ricevuti per la for-
33 Erogazioni pubbliche – informativa ex art. 1, commi 125-129, Legge n. 124/2017
mazione continua da parte di fondi interprofessionali costituiti
nella forma giuridica di associazione; (v) i contributi associativi
per l’adesione ad associazioni di categoria e territoriali, nonché
a favore di fondazioni, o altre organizzazioni equivalenti, funzio-
nali alle attività connesse con il business aziendale; (vi) i costi
sostenuti a fronte di social project connessi con le attività di in-
vestimento operate.
Le erogazioni sono individuate secondo il criterio di cassa
6
.
L’informativa di seguito presentata include le erogazioni di im-
porto pari o superiore a €10.000 effettuate da un medesimo
soggetto erogante nel corso del 2022, anche tramite una plu-
ralità di atti.
Ai sensi delle disposizioni dell’art. 1, comma 125-quinquies della
Legge n. 124/2017, per le erogazioni ricevute si rinvia alle indi-
cazioni contenute nel Registro Nazionale degli Aiuti di Stato di
cui all’articolo 52 della Legge 24 dicembre 2012, n. 234.
(6) Nel caso di vantaggi economici di natura non monetaria, il criterio per cassa va inteso in senso sostanzialistico, facendo riferimento all’esercizio in cui il beneficio è
stato fruito.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022466
Soggettobeneficiario
Importodelvantaggio
economicocorrisposto(€)
Fondazione Eni Enrico Mattei (FEEM) 4.750.000
Eni Foundation 4.670.000
Fondazione Teatro alla Scala 3.202.992
Fondazione Giorgio Cini 500.000
Associazione della Croce Rossa Italiana 421.577
Protezione Civile Italiana 310.091
WEF - World Economic Forum 303.567
Fabbrica di San Pietro 180.600
Ara Pacis Initiative For Peace ONLUS 180.000
Atlantic Council 95.717
World Business Council for Sustainable Development 85.825
Lebanese Armed Forces (LAF) 74.253
Council on Foreign Relations 66.216
Extractive Industries Transparency Initiative (EITI) 52.715
Bruegel 50.000
Cotec - Fondazione per l'Innovazione Tecnologica 50.000
IFRI - Institut Français des Relations Internationales 50.000
Parrocchia di Santa Barbara - San Donato Milanese 50.000
Associazione Pionieri e Veterani Eni 52.000
La Semente - Società Agricola Cooperativa Sociale 45.000
Carnegie Endowment for International Peace (CEIP) 43.720
Aspen Institute Italia 35.000
E4Impact Foundation 35.000
Italiadecide 35.000
Center for Strategic and International Studies 31.759
Ospedale "Santo Spirito" e ASL di Pescara 30.000
Global Reporting Initiative 27.500
Fondazione Centro Studi Investimenti Sociali - CENSIS 25.000
Associazione CILLA Liguria 21.000
Associazione Amici della Luiss 20.000
Centro Studi Americani 20.000
GCNI - Fondazione Global Compact Network Italia 17.000
Comitato Nazionale del Welfare della Gente di Mare 15.000
Voluntary Principles Association (VPA) 12.798
Harvard University 11.415
Associazione di Volontariato e di promozione Sociale Pro Loco Sannazzaro 10.000
FONDAZIONE SERICS 10.000
Parks - Liberi e Uguali 10.000
EROGAZIONI CONCESSE
34 Eventiedoperazionisignificativenonricorrenti
Nel 2022 e 2021 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti.
35 Posizioniotransazioniderivantidaoperazioniatipichee/oinusuali
Nel 2022 e 2021 non si rilevano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.
36 Fattidirilievoavvenutidopolachiusuradell’esercizio
I contributi straordinari di solidarietà a carico delle società energetiche nel 2022 sono riportati alla nota n. 31 – Imposte sul reddito.
La guerra Russia-Ucraina, oltre a costituire un rischio sistemico, non pone rischi specifici per il prosieguo della Società oltre a quanto
già comunicato nelle note al bilancio consolidato.
Il 28 marzo 2023 è stato approvato dal Governo il D.L. “Energia” che prevede la modifica della base imponibile ai fini del contributo solida-
ristico ex Lege 197 2022, con la parziale esclusione degli effetti connessi all’utilizzo di riserve di rivalutazione. Tale modifica comporterà
nell’esercizio 2023 una revisione in riduzione, la cui quantificazione è in corso di definizione, dello stanziamento operato nel bilancio 2022.
Di seguito sono indicate le erogazioni concesse relative essenzialmente a fondazioni, associazioni e altri enti per finalità reputazio-
nali, di liberalità e di sostegno ad iniziative benefiche e di solidarietà:
467ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Proposte del Consiglio di Amministrazione
all’Assemblea degli Azionisti
Signori Azionisti,
Il Consiglio di Amministrazione Vi propone di:
• approvare il bilancio di esercizio al 31 dicembre 2022 di Eni SpA che chiude con l’utile di 5.403.018.837,87 euro;
• attribuire l’utile dell’esercizio di 5.403.018.837,87 euro alla riserva disponibile.
16 marzo 2023
per il Consiglio di Amministrazione
La Presidente
Lucia Calvosa
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022468
1. I sottoscritti Claudio Descalzi e Francesco Esposito in qualità, rispettivamente, di Amministratore Delegato e di Dirigente prepo-
sto 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’eser-
cizio 2022.
2. Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio d’esercizio al 31 dicembre 2022 sono state definite e
la valutazione della loro adeguatezza è stata effettuata sulla base delle norme e metodologie definite da Eni in coerenza con
il modello Internal Control – Integrated Framework emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway
Commission che rappresenta un framework di riferimento per il sistema di controllo interno generalmente accettato a livello
internazionale.
3. Si attesta, inoltre, che:
3.1 Il bilancio d’esercizio al 31 dicembre 2022:
a) è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità Europea ai sensi del rego-
lamento (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 situazio-
ne dell’emittente, unitamente alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui è esposto.
16 marzo 2023
/firma/ Francesco Esposito
Francesco Esposito
Dirigente preposto alla redazione
dei documenti contabili societari
/firma/ Claudio Descalzi
Claudio Descalzi
Amministratore Delegato
Attestazione a norma delle disposizioni
dell’art. 154-bis, comma 5 del D.Lgs. 58/1998
(Testo Unico della Finanza)
469ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE
ALLEGATI
Allegati alle note del bilancio consolidato di Eni SpA al 31 dicembre 2022 472
Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2022 472
Variazioni dell'area di consolidamento verificatesi nell'esercizio 512
Corrispettivi di revisione legale dei conti e dei servizi diversi 516
Relazione della società di revisione sulla dichiarazione consolidata
di carattere non finanziario
Relazione della società di revisione sul bilancio consolidato
Relazione della società di revisione sul bilancio d'esercizio
Relazione del Collegio Sindacale all'Assemblea degli Azionisti
Partecipazioni di Eni SpA
al 31 dicembre 2022
In conformità a quanto disposto dagli artt. 38 e 39 del D.Lgs.
127/1991 e della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del
28 luglio 2006, sono forniti di seguito gli elenchi delle imprese
controllate, a controllo congiunto e collegate di Eni SpA al 31 di-
cembre 2022, nonché delle altre partecipazioni rilevanti. Le im-
prese sono suddivise per settore di attività e, nell’ambito di cia-
scun settore di attività, tra Italia ed estero e in ordine alfabetico.
Per ogni impresa sono indicati: la denominazione, la sede legale,
SOCIETÀ CONTROLLATE E A CONTROLLO CONGIUNTO
ASSOGGETTATE A REGIME FISCALE PRIVILEGIATO
Il Decreto Legislativo 29 novembre 2018, n. 241, di recepi-
mento della Direttiva UE recante norme contro le pratiche di
elusione fiscale, ha modificato la nozione di Stato o territorio
a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 47-bis del D.P.R. 22
dicembre 1986, n. 917. A seguito delle suddette modifiche
e delle modifiche apportate all’art. 167 del D.P.R. 22 dicem-
bre 1986, n. 917, le disposizioni in materia di imprese estere
controllate, CFC, si applicano se i soggetti controllati non re-
sidenti integrano congiuntamente le seguenti condizioni: a)
sono assoggettati a tassazione effettiva inferiore alla metà
la sede operativa, il capitale, i soci e le rispettive 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 il criterio di valu-
tazione. In nota è riportata l’indicazione delle partecipazioni con
azioni quotate in mercati regolamentati italiani o di altri Paesi
dell’Unione Europea, la percentuale di voto spettante nell’assem-
blea ordinaria se diversa da quella di possesso. I codici delle
valute indicati negli elenchi sono conformi all’International Stan-
dard ISO 4217.
Al 31 dicembre 2022, le imprese di Eni SpA sono così ripartite:
di quella a cui sarebbero stati soggetti qualora residenti in
Italia. b) Oltre un terzo dei proventi rientra in una o più delle
seguenti categorie: interessi, canoni, dividendi, redditi da le-
asing finanziario, redditi da attività assicurativa e bancaria,
proventi derivanti da prestazione di servizi e compravendita
di beni infragruppo con valore economico aggiunto scarso o
nullo. Al 31 dicembre 2022 Eni controlla 6 società che bene-
ficiano di un regime fiscale privilegiato.
Le suddette 6 società sono soggette ad imposizione in Italia
perché incluse nella dichiarazione dei redditi di Eni.
Nessuna società controllata che beneficia di un regime fi-
scale privilegiato ha emesso strumenti finanziari e tutti i bi-
lanci 2022 sono oggetto di revisione contabile.
ALLEGATI ALLE NOTE DEL BILANCIO CONSOLIDATODI ENI SPA
AL 31 DICEMBRE 2022
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
118 240 358
Imprese consolidate joint operation
3 7 10
Partecipazioni di imprese consolidate
(b)
Valutate con il metodo del patrimonio netto
3 31 34 29 54 83
Valutate con il metodo del costo
5 3 8 3 25 28
Valutate con il metodo del fair value
3 21 24
8 34 42 32 79 111 3 21 24
Partecipazioni di imprese non consolidate
Possedute da imprese controllate
1 1 4 4
Possedute da imprese a controllo congiunto
1 8 9
1 1 1 12 13
Totale
126 275 401 36 98 134 3 21 24
(a) Riguardano le partecipazioni in imprese diverse dalle controllate, controllate congiunte e collegate superiori al 2% o al 10% del capitale, rispettivamente se quotate o non quotate.
(b) Le partecipazioni in imprese controllate valutate con il metodo del patrimonio netto e con il metodo del costo riguardano le imprese non significative.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022472
IMPRESA CONSOLIDANTE
IMPRESE CONTROLLATE
Exploration & Production
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
Eni SpA
(#)
Roma
Italia
EUR
4.005.358.876
Cassa Depositi e Prestiti SpA
Ministero dell’Economia e delle Finanze
Eni SpA
Altri Soci
26,21
4,41
6,33
63,05
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA
Gela (CL)
Italia
EUR
5.200.000
Eni SpA
100,00
100,00
C.I.
Eni Mozambico SpA
San Donato
Milanese (MI)
Mozambico EUR 200.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
Eni Natural Energies SpA
San Donato
Milanese (MI)
Italia EUR 100.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
Eni Timor Leste SpA
San Donato
Milanese (MI)
Timor Est EUR 4.386.849 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
Eni West Africa SpA
San Donato
Milanese (MI)
Angola EUR 1.000.000 Eni SpA 100,00 P.N.
Floaters SpA
San Donato
Milanese (MI)
Italia EUR 200.120.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
Ieoc SpA
San Donato
Milanese (MI)
Egitto EUR 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. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati italiani o di altri Paesi dell’UE.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 473
ALL’ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Agip Caspian Sea BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Kazakhstan EUR 20.005 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Agip Energy and Natural
Resources (Nigeria) Ltd
Abuja
(Nigeria)
Nigeria NGN 5.000.000 Eni International BV
Eni Oil Holdings BV
95,00
5,00
100,00 C.I.
Agip Karachaganak BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Kazakhstan EUR 20.005 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
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 Eni UK Holding Plc
Eni UK Ltd
99,99
(..)
100,00 C.I.
Burren Shakti Ltd
(1)
Hamilton
(Bermuda)
Regno Unito USD 213.138 Burren En. India Ltd 100,00 100,00 C.I.
Eni Abu Dhabi BV
(3)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Emirati Arabi
Uniti
EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni Albania BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Albania EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni Algeria Exploration BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Algeria EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni Algeria Ltd Sàrl
Lussemburgo
(Lussemburgo)
Algeria USD 20.000 Eni Oil Holdings BV 100,00 100,00 C.I.
Eni Algeria Production BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Algeria EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni Ambalat Ltd
Londra
(Regno Unito)
Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I.
Eni America Ltd
Dover
(USA)
USA USD 72.000 Eni UHL Ltd 100,00 100,00 C.I.
Eni Argentina Exploración y
Explotación SA
Buenos Aires
(Argentina)
Argentina ARS 31.997.266 Eni International BV
Eni Oil Holdings BV
95,00
5,00
100,00 C.I.
Eni Arguni I Ltd
Londra
(Regno Unito)
Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I.
Eni Australia BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Australia EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni Australia Ltd
Londra
(Regno Unito)
Australia GBP 20.000.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni Bahrain BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
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.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(1) Società assoggettata a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a
tassazione in Italia.
(2) Società non assoggettata a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, 917: la Società opera con stabile organizzazione in
Congo ed il livello di imposizione non è inferiore al 50% di quello italiano.
(3) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la Società opera con stabile organizzazione negli
Emirati Arabi Uniti ed il livello di imposizione non è inferiore al 50% di quello italiano.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022474
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(4) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la Società è fiscalmente residente nel Regno Unito
ed opera con stabile organizzazione in Indonesia assoggettata a livello di imposizione non inferiore al 50% di quello italiano.
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
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
500.000
Eni E&P Holding BV
100,00
100,00
C.I.
Eni Côte d'Ivoire Ltd
Londra
(Regno Unito)
Costa
d’Avorio
GBP 1 Eni Lasmo Plc 100,00 100,00 C.I.
Eni Cyprus Ltd
Nicosia
(Cipro)
Cipro EUR 2.009 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni do Brasil Investimentos
em Exploração e Produção de
Petróleo Ltda
Rio de Janeiro
(Brasile)
Brasile BRL 1.593.415.000 Eni International BV
Eni Oil Holdings BV
99,99
(..)
P.N.
Eni East Ganal Ltd
Londra
(Regno Unito)
Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I.
Eni East 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 57.088.000.000 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.
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.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 475
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
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
Città del Messico
(Messico)
Messico MXN 3.000 Eni International BV
Eni Oil Holdings BV
99,90
0,10
100,00 C.I.
Eni Middle East Ltd
Londra
(Regno Unito)
Regno Unito GBP 1 Eni ULT Ltd 100,00 100,00 C.I.
Eni MOG Ltd
(in liquidazione)
Londra
(Regno Unito)
Regno Unito GBP 0
(a)
Eni Lasmo Plc
Eni LNS Ltd
99,99
(..)
100,00 C.I.
Eni Montenegro BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Repubblica del
Montenegro
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
100,00
C.I.
Eni Mozambique Engineering Ltd
Londra
(Regno Unito)
Regno Unito GBP 1 Eni Lasmo Plc 100,00 P.N.
Eni Mozambique LNG Holding BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Paesi Bassi EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni Muara Bakau BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Indonesia EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni Myanmar BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Myanmar EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(a) Azioni senza valore nominale.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022476
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
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 Petroleum Co Inc
Dover
(USA)
USA USD 156.600.000 Eni SpA
Eni International BV
63,86
36,14
100,00 C.I.
Eni Petroleum US Llc
Dover
(USA)
USA USD 1.000 Eni BB Petroleum Inc 100,00 100,00 C.I.
Eni Qatar BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Qatar EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni RAK BV
(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
Eni Oil Holdings BV
99,99
(..)
P.N.
Eni Rovuma Basin BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Mozambico EUR 20.000 Eni Mozambique LNG
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.
Eni South Africa BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Repubblica
Sudafricana
EUR 20.000 Eni International BV 100,00 P.N.
Eni South China Sea Ltd Sàrl
Lussemburgo
(Lussemburgo)
Cina
USD
20.000
Eni International BV
100,00
P.N.
Eni 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.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(5) Società per la quale non sono verificate le condizioni di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la Società opera con stabile organizzazione
negli Emirati Arabi Uniti e svolge un’attività economica effettiva.
(6) Società non soggetta a regime fiscale di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la Società opera con stabile organizzazione in Turkmenistan
ed il livello di imposizione non è inferiore al 50% di quello italiano.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 477
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Eni UKCS Ltd
Londra
(Regno Unito)
Regno Unito
GBP
100
Eni UK Ltd
100,00
100,00
C.I.
Eni Ukraine Holdings BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Paesi Bassi
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
P.N.
Eni Ukraine Llc
(in liquidazione)
Kiev
(Ucraina)
Ucraina
UAH
98.419.627,51
Eni Ukraine Hold. BV
Eni International BV
99,99
0,01
Eni ULT Ltd
Londra
(Regno Unito)
Regno Unito GBP 93.215.492,25 Eni Lasmo Plc 100,00 100,00 C.I.
Eni ULX Ltd
Londra
(Regno Unito)
Regno Unito GBP 200.010.000 Eni ULT Ltd 100,00 100,00 C.I.
Eni US Operating Co Inc
Dover
(USA)
USA USD 1.000 Eni Petroleum Co Inc 100,00 100,00 C.I.
Eni USA Gas Marketing Llc
Dover
(USA)
USA USD 10.000 Eni Marketing Inc 100,00 100,00 C.I.
Eni USA Inc
Dover
(USA)
USA USD 1.000 Eni Oil & Gas Inc 100,00 100,00 C.I.
Eni Venezuela BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Venezuela EUR 20.000 Eni Venezuela E&P H. 100,00 100,00 C.I.
Eni Venezuela E&P Holding SA
Bruxelles
(Belgio)
Belgio USD 254.443.200 Eni International BV
Eni Oil Holdings BV
99,99
(..)
100,00 C.I.
Eni Vietnam BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Vietnam EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni West Ganal Ltd
Londra
(Regno Unito)
Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I.
Eni West Timor Ltd
Londra
(Regno Unito)
Indonesia GBP 1 Eni Indonesia Ltd 100,00 100,00 C.I.
Eni Yemen Ltd
Londra
(Regno Unito)
Regno Unito GBP 1.000 Burren Energy Plc 100,00 P.N.
Eurl Eni Algérie
Algeri
(Algeria)
Algeria DZD 1.000.000 Eni Algeria Ltd Sàrl 100,00 P.N.
Export LNG Ltd
Hong Kong
(Hong Kong)
Repubblica
del Congo
USD 322.325.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
First Calgary Petroleums LP
Wilmington
(USA)
Algeria USD 1 Eni Canada Hold. Ltd
FCP Partner Co ULC
99,99
0,01
100,00 C.I.
First Calgary Petroleums Partner Co ULC
Calgary
(Canada)
Canada CAD 10 Eni Canada Hold. Ltd 100,00 100,00 C.I.
Ieoc Exploration BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Egitto EUR 20.000 Eni International BV 100,00 P.N.
Ieoc Production BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Egitto EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Lasmo Sanga Sanga Ltd
(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 UK Ltd 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
Eni Oil Holdings BV
99,90
0,10
P.N.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(7) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la Società è fiscalmente residente nel Regno Unito
ed opera con stabile organizzazione in Indonesia assoggettata a livello di imposizione non inferiore al 50% di quello italiano.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022478
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Mizamtec Operating Company
S. de RL de CV
Città del
Messico
(Messico)
Messico
MXN
3.000
Eni US Op. Co Inc
Eni Petroleum Co Inc
99,90
0,10
P.N.
Nigerian Agip CPFA Ltd
Lagos
(Nigeria)
Nigeria NGN 1.262.500 NAOC Ltd
Agip En Nat Res. Ltd
Nigerian Agip E. Ltd
98,02
0,99
0,99
Co.
Nigerian Agip Exploration Ltd
Abuja
(Nigeria)
Nigeria NGN 5.000.000 Eni International BV
Eni Oil Holdings BV
99,99
0,01
100,00 C.I.
Nigerian Agip Oil Co Ltd
Abuja
(Nigeria)
Nigeria NGN 1.800.000 Eni International BV
Eni Oil Holdings BV
99,89
0,11
100,00 C.I.
Zetah Congo Ltd
(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. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(8) Società assoggettata a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a
tassazione in Italia.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 479
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 100.000.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
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 Corridor Srl 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 Corridor Srl
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 Corridor Srl
Trans Tunis. P. Co SpA
99,95
0,05
100,00 C.I.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022480
Refining & Marketing e Chimica
Refining & 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.
EniBioCh4in Alexandria Srl
Società Agricola
San Donato
Milanese (MI)
Italia EUR 50.000 EniBioCh4in SpA
Soci Terzi
70,00
30,00
70,00 C.I.
EniBioCh4in Aprilia Srl
San Donato
Milanese (MI)
Italia EUR 10.000 EniBioCh4in SpA 100,00 100,00 C.I.
EniBioCh4in Grupellum
Società Agricola Srl
San Donato
Milanese (MI)
Italia EUR 100.000 EniBioCh4in SpA
Soci Terzi
98,00
2,00
98,00 C.I.
EniBioCh4in Jonica Srl
San Donato
Milanese (MI)
Italia EUR 20.000 EniBioCh4in SpA 100,00 100,00 C.I.
EniBioCh4in Momo
Società Agricola Srl
San Donato
Milanese (MI)
Italia EUR 20.000 EniBioCh4in SpA
Soci Terzi
95,00
5,00
95,00 C.I.
EniBioCh4in Pannellia
BioGas Srl Società Agricola
San Donato
Milanese (MI)
Italia EUR 50.000 EniBioCh4in SpA 100,00 100,00 C.I.
EniBioCh4in Quadruvium Srl Società
Agricola
San Donato
Milanese (MI)
Italia
EUR
100.000
EniBioCh4in SpA
100,00
100,00
C.I.
EniBioCh4in Service BioGas Srl
San Donato
Milanese (MI)
Italia
EUR
50.000
EniBioCh4in SpA
100,00
100,00
C.I.
EniBioCh4in Società Agricola
Il Bue Srl
San Donato
Milanese (MI)
Italia
EUR
10.000
EniBioCh4in SpA
100,00
100,00
C.I.
EniBioCh4in SpA
San Donato
Milanese (MI)
Italia EUR 2.500.000 Eni Sust. Mobility SpA 100,00 100,00 C.I.
Eni Fuel SpA
Roma Italia EUR 59.944.310 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
Eni Sustainable Mobility SpA
(ex Eni4Cities SpA)
Roma Italia EUR 39.450.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
Eni Trade & Biofuels SpA
Roma Italia EUR 22.568.759 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
Petroven Srl
Genova Italia EUR 918.520 Ecofuel SpA 100,00 100,00 C.I.
Po' Energia Srl Società Agricola
Bolzano Italia EUR 10.000 EniBioCh4in SpA 100,00 100,00 C.I.
Raffineria 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. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 481
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Eni Abu Dhabi Refining
& Trading BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Paesi Bassi EUR 20.000 Eni International BV 100,00 100,00 C.I.
Eni Abu Dhabi Refining
& Trading Services BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Emirati Arabi
Uniti
EUR 20.000 Eni Abu Dhabi R&T BV 100,00 P.N.
Eni Austria GmbH
Vienna
(Austria)
Austria EUR 78.500.000 Eni Sust. Mobility SpA
Eni Deutsch. GmbH
75,00
25,00
100,00 C.I.
Eni Benelux BV
Rotterdam
(Paesi Bassi)
Paesi Bassi EUR 1.934.040 Eni Sust. Mobility SpA 100,00 100,00 C.I.
Eni Deutschland GmbH
Monaco di
Baviera
(Germania)
Germania
EUR
90.000.000
Eni International BV
Eni Oil Holdings BV
89,00
11,00
100,00
C.I.
Eni Ecuador SA
Quito
(Ecuador)
Ecuador USD 103.142,08 Eni International BV
Esain SA
99,93
0,07
100,00 C.I.
Eni Energy (Shanghai) Co Ltd
Shanghai
(Cina)
Cina EUR 5.000.000 Eni 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.
Eni Iberia SLU
Alcobendas
(Spagna)
Spagna EUR 17.299.100 Eni Sust. Mobility SpA 100,00 100,00 C.I.
Eni Marketing Austria GmbH
Vienna
(Austria)
Austria EUR 19.621.665,23 Eni Mineralölh. GmbH
Eni Sust. Mobility SpA
99,99
(..)
100,00 C.I.
Eni Mineralölhandel GmbH
Vienna
(Austria)
Austria EUR 34.156.232,06 Eni Austria GmbH 100,00 100,00 C.I.
Eni Schmiertechnik GmbH
Wurzburg
(Germania)
Germania EUR 2.000.000 Eni Deutsch. GmbH 100,00 100,00 C.I.
Eni Suisse SA
Losanna
(Svizzera)
Svizzera CHF 102.500.000 Eni 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
Eni Oil Holdings BV
99,90
0,10
100,00 C.I.
Eni USA R&M Co Inc
Wilmington
(USA)
USA USD 11.000.000 Eni International BV 100,00 P.N.
Esacontrol SA
Quito
(Ecuador)
Ecuador USD 60.000 Eni Ecuador SA
Soci Terzi
87,00
13,00
P.N.
Esain SA
Quito
(Ecuador)
Ecuador USD 30.000 Eni Ecuador SA
Tecnoesa SA
99,99
(..)
100,00 C.I.
Oléoduc du Rhône SA
Bovernier
(Svizzera)
Svizzera CHF 7.000.000 Eni International BV 100,00 P.N.
Tecnoesa SA
Quito
(Ecuador)
Ecuador USD 36.000 Eni Ecuador SA
Esain SA
99,99
(..)
P.N.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022482
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(9) Società assoggettata a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a
tassazione in Italia.
Chimica
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Versalis SpA
San Donato
Milanese (MI)
Italia EUR 446.050.728,65 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
Finproject SpA
Morrovalle
(MC)
Italia EUR 18.500.000 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I.
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Asian Compounds Ltd
Hong Kong
(Hong Kong)
Hong Kong HKD 1.000 Finproject Asia Ltd
100,00
100,00 C.I.
Dunastyr Polisztirolgyártó Zártkörûen
Mûködõ Részvénytársaság
Budapest
(Ungheria)
Ungheria HUF 1.577.971.200 Versalis SpA
Versalis Deutschland GmbH
Versalis International SA
96,34
1,83
1,83
100,00 C.I.
Finproject Asia Ltd
(9)
Hong Kong
(Hong Kong)
Hong Kong USD 1.000 Finproject SpA
100,00
100,00 C.I.
Finproject Brasil Industria
De Solados Eireli
Franca
(Brasile)
Brasile BRL 1.000.000 Finproject SpA
100,00
100,00 C.I.
Finproject Guangzhou Trading Co Ltd
Guangzhou
(Cina)
Cina USD 180.000 Finproject SpA
100,00
100,00 C.I.
Finproject India Pvt Ltd
Jaipur
(India)
India INR 100.000.000 Asian Compounds Ltd
Finproject Asia Ltd
99,00
1,00
100,00 C.I.
Finproject Romania Srl
Valea Lui Mihai
(Romania)
Romania RON 67.730 Finproject SpA
100,00
100,00 C.I.
Finproject Singapore Pte Ltd
Singapore
(Singapore)
Singapore SGD 100 Finproject Asia Ltd
100,00
100,00 C.I.
Finproject Viet Nam Company Limited
Hai Phong
(Vietnam)
Vietnam VND 19.623.250.000 Finproject Asia Ltd
100,00
100,00 C.I.
Foam Creations (2008) Inc
Quebec City
(Canada)
Canada CAD 1.215.000 Finproject SpA
100,00
100,00 C.I.
Foam Creations México
SA de CV
León
(Messico)
Messico MXN 19.138.165 Foam Creations (2008)
Finproject SpA
99,99
(..)
100,00 C.I.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 483
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Padanaplast America Llc
Wilmington
(USA)
USA USD 70.000 Finproject SpA 100,00 100,00 C.I.
Padanaplast Deutschland GmbH
Hannover
(Germania)
Germania EUR 25.000 Finproject SpA 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
15.4 49.173,88
Versalis SpA
Versalis Deutsch. GmbH
Dunastyr Zrt
Versalis France
59,00
23,71
14,43
2,86
100,00
C.I.
Versalis Kimya Ticaret Limited Sirketi
Istanbul
(Turchia)
Turchia TRY 20.000 Versalis International SA 100,00 100,00 C.I.
Versalis México S. de RL de CV
Città del
Messico
(Messico)
Messico MXN 1.000 Versalis International SA
Versalis SpA
99,00
1,00
100,00 C.I.
Versalis Pacific (India) Private Ltd
Mumbai
(India)
India INR 238.700 Versalis Singapore P. Ltd
Soci Terzi
99,99
(..)
P.N.
Versalis Pacific Trading
(Shanghai) Co Ltd
Shanghai
(Cina)
Cina CNY 15.237.236 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I.
Versalis Singapore Pte Ltd
Singapore
(Singapore)
Singapore SGD 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.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022484
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 Eni Plenitude SpA SB
100,00
100,00 C.I.
Agrikroton Srl - Società Agricola
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 SEF Solar Srl
100,00
100,00 C.I.
Be Charge Srl
Milano Italia EUR 500.000 Be Power SpA
100,00
100,00 C.I.
Be Charge Valle d'Aosta Srl
Milano Italia EUR 10.000 Be Charge Srl
100,00
100,00 C.I.
Be Power SpA
Milano
Italia
EUR
698.251
Eni Plenitude SpA SB
Soci Terzi
99,19
0,81
(a)
100,00
C.I.
Borgia Wind Srl
Cesena (FC)
Italia
EUR
100.000
PLT Wind 2020 Srl
100,00
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.
Corridonia Energia Srl
Cesena (FC) Italia EUR 20.000 SEF Srl
100,00
100,00 C.I.
Dynamica Srl
Cesena (FC) Italia EUR 50.000 PLT Wind 2022 SpA
100,00
100,00 C.I.
Ecoener Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 PLT Energia Srl
100,00
100,00 C.I.
Elettro Sannio Wind 2 Srl
Cesena (FC) Italia EUR 1.225.000 PLT Wind 2022 SpA
100,00
100,00 C.I.
Enerkall Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 PLT Energia Srl
100,00
100,00 C.I.
Eni New Energy SpA
San Donato
Milanese (MI)
Italia EUR 9.296.000 Eni Plenitude SpA SB
100,00
100,00 C.I.
Eni Plenitude SpA Società Benefit
(ex Eni gas e luce SpA Società
Benefit)
San Donato
Milanese (MI)
Italia EUR 770.000.000 Eni SpA
100,00
100,00 C.I.
Eolica Pietramontecorvino Srl
Cesena (FC) Italia EUR 100.000 PLT Energia Srl
100,00
100,00 C.I.
Eolica Wind Power Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 PLT Wind 2022 SpA
100,00
100,00 C.I.
Eolo Energie - Corleone -
Campofiorito Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 PLT Wind 2020 Srl
100,00
100,00 C.I.
Evolvere SpA Società Benefit
Milano Italia EUR 1.130.000 Eni Plenitude 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.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(a) Quota di Controllo: Eni Plenitude SpA SB 100,00
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 485
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Faren Srl
Cesena (FC)
Italia
EUR
10.000
SEF Green Srl
100,00
100,00
C.I.
FAS Srl
Cesena (FC)
Italia
EUR
119.000
PLT Energia Srl
100,00
100,00
C.I.
Finpower Wind Srl
Milano
Italia
EUR
10.000
Eni New Energy SpA
100,00
100,00
C.I.
Fotovoltaica Pietramontecorvino Srl
Cesena (FC) Italia EUR 100.000 SEF Srl
100,00
100,00 C.I.
FV4P Srl
Forlì (FC) Italia EUR 10.000 SEF Srl
100,00
100,00 C.I.
Gemsa Solar Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 SEF Srl
100,00
100,00 C.I.
GPC Uno Srl
Cesena (FC) Italia EUR 25.000 SEF Srl
100,00
100,00 C.I.
GPC Due Srl
Cesena (FC) Italia EUR 12.000 SEF Srl
100,00
100,00 C.I.
Green Parity Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 PLT Energia Srl
100,00
100,00 C.I.
Lugo Società Agricola Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 SEF Solar Srl
100,00
100,00 C.I.
Lugo Solar Tech Srl
Cesena (FC) Italia EUR 100.000 SEF Solar Srl
100,00
100,00 C.I.
Marano Solar Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 SEF Solar Srl
100,00
100,00 C.I.
Marano Solare Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 SEF Srl
100,00
100,00 C.I.
Marcellinara Wind Srl
Cesena (FC) Italia EUR 35.000 PLT Wind 2022 SpA
100,00
100,00 C.I.
Micropower Srl
Cesena (FC) Italia EUR 30.000 PLT Wind 2020 Srl
100,00
100,00 C.I.
Molinetto Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 Faren Srl
100,00
100,00 C.I.
Montefano Energia Srl
Cesena (FC) Italia EUR 20.000 SEF Srl
100,00
100,00 C.I.
Monte San Giusto Solar Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 SEF Srl
100,00
100,00 C.I.
Olivadi Srl
Cesena (FC) Italia EUR 100.000 PLT Wind 2020 Srl
100,00
100,00 C.I.
Parco Eolico di Tursi e Colobraro Srl
Cesena (FC) Italia EUR 31.000 PLT Wind 2022 SpA
100,00
100,00 C.I.
Pescina Wind Srl
Cesena (FC) Italia EUR 50.000 PLT Wind 2020 Srl
100,00
100,00 C.I.
Pieve5 Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 SEF Solar Srl
100,00
100,00 C.I.
PLT Energia Srl
Cesena (FC) Italia EUR 3.865.474 Eni New Energy SpA
100,00
100,00 C.I.
PLT Engineering Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 PLT Energia Srl
100,00
100,00 C.I.
PLT Puregreen SpA
Cesena (FC) Italia EUR 500.000 PLT Energia Srl
100,00
100,00 C.I.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022486
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
PLT Wind 2020 Srl
Cesena (FC)
Italia
EUR
1.000.000
PLT Energia Srl
100,00
100,00
C.I.
PLT Wind 2022 SpA
Cesena (FC)
Italia
EUR
1.000.000
PLT Energia Srl
100,00
100,00
C.I.
Pollenza Sole Srl
Cesena (FC)
Italia
EUR
32.500
SEF Srl
100,00
100,00
C.I.
Ravenna 1 FTV Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 SEF Srl
100,00
100,00 C.I.
RF-AVIO Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 SEF Srl
100,00
100,00 C.I.
RF-Cavallerizza Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 SEF Srl
100,00
100,00 C.I.
Ruggiero Wind Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 PLT Energia Srl
100,00
100,00 C.I.
SAV - Santa Maria Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 PLT Wind 2022 SpA
100,00
100,00 C.I.
SEA SpA
L'Aquila Italia EUR 100.000 Eni Plenitude SpA SB
100,00
100,00 C.I.
SEF Green Srl
Cesena (FC) Italia EUR 500 SEF Srl
100,00
100,00 C.I.
SEF Miniwind Srl
Cesena (FC) Italia EUR 50.000 SEF Srl
100,00
100,00 C.I.
SEF Solar Abruzzo Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 SEF Srl
100,00
100,00 C.I.
SEF Solar II Srl
Cesena (FC) Italia EUR 1.000 SEF Srl
100,00
100,00 C.I.
SEF Solar Srl
Cesena (FC) Italia EUR 120.000 SEF Srl
100,00
100,00 C.I.
SEF Srl
Cesena (FC) Italia EUR 25.000 Eni New Energy SpA
100,00
100,00 C.I.
Società Agricola Agricentro Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 SEF Solar Srl
100,00
100,00 C.I.
Società Agricola Casemurate Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 SEF Srl
100,00
100,00 C.I.
Società Agricola Forestale
Pianura Verde Srl
Cesena (FC) Italia EUR 100.000 Soc. Agr. Agricentro Srl
100,00
100,00 C.I.
Società Agricola Isola d'Agri Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 SEF Solar Srl
100,00
100,00 C.I.
Società Agricola L'Albero Azzurro Srl
Cesena (FC) Italia EUR 100.000 Soc. Agr. Agricentro Srl
100,00
100,00 C.I.
Società Agricola SEF Bio Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 SEF Srl
100,00
100,00 C.I.
Società Energie Rinnovabili 1 SpA
Roma Italia EUR 120.000 SER SpA
CEF 3 Wind Energy
96,00
4,00
100,00 C.I.
Società Energie Rinnovabili SpA
Palermo Italia EUR 121.636 CEF 3 Wind Energy
100,00
100,00 C.I.
Timpe Muzzunetti 2 Srl
Cesena (FC) Italia EUR 2.500 PLT Energia Srl
Soci terzi
70,00
30,00
70,00 C.I.
Vivaro FTV Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 SEF Srl
100,00
100,00 C.I.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 487
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
VRG Wind 127 Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 PLT Energia Srl
100,00
100,00 C.I.
VRG Wind 149 Srl
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 PLT Wind 2022 SpA
100,00
100,00 C.I.
W-Energy Srl
Cesena (FC)
Italia
EUR
93.000
PLT Energia Srl
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.
Wind Salandra Srl
Cesena (FC)
Italia
EUR
100.000
PLT Wind 2020 Srl
100,00
100,00
C.I.
Windsol Srl
Cesena (FC) Italia EUR 3.250.000 PLT Wind 2020 Srl
100,00
100,00 C.I.
Wind Turbines Engineering 2 Srl
Cesena (FC) Italia EUR 5.450.000 PLT Wind 2020 Srl
100,00
100,00 C.I.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022488
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Adriaplin Podjetje za distribucijo
zemeljskega plina doo Ljubljana
Lubiana
(Slovenia)
Slovenia
EUR
12.956.935
Eni Plenitude SpA SB
Soci Terzi
51,00
49,00
51,00
C.I.
Aleria Solar SAS
Bastia
(Francia)
Francia EUR 100 Eni Plen. Op. Fr. SAS
100,00
100,00 C.I.
Alpinia Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl
100,00
100,00 C.I.
Anberia Invest SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna
EUR
3.000
PLT Eng. Spagna SLU
100,00
100,00
C.I.
Argon SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 180.000 Eni Plen. Op. Fr. SAS
100,00
100,00 C.I.
Arm Wind Llp
Astana
(Kazakhstan)
Kazakhstan KZT 19.069.100.000 Eni Energy Solutions BV
100,00
100,00 C.I.
Athies-Samoussy Solar PV1 SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia
EUR
68.000
Krypton SAS
100,00
100,00
C.I.
Athies-Samoussy Solar PV2 SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 40.000 Krypton SAS
100,00
100,00 C.I.
Athies-Samoussy Solar PV3 SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 36.000 Krypton SAS
100,00
100,00 C.I.
Athies-Samoussy Solar PV4 SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia
EUR
14.000
Xenon SAS
100,00
100,00
C.I.
Athies-Samoussy Solar PV5 SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 14.000 Xenon SAS
100,00
100,00 C.I.
Belle Magiocche Solaire SAS
Bastia
(Francia)
Francia EUR 10.000 Eni Plen. Op. Fr. SAS
100,00
100,00 C.I.
Bonete Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna
EUR
3.000
Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl
100,00
100,00
C.I.
Brazoria Class B Member Llc
Dover
(USA)
USA USD 1.000 Eni New Energy US Inc
100,00
100,00 C.I.
Brazoria County Solar Project Llc
Dover
(USA)
USA USD 1.000 Brazoria HoldCo Llc
100,00
89,27 C.I.
Brazoria HoldCo Llc
Dover
(USA)
USA
USD
206.355.897,15
Brazoria Class B
Socio terzi
89,27
10,73
89,27
C.I.
Camelia Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl
100,00
100,00 C.I.
Celtis Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl
100,00
100,00 C.I.
Corazon Energy Class B Llc
Dover
(USA)
USA USD 100 Eni New Energy US Inc
100,00
100,00 C.I.
Corazon Energy Llc
Dover
(USA)
USA USD 100 Corazon Tax Eq. Part. Llc
100,00
91,74 C.I.
Corazon Energy Services Llc
Dover
(USA)
USA USD 100 Eni New Energy US Inc
100,00
100,00 C.I.
Corazon Tax Equity Partnership Llc
Dover
(USA)
USA USD 199.142.207,16 Corazon En. Class B Llc
Soci Terzi
91,74
8,26
91,74 C.I.
Corlinter 5000 SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 PLT Eng. Spagna SLU
100,00
100,00 C.I.
Desarrollos Empresariales Illas SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl
100,00
100,00 C.I.
Desarrollos Energéticos
Riojanos SL
Villarcayo de
Merindad de
Castilla la Vieja
(Spagna)
Spagna EUR 876.042 Eni Plenitude SpA SB
Energías Amb. Outes
60,00
40,00
100,00 C.I.
Ecovent Parc Eolic SAU
Madrid
(Spagna)
Spagna
EUR
1.037.350
Eni Plenitude SpA SB
100,00
100,00
C.I.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 489
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Ekain Renovables SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna
EUR
3.000
PLT Eng. Spagna SLU
100,00
100,00
C.I.
Energía Eólica Boreas SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna
EUR
3.000
Eni Plenitude SpA SB
100,00
100,00
C.I.
Energías Ambientales de Outes SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna
EUR
643.451,49
Eni Plenitude SpA SB
100,00
100,00
C.I.
Energías Alternativas Eolicas Riojanas SL
Logroño
(Spagna)
Spagna
EUR
2.008.901,71
Eni Plenitude SpA SB
Desarrollos Energéticos
57,50
42,50
100,00
C.I.
Eni Energy Solutions BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Paesi Bassi EUR 20.000 Eni Plenitude SpA SB
100,00
100,00 C.I.
Eni Gas & Power France SA
Levallois Perret
(Francia)
Francia EUR 239.500.800 Eni Plenitude SpA SB
Soci Terzi
99,99
(..)
100,00 C.I.
Eni New Energy Australia Pty Ltd
Perth
(Australia)
Australia AUD 4 Eni Plenitude SpA SB
100,00
100,00 C.I.
Eni New Energy Batchelor Pty Ltd
Perth
(Australia)
Australia AUD 1 Eni New En. Aus. Pty Ltd
100,00
100,00 C.I.
Eni New Energy Katherine Pty Ltd
Perth
(Australia)
Australia AUD 1 Eni New En. Aus. Pty Ltd
100,00
100,00 C.I.
Eni New Energy Manton Dam Pty Ltd
Perth
(Australia)
Australia AUD 1 Eni New En. Aus. Pty Ltd
100,00
100,00 C.I.
Eni New Energy US Holding Llc
Dover
(USA)
USA USD 100 Eni New Energy US Inc
Eni New Energy US Inv. Inc
99,00
1,00
100,00 C.I.
Eni New Energy US Inc
Dover
(USA)
USA USD 100 Eni Plenitude SpA SB
100,00
100,00 C.I.
Eni New Energy US Investing Inc
Dover
(USA)
USA USD 1.000 Eni New Energy US Inc
100,00
100,00 C.I.
Eni Plenitude Iberia SLU
(ex Aldro Energía y Soluciones SLU)
Santander
(Spagna)
Spagna EUR 3.192.000 Eni Plenitude SpA SB
100,00
100,00 C.I.
Eni Plenitude Operations France SAS
(ex Dhamma Energy SAS)
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 1.116.489,72 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl
100,00
100,00 C.I.
Eni Plenitude Renewables France SAS
(ex Dhamma Energy Development SAS)
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 51.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl
100,00
100,00 C.I.
Eni Plenitude Renewables Hellas
Single Member SA
Atene
(Grecia)
Grecia EUR 627.4 64 Eni Plenitude SpA SB
100.00
100.00 C.I.
Eni Plenitude Renewables
Luxembourg Sàrl
(ex Dhamma Energy Group Sàrl)
Dudelange
(Lussenburgo)
Lussenburgo EUR 10.253.560 Eni Plenitude SpA SB
100.00
100.00 C.I.
Eni Plenitude Renewables Spain SLU
(ex Dhamma Energy Management SLU)
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 6.680 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl
100.00
100.00 C.I.
Eni Plenitude Rooftop France SAS
(ex Dhamma Energy Rooftop SAS)
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 40.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl
100,00
100,00 C.I.
Eolica Cuellar de la Sierra SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 110.999,77 PLT Spagna SL
100.00
51.00 C.I.
Estanque Redondo Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna
EUR
3.000
Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl
100,00
100,00
C.I.
Fotovoltaica Escudero SLU
Valencia
(Spagna)
Spagna
EUR
3.000
Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl
100,00
100,00
C.I.
Gas Supply Company
Thessaloniki - Thessalia SA
Thessaloniki
(Grecia)
Grecia
EUR
13.761.788
Eni Plenitude SpA SB
100,00
100,00
C.I.
Guajillo Energy Storage Llc
Dover
(USA)
USA
USD
100
Eni New Energy US H. Llc
100,00
100,00
C.I.
Guilleus Consulting SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 PLT Eng. Spagna SLU
100,00
100,00 C.I.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022490
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Holding Lanas Solar Sàrl
Argenteuil
(Francia)
Francia
EUR
100
Eni Plen. Op. Fr. SAS
100,00
100,00
C.I.
Inveese SAS
Bogotà
(Colombia)
Colombia COP 100.000.000 PLT Colombia SAS
Soci Terzi
75,00
25,00
38,25 C.I.
Ixia Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl
100,00
100,00 C.I.
Krypton SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 180.000 Eni Plen. Op. Fr. SAS
100,00
100,00 C.I.
Lanas Solar SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 100 Holding Lanas Solar
100,00
100,00 C.I.
Membrio Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl
100,00
100,00 C.I.
Miburia Trade SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 PLT Eng. Spagna SLU
100,00
100,00 C.I.
Olea Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl
100,00
100,00 C.I.
Opalo Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl
100,00
100,00 C.I.
Pistacia Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna
EUR
3.000
Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl
100,00
100,00
C.I.
PLT Colombia SAS
Bogotà
(Colombia)
Colombia
COP
510.840.000
PLT Energia Srl
Soci Terzi
51,00
49,00
51,00
C.I.
PLT Engineering Colombia SAS
Bogotà
(Colombia)
Colombia COP 1.000.000 PLT Engineering Srl
Soci Terzi
60,00
40,00
60,00 C.I.
PLT Engineering Romania Srl
Cluj-Napoca
(Romania)
Romania RON 4.400 PLT Engineering Srl
Micropower Srl
95,00
5,00
100,00 C.I.
PLT Engineering Spagna SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 PLT Engineering Srl
100,00
100,00 C.I.
PLT Spagna SL
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 100.000 PLT Energia Srl
Soci Terzi
51,00
49,00
51,00 C.I.
POP Solar SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 1.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl
100,00
100,00 C.I.
Punes Trade SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 PLT Eng. Spagna SLU
100,00
100,00 C.I.
SKGRPV1 Single Member Private
Company
Atene
(Grecia)
Grecia EUR 14.600 Eni Plen. Renew. Hellas
100,00
100,00 C.I.
SKGRPV2 Single Member Private
Company
Atene
(Grecia)
Grecia EUR 14.600 Eni Plen. Renew. Hellas
100,00
100,00 C.I.
SKGRPV3 Single Member Private
Company
Atene
(Grecia)
Grecia
EUR
14.600
Eni Plen. Renew. Hellas
100,00
100,00
C.I.
SKGRPV4 Single Member Private
Company
Atene
(Grecia)
Grecia EUR 13.600 Eni Plen. Renew. Hellas
100,00
100,00 C.I.
SKGRPV5 Single Member Private
Company
Atene
(Grecia)
Grecia EUR 13.600 Eni Plen. Renew. Hellas
100,00
100,00 C.I.
SKGRPV6 Single Member Private
Company
Atene
(Grecia)
Grecia EUR 19.300 Eni Plen. Renew. Hellas
100,00
100,00 C.I.
SKGRPV7 Single Member Private
Company
Atene
(Grecia)
Grecia EUR 31.000 Eni Plen. Renew. Hellas
100,00
100,00 C.I.
SKGRPV8 Single Member Private
Company
Atene
(Grecia)
Grecia EUR 19.200 Eni Plen. Renew. Hellas
100,00
100,00 C.I.
SKGRPV9 Single Member Private
Company
Atene
(Grecia)
Grecia EUR 19.200 Eni Plen. Renew. Hellas
100,00
100,00 C.I.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 491
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
SKGRPV10 Single Member Private
Company
Atene
(Grecia)
Grecia
EUR
18.800
Eni Plen. Renew. Hellas
100,00
100,00
C.I.
SKGRPV11 Single Member Private
Company
Atene
(Grecia)
Grecia
EUR
25.300
Eni Plen. Renew. Hellas
100,00
100,00
C.I.
SKGRPV12 Single Member Private
Company
Atene
(Grecia)
Grecia
EUR
19.000
Eni Plen. Renew. Hellas
100,00
100,00
C.I.
SKGRPV13 Single Member Private
Company
Atene
(Grecia)
Grecia EUR 30.900 Eni Plen. Renew. Hellas
100,00
100,00 C.I.
SKGRPV14 Single Member Private
Company
Atene
(Grecia)
Grecia EUR 39.900 Eni Plen. Renew. Hellas
100,00
100,00 C.I.
SKGRPV15 Single Member Private
Company
Atene
(Grecia)
Grecia EUR 19.000 Eni Plen. Renew. Hellas
100,00
100,00 C.I.
SKGRPV16 Single Member Private
Company
Atene
(Grecia)
Grecia EUR 19.000 Eni Plen. Renew. Hellas
100,00
100,00 C.I.
SKGRPV17 Single Member Private
Company
Atene
(Grecia)
Grecia EUR 10.200 Eni Plen. Renew. Hellas
100,00
100,00 C.I.
SKGRPV18 Single Member Private
Company
Atene
(Grecia)
Grecia EUR 5.200 Eni Plen. Renew. Hellas
100,00
100,00 C.I.
SKGRPV19 Single Member Private
Company
Atene
(Grecia)
Grecia EUR 12.200 Eni Plen. Renew. Hellas
100,00
100,00 C.I.
SKGRPV20 Single Member Private
Company
Atene
(Grecia)
Grecia EUR 12.200 Eni Plen. Renew. Hellas
100,00
100,00 C.I.
Tebar Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl
100,00
100,00 C.I.
Xenon SAS
Argenteuil
(Francia)
Francia EUR 1.500.100 Eni Plen. Op. Fr. SAS
Soci Terzi
0,01
99,99
(a)
100,00 C.I.
Zinnia Solar SLU
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl
100,00
100,00 C.I.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(a) Quota di Controllo: Eni Plenitude Operations France SAS 100,00
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022492
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
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
44,12 C.I.
EniPower SpA
San Donato
Milanese (MI)
Italia EUR 200.000.000 Eni SpA
Soci terzi
51,00
49,00
51,00 C.I.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 493
Corporate e Altre attività
Corporate e Società finanziarie
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Agenzia Giornalistica Italia SpA
Roma Italia EUR 2.000.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
D-Share SpA
Milano Italia EUR 121.719,25 AGI SpA 100,00 100,00 C.I.
Eni Corporate University SpA
San Donato
Milanese (MI)
Italia EUR 3.360.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
Eni Energia Italia Srl
San Donato
Milanese (MI)
Italia EUR 50.000 Eni SpA 100,00 Co.
Eni Trading & Shipping SpA
(in liquidazione)
Roma Italia EUR 334.171 Eni SpA 100,00 Co.
EniProgetti SpA
Venezia
Marghera (VE)
Italia EUR 2.064.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
EniServizi SpA
San Donato
Milanese (MI)
Italia EUR 13.427.419,08 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
Eniverse Ventures Srl
(ex Eni Nuova Energia Srl)
San Donato
Milanese (MI)
Italia EUR 50.000 Eni SpA 100,00 Co.
Serfactoring SpA
(in liquidazione)
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. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Banque Eni SA
Bruxelles
(Belgio)
Belgio EUR
50.000.000
Eni International BV
Eni Oil Holdings BV
99,90
0,10
100,00 C.I.
Eni Finance International SA
Bruxelles
(Belgio)
Belgio USD
1.480.365.336
Eni International BV
Eni SpA
66,39
33,61
100,00 C.I.
Eni Finance USA Inc
Dover
(USA)
USA USD
2.500.000
Eni Petroleum Co Inc 100,00 100,00 C.I.
Eni Insurance DAC
Dublino
(Irlanda)
Irlanda EUR 500.000.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
Eni International BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Paesi Bassi EUR 641.683.425 Eni SpA 100,00 100,00 C.I.
Eni International Resources Ltd
Londra
(Regno Unito)
Regno
Unito
GBP 50.000 Eni SpA
Eni UK Ltd
99,99
(..)
100,00 C.I.
Eni Next Llc
Dover
(USA)
USA USD 100 Eni Petroleum Co Inc 100,00 100,00 C.I.
EniProgetti Egypt Ltd
Il Cairo
(Egitto)
Egitto EGP 50.000 EniProgetti SpA
Eni SpA
99,00
1,00
P.N.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022494
Altre attività
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Eni Rewind SpA
San Donato
Milanese (MI)
Italia EUR 101.950.844,46 Eni SpA
Soci Terzi
99,99
(..)
100,00 C.I.
Industria Siciliana Acido
Fosforico - ISAF - SpA
(in liquidazione)
Gela (CL) Italia EUR 1.300.000 Eni Rewind SpA
Soci Terzi
52,00
48,00
P.N.
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Eni Rewind International BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Paesi Bassi
EUR
20.000
Eni International BV
100,00
P.N.
Oleodotto del Reno SA
Coira
(Svizzera)
Svizzera CHF 1.550.000 Eni Rewind SpA 100,00 P.N.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 495
IMPRESE A CONTROLLO CONGIUNTO E COLLEGATE
Exploration & Production
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Agri-Energy Srl
(†)
Jolanda di Savoia
(FE)
Italia EUR 50.000 Eni Natural
Energies SpA
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
Azule Energy Angola SpA
(ex Eni Angola SpA)
San Donato
Milanese (MI)
Angola
EUR
20.200.000
Azule Energy Hold. Ltd
100,00
Mozambique Rovuma Venture SpA
(†)
San Donato
Milanese (MI)
Mozambico
EUR
20.000.000
Eni SpA
Soci Terzi
35,71
64,29
P.N.
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Agiba Petroleum Co
(†)
Il Cairo
(Egitto)
Egitto EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
50,00
50,00
Co.
Angola JVCO Ltd
Sunbury-On-
Thames
(Regno Unito)
Angola USD
1.000
Azule Energy Hold. Ltd 100,00
Ashrafi Island Petroleum Co
(in liquidazione)
Il Cairo
(Egitto)
Egitto
EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
25,00
75,00
Co.
Azule Energy Gas Supply Services Inc
Houston
(USA)
USA USD
1.000
Azule Energy Hold. Ltd 100,00
Azule Energy Holdings Ltd
(†)
Londra
(Regno Unito)
Regno Unito USD
1.000.000
Eni International BV
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
Barentsmorneftegaz Sàrl
(†)
Lussemburgo
(Lussemburgo)
Russia USD
20.000
Eni Energy Russia BV
Soci Terzi
33,33
66,67
P.N.
BP Angola (Block 18) BV
Rotterdam
(Paesi Bassi)
Angola EUR
2.275.625,42
Angola JVCO Ltd 100,00
BP Exploration Angola
(Kwanza Benguela) Ltd
Sunbury-On-
Thames
(Regno Unito)
Angola USD
1
Angola JVCO Ltd 100,00
BP Exploration (Angola) Ltd
Sunbury-On-
Thames
(Regno Unito)
Angola USD
1.000.000
Angola JVCO Ltd 100,00
BP Gas Supply (Angola) Llc
Wilmington
(USA)
Angola USD
12.800.000
Azule En. Gas Sup. S. Inc 100,00
Cabo Delgado Gas Development
Limitada
(†)
Maputo
(Mozambico)
Mozambico MZN
2.500.000
Eni Mozambique LNG
H. BV
Soci Terzi
50,00
50,00
Co.
Cardón IV SA
(†)
Caracas
(Venezuela)
Venezuela
VED
0
Eni Venezuela BV
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(†) L’impresa è a controllo congiunto.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022496
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(†) L’impresa è a controllo congiunto.
(a) Azioni senza valore nominale.
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Compañia Agua Plana SA
Caracas
(Venezuela)
Venezuela VED
0
Eni Venezuela BV
Soci Terzi
26,00
74,00
Co.
Coral FLNG SA
Maputo
(Mozambico)
Mozambico MZN
100.000.000
Eni Mozambique LNG
H. BV
Soci Terzi
25,00
75,00
P.N.
Coral South FLNG DMCC
Dubai
(Emirati Arabi
Uniti)
Emirati Arabi
Uniti
AED
500.000
Eni Mozambique LNG
H. BV
Soci Terzi
25,00
75,00
P.N.
East Delta Gas Co
(in liquidazione)
Il Cairo
(Egitto)
Egitto EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
37,50
62,50
Co.
East 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.
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
Eni Angola Exploration BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Angola EUR
20.000
Azule Energy Hold. Ltd 100,00
Eni Angola Production BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Angola EUR
20.000
Azule Energy Hold. Ltd 100,00
Fedynskmorneftegaz Sàrl
(†)
Lussemburgo
(Lussemburgo)
Russia
USD
20.000
Eni Energy Russia BV
Soci Terzi
33,33
66,67
P.N.
Isatay Operating Company Llp
(†)
Astana
(Kazakhstan)
Kazakhstan KZT
400.000
Eni Isatay
Soci Terzi
50,00
50,00
Co.
Karachaganak Petroleum
Operating BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Kazakhstan EUR
20.000
Agip Karachaganak BV
Soci Terzi
29,25
70,75
Co.
Khaleej Petroleum Co Wll
Safat
(Kuwait)
Kuwait KWD
250.000
Eni Middle E. Ltd
Soci Terzi
49,00
51,00
P.N.
Liberty National
Development Co Llc
Wilmington
(USA)
USA USD
0
(a)
Eni Oil & Gas Inc
Soci Terzi
32,50
67,50
P.N.
Mediterranean Gas Co
Il Cairo
(Egitto)
Egitto EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
25,00
75,00
Co.
Meleiha Petroleum Company
(†)
Il Cairo
(Egitto)
Egitto EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
50,00
50,00
Co.
Mellitah Oil & Gas BV
(†)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Libia EUR
20.000
Eni North Africa BV
Soci Terzi
50,00
50,00
Co.
Nile Delta Oil Co Nidoco
Il Cairo
(Egitto)
Egitto EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
37,50
62,50
Co.
Norpipe Terminal HoldCo Ltd
Londra
(Regno Unito)
Norvegia GBP
55,69
Eni SpA
Soci Terzi
14,20
85,80
P.N.
North Bardawil Petroleum Co
(in liquidazione)
Il Cairo
(Egitto)
Egitto EGP
20.000
Ieoc Exploration BV
Soci Terzi
30,00
70,00
North El Burg Petroleum Co
Il Cairo
(Egitto)
Egitto EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
25,00
75,00
Co.
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.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 497
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
PetroSucre SA
Caracas
(Venezuela)
Venezuela
VED
0
Eni Venezuela BV
Soci Terzi
26,00
74,00
P.N.
Pharaonic Petroleum Co
Il Cairo
(Egitto)
Egitto
EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
25,00
75,00
Co.
Port Said Petroleum Co
(†)
Il Cairo
(Egitto)
Egitto
EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
50,00
50,00
Co.
Qatar Liquefied Gas
Company Limited (9)
Doha
(Qatar)
Qatar USD
1.175.885.000
Eni Qatar BV
Soci Terzi
25,00
75,00
P.N.
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
Eni Mozambique LNG
H. BV
Soci Terzi
25,00
75,00
P.N.
Rovuma LNG SA
Maputo
(Mozambico)
Mozambico MZN
100.000.000
Eni Mozambique LNG
H. BV
Soci Terzi
25,00
75,00
P.N.
Shorouk Petroleum Company
Il Cairo
(Egitto)
Egitto
EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
25,00
75,00
Co.
Société Centrale Electrique
du Congo SA
Pointe-Noire
(Repubblica del
Congo)
Repubblica
del Congo
XAF
44.732.000.000
Eni Congo 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
Eni E&P Holding BV
Soci Terzi
50,00
50,00
Co.
Thekah Petroleum Co
(in liquidazione)
Il Cairo
(Egitto)
Egitto EGP
20.000
Ieoc Exploration BV
Soci Terzi
25,00
75,00
United Gas Derivatives Co
New Cairo
(Egitto)
Egitto USD
153.000.000
Eni International BV
Soci Terzi
33,33
66,67
P.N.
Vår Energi ASA
(#)
Sandnes
(Norvegia)
Norvegia NOK
399.425.000
Eni International BV
Soci Terzi
63,08
36,92
P.N.
VIC CBM Ltd
(†)
Londra
(Regno Unito)
Indonesia USD
52.315.912
Eni Lasmo Plc
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
Virginia Indonesia Co CBM Ltd
(†)
Londra
(Regno Unito)
Indonesia USD
25.631.640
Eni Lasmo Plc
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
West Ashrafi Petroleum Co
(†)
(in liquidazione)
Il Cairo
(Egitto)
Egitto EGP
20.000
Ieoc Exploration BV
Soci Terzi
50,00
50,00
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(†) L’impresa è a controllo congiunto.
(#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati extra-UE.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022498
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(†) L’impresa è a controllo congiunto.
(a) Percentuale pari al working interest di Eni.
(10) Società assoggettata a regime fiscale privilegiato di cui all’art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a
tassazione in Italia. Partecipazione considerata di controllo ex art. 167, comma 2 del TUIR.
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 Corridor Srl
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
Transmed SpA
(†)
Milano
Italia
EUR
240.000
Eni Corridor Srl
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
(
*
)
Blue Stream Pipeline Co BV
(†)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Russia USD 22.000 Eni International BV
Soci Terzi
50,00
50,00
74,62
(a)
J.O.
Damietta LNG (DLNG) SAE
(†)
Damietta
(Egitto)
Egitto USD 375.000.000 Eni Gas Liquef. BV
Soci Terzi
50,00
50,00
50,00
J.O.
DLNG Service SAE
(†)
(ex 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.
GreenStream BV
(†)
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Libia EUR 200.000.000 Eni North Africa BV
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 Corridor Srl
Soci Terzi
90,00
5,00
5,00
P.N.
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
(†)(10)
St. Helier
(Jersey)
Jersey USD 10.310.000 Eni Corridor Srl
Soci Terzi
50,00
50,00
50,00
J.O.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 499
Refining & Marketing e Chimica
Refining & 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 Ecofuel SpA
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
CePIM Centro Padano
Interscambio Merci SpA
Fontevivo (PR) Italia EUR 6.642.928,32 Ecofuel SpA
Soci Terzi
44,78
55,22
P.N.
Consorzio Operatori GPL di Napoli
Napoli Italia EUR 102.000 Ecofuel SpA
Soci Terzi
25,00
75,00
Co.
Costiero Gas Livorno SpA
(†)
Livorno Italia EUR 26.000.000 Ecofuel SpA
Soci Terzi
65,00
35,00
65,00 J.O.
Disma SpA
Segrate (MI) Italia EUR 2.600.000 Ecofuel SpA
Soci Terzi
25,00
75,00
P.N.
Porto Petroli di Genova SpA
Genova Italia EUR 2.068.000 Ecofuel SpA
Soci Terzi
40,50
59,50
P.N.
Raffineria di Milazzo ScpA
(†)
Milazzo (ME) Italia EUR 171.143.000 Eni SpA
Soci Terzi
50,00
50,00
50,00 J.O.
Seram SpA
Fiumicino (RM) Italia EUR 852.000 Eni SpA
Soci Terzi
25,00
75,00
P.N.
Sigea Sistema Integrato
Genova Arquata SpA
Genova Italia EUR 3.326.900 Ecofuel SpA
Soci Terzi
35,00
65,00
P.N.
Società Oleodotti
Meridionali - SOM SpA
(†)
Roma Italia EUR 3.085.000 Eni SpA
Soci Terzi
70,00
30,00
P.N.
South Italy Green Hydrogen Srl
(†)
Roma Italia EUR 10.000 Eni SpA
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Abu Dhabi Oil Refining Company
(TAKREER)
Abu Dhabi
(Emirati Arabi
Uniti)
Emirati Arabi
Uniti
AED 500.000.000 Eni Abu Dhabi R&T
Soci Terzi
20,00
80,00
P.N.
ADNOC Global Trading Ltd
Abu Dhabi
(Emirati Arabi
Uniti)
Emirati Arabi
Uniti
USD 100.000.000 Eni Abu Dhabi R&T
Soci Terzi
20,00
80,00
P.N.
AET - Raffineriebeteiligungsgesellschaft
mbH
(†)
Schwedt
(Germania)
Germania EUR 27.000 Eni Deutsch. GmbH
Soci Terzi
33,33
66,67
P.N.
Bayernoil Raffineriegesellschaft mbH
(†)
Vohburg
(Germania)
Germania EUR 10.226.000 Eni Deutsch. GmbH
Soci Terzi
20,00
80,00
20,00
J.O.
City Carburoil SA
(†)
Monteceneri
(Svizzera)
Svizzera CHF 6.000.000 Eni Suisse SA
Soci Terzi
49,91
50,09
P.N.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(†) L’impresa è a controllo congiunto.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022500
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Egyptian International
Gas Technology Co
New Cairo
(Egitto)
Egitto EGP 100.000.000 Eni International BV
Soci Terzi
40,00
60,00
P.N.
ENEOS Italsing Pte Ltd
Singapore
(Singapore)
Singapore SGD 12.000.000 Eni International BV
Soci Terzi
22,50
77,50
P.N.
Fuelling Aviation Services GIE
Tremblay-en-
France
(Francia)
Francia EUR 0 Eni France Sàrl
Soci Terzi
25,00
75,00
Co.
Mediterranée Bitumes SA
Tunisi
(Tunisia)
Tunisia TND 1.000.000 Eni International BV
Soci Terzi
34,00
66,00
P.N.
Routex BV
Amsterdam
(Paesi Bassi)
Paesi Bassi EUR 67.500 Eni Sust. Mobility SpA
Routex BV
Soci Terzi
20,00
20,00
60,00
(a)
P.N.
Saraco SA
Meyrin
(Svizzera)
Svizzera
CHF
420.000
Eni Suisse SA
Soci Terzi
20,00
80,00
Co.
Supermetanol CA
(†)
Jose Puerto La
Cruz
(Venezuela)
Venezuela
VED
0
Ecofuel SpA
Supermetanol CA
Soci Terzi
34,51
30,07
35,42
50,00
(b)
J.O.
TBG Tanklager
Betriebsgesellschaft GmbH
(†)
Salisburgo
(Austria)
Austria EUR 43.603,70 Eni Marketing A. GmbH
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
Weat Electronic Datenservice GmbH
Düsseldorf
(Germania)
Germania EUR 409.034 Eni Deutsch. GmbH
Soci Terzi
20,00
80,00
P.N.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(†) L’impresa è a controllo congiunto.
(a) Quota di Controllo: Eni Sustainable Mobility SpA 25,00
Soci Terzi 75,00
(b) Percentuale pari al working interest di Eni.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 501
Chimica
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Brindisi Servizi Generali Scarl
Brindisi Italia EUR 1.549.060 Versalis SpA
Eni Rewind SpA
EniPower SpA
Soci Terzi
49,00
20,20
8,90
21,90
P.N.
IFM Ferrara ScpA
Ferrara Italia EUR 5.304.464 Versalis SpA
Eni Rewind SpA
S.E.F. Srl
Soci Terzi
19,61
11,51
10,63
58,25
P.N.
Matrìca SpA
(†)
Porto Torres
(SS)
Italia EUR 37.500.000 Versalis SpA
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
Novamont SpA
Novara Italia EUR 20.000.000 Versalis SpA
Soci Terzi
35,00
65,00
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 5.597.4 00 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 Oilfield Specialty Chemicals Llc
(†)
Abu Dhabi
(Emirati Arabi
Uniti)
Emirati Arabi
Uniti
AED 1.000.000 Versalis International SA
Soci Terzi
49,00
51,00
P.N.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(†) L’impresa è a controllo congiunto.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022502
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
(
*
)
Bettercity SpA
Bergamo Italia EUR 50.000 Eni Plenitude SpA SB
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
E-Prosume Srl
(†)
(in liquidazione)
Milano Italia EUR 100.000 Evolvere Venture SpA
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
Evogy Srl Società Benefit
Seriate (BG) Italia EUR 11.785,71 Evolvere Venture SpA
Soci Terzi
45,45
54,55
P.N.
GreenIT SpA
(†)
San Donato
Milanese (MI)
Italia EUR 50.000 Eni Plenitude SpA SB
Soci Terzi
51,00
49,00
P.N.
Hergo Renewables SpA
(†)
Milano Italia EUR 50.000 Eni Plenitude SpA SB
Soci Terzi
65,00
35,00
P.N.
Renewable Dispatching Srl
Milano Italia EUR 200.000 Evolvere Venture SpA
Soci Terzi
40,00
60,00
P.N.
Siel Agrisolare Srl
(†)
Cesena (FC) Italia EUR 10.000 SEF Srl
Soci Terzi
51.00
49.00
P.N.
Tate Srl
Bologna Italia EUR 408.509,29 Evolvere Venture SpA
Soci Terzi
36,00
64,00
P.N.
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Bluebell Solar Class A Holdings II Llc
Wilmington
(USA)
USA USD 82.351.634 Eni New Energy US Inc
Soci Terzi
99,00
1,00
P.N.
Clarensac Solar SAS
Meyreuil
(Francia)
Francia EUR 25.000 Eni Plen. Op. Fr. SAS
Soci Terzi
40,00
60,00
P.N.
Enera Conseil SAS
(†)
Clichy
(Francia)
Francia EUR 9.690 Eni G&P France SA
Soci Terzi
51,00
49,00
P.N.
EnerOcean SL
(†)
Malaga
(Spagna)
Spagna EUR 409.784 Eni Plenitude SpA SB
Soci Terzi
25,00
75,00
P.N.
Novis Renewables Holdings Llc
Wilmington
(USA)
USA USD 100 Eni New Energy US Inc
Soci Terzi
49,00
51,00
P.N.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(†) L’impresa è a controllo congiunto.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 503
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(†) L’impresa è a controllo congiunto.
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Novis Renewables Llc
(†)
Wilmington
(USA)
USA
USD
100
Eni New Energy US Inc
Soci Terzi
50,00
50,00
P.N.
POW - Polish Offshore
Wind-Co Sp zoo
(†)
Varsavia
(Polonia)
Polonia PLN 5.000 Eni En. Solutions BV
Soci Terzi
95,00
5,00
P.N.
Vårgrønn AS
(†)
Stavanger
(Norvegia)
Norvegia
NOK
400.000
Eni En. Solutions BV
Soci Terzi
65,00
35,00
P.N.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022504
Power
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Società EniPower Ferrara Srl
(†)
San Donato
Milanese (MI)
Italia EUR 140.000.000 EniPower SpA
Soci Terzi
51,00
49,00
26,01 J.O.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(†) L’impresa è a controllo congiunto.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 505
Corporate e Altre attività
Corporate e Società finanziarie
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Consorzio per l'attuazione del Progetto
Divertor Tokamak Test DTT Scarl
(†)
Frascati (RM) Italia EUR 1.000.000 Eni SpA
Soci Terzi
25,00
75,00
Co.
Saipem SpA
(#)(†)
Milano Italia EUR 501.669.790,83 Eni SpA
Saipem SpA
Soci Terzi
31,19
0,02
68,79
(a)
P.N.
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
% Consolidata
di pertinenza Eni
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Avanti Battery Company
(b)
Natick
(USA)
USA USD 683 Eni Next Llc
Soci Terzi
P.N.
Commonwealth Fusion Systems Llc
(b)
Wilmington
(USA)
USA USD 890 Eni Next Llc
Soci Terzi
P.N.
Cool Planet Technologies Ltd
(b)
Londra
(Regno Unito)
Regno Unito GBP 1.000 Eni Next Llc
Soci Terzi
P.N.
CZero Inc
(b)
Wilmington
(USA)
USA USD 334 Eni Next Llc
Soci Terzi
P.N.
Form Energy Inc
(b)
Somerville
(USA)
USA USD 1.129 Eni Next Llc
Soci Terzi
P.N.
M2X Energy Inc
(b)
(ex Obantarla Corp.)
Wilmington
(USA)
USA USD 99 Eni Next Llc
Soci Terzi
P.N.
sHYp BV PBC
(b)
Wilmington
(USA)
USA USD 86 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
(b)
Wilmington
(USA)
USA
USD
351
Eni Next Llc
Soci Terzi
P.N.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati italiani o di altri Paesi dell’UE.
(†) L’impresa è a controllo congiunto.
(a) Quota di Controllo: Eni SpA 31,20
Soci Terzi 68,80
(b) L’informazione relativa al capitale sociale si riferisce alle azioni ordinarie.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022506
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. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(†) L’impresa è a controllo congiunto.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 507
ALTRE PARTECIPAZIONI RILEVANTI
Exploration & Production
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
BF SpA
(#)
Jolanda di Savoia
(FE)
Italia EUR 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
West Perth
(Australia)
Australia
AUD
187.569.921,42
Eni G&P LNG Aus. BV
Soci Terzi
10,99
89,01
F.V.
New Liberty Residential Co Llc
West Trenton
(USA)
USA
USD
0
(a)
Eni Oil & Gas Inc
Soci Terzi
17,50
82,50
F.V.
Nigeria LNG Ltd
Port Harcourt
(Nigeria)
Nigeria USD
1.138.207.000
Eni Int. NA NV Sàrl
Soci Terzi
10,40
89,60
F.V.
North Caspian Operating Co NV
L'Aja
(Paesi Bassi)
Kazakhstan EUR
128.520
Agip Caspian Sea BV
Soci Terzi
16,81
83,19
F.V.
Petrolera Güiria SA
Caracas
(Venezuela)
Venezuela VED
0
Eni Venezuela BV
Soci Terzi
19,50
80,50
F.V.
Torsina Oil Co
Il Cairo
(Egitto)
Egitto EGP
20.000
Ieoc Production BV
Soci Terzi
12,50
87,50
F.V.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati italiani o di altri Paesi dell’UE.
(a) Azioni senza valore nominale.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022508
Global Gas & LNG Portfolio
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Norsea Gas GmbH
Friedeburg-Etzel
(Germania)
Germania EUR 1.533.875,64 Eni International BV
Soci Terzi
13,04
86,96
F.V.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 509
Refining & Marketing e Chimica
Refining & 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
Eni Deutsch. GmbH
Soci Terzi
12,50
87,50
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.
Dépôt Pétrolier de la Côte d’Azur SAS
Nanterre
(Francia)
Francia EUR
207.500
Eni France Sàrl
Soci Terzi
18,00
82,00
F.V.
Dépôts Pétroliers de Fos SA
Fos-Sur-Mer
(Francia)
Francia EUR
3.954.196,40
Eni France Sàrl
Soci Terzi
16,81
83,19
F.V.
Joint Inspection Group Ltd
Cambourne
(Regno Unito)
Regno Unito GBP
0
(a)
Eni SpA
Soci Terzi
12,50
87,50
F.V.
Saudi European Petrochemical Co
"IBN ZAHR"
Al Jubail
(Arabia Saudita)
Arabia
Saudita
SAR
1.200.000.000
Ecofuel SpA
Soci Terzi
10,00
90,00
F.V.
S.I.P.G. Société Immobilière Pétrolière
de Gestion Snc
Tremblay-en-
France
(Francia)
Francia EUR
40.000
Eni France Sàrl
Soci Terzi
12,50
87,50
F.V.
Sistema Integrado de Gestion
de Aceites Usados
Madrid
(Spagna)
Spagna EUR
175.713
Eni Iberia SLU
Soci Terzi
15,45
84,55
F.V.
Tanklager - Gesellschaft Tegel (TGT) GbR
Amburgo
(Germania)
Germania EUR
4.953
Eni Deutsch. GmbH
Soci Terzi
12,50
87,50
F.V.
TAR - Tankanlage Ruemlang AG
Ruemlang
(Svizzera)
Svizzera
CHF
3.259.500
Eni Suisse SA
Soci Terzi
16,27
83,73
F.V.
Tema Lube Oil Co Ltd
Accra
(Ghana)
Ghana
GHS
258.309
Eni International BV
Soci Terzi
12,00
88,00
F.V.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(a) Azioni senza valore nominale.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022510
Corporate e Altre attività
Corporate e Società finanziarie
ALL'ESTERO
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
New Energy One Acquisition
Corporation Plc
(#)
Londra
(Regno Unito)
Regno Unito
GBP
71.875
Eni International BV
Soci Terzi
3,92
96,08
F.V.
Altre attività
IN ITALIA
Denominazione
Sede legale
Sede operativa
Valuta
Capitale
Soci
% Possesso
Metodo di
consolidamento
o criterio
di valutazione
(
*
)
Ottana Sviluppo ScpA
(in fallimento)
Nuoro
Italia
EUR
516.000
Eni Rewind SpA
Soci Terzi
30,00
70,00
F.V.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati extra-UE.
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 511
Variazioni dell'area di consolidamento verificatesi nell'esercizio
Imprese consolidate con il metodo integrale
IMPRESE INCLUSE (N. 113)
Agrikroton Srl - Società Agricola
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Anberia Invest SLU
Madrid Plenitude Acquisizione
Borgia Wind Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Brazoria Class B Member Llc
Dover Plenitude Sopravvenuta rilevanza
Brazoria HoldCo Llc
Dover Plenitude Sopravvenuta rilevanza
Corazon Energy Class B Llc
Dover Plenitude Acquisizione
Corazon Energy Llc
Dover Plenitude Acquisizione
Corazon Tax Equity Partnership Llc
Dover Plenitude Acquisizione
Corlinter 5000 SLU
Madrid Plenitude Acquisizione
Corridonia Energia Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Dynamica Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Ecoener Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Ekain Renovables SLU
Madrid Plenitude Acquisizione
Elettro Sannio Wind 2 Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Energía Eólica Boreas SLU
Madrid Plenitude Acquisizione
Enerkall Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Eni Corridor Srl
San Donato Milanese (MI) Global Gas & LNG Portfolio Sopravvenuta rilevanza
Eni New Energy Australia Pty Ltd
Perth Plenitude Sopravvenuta rilevanza
Eni New Energy Batchelor Pty Ltd
Perth Plenitude Sopravvenuta rilevanza
Eni New Energy Katherine Pty Ltd
Perth Plenitude Sopravvenuta rilevanza
Eni New Energy Manton Dam Pty Ltd
Perth Plenitude Sopravvenuta rilevanza
Eni Plenitude Renewables Hellas Single Member SA
Atene Plenitude Acquisizione
Eni Qatar BV
Amsterdam Exploration & Production Sopravvenuta rilevanza
Eni Sustainable Mobility SpA
Roma Refining & Marketing Sopravvenuta rilevanza
Eni Transporte y Suministro México S. de RL de CV
Città del Messico Refining & Marketing Sopravvenuta rilevanza
Eolica Cuellar de la Sierra SLU
Madrid Plenitude Acquisizione
Eolica Pietramontecorvino Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Eolica Wind Power Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Eolo Energie - Corleone - Campofiorito Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Export LNG Ltd
Hong Kong Exploration & Production Acquisizione
Faren Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
FAS Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Fotovoltaica Escudero SLU
Valencia Plenitude Acquisizione del controllo
Fotovoltaica Pietramontecorvino Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
FV4P Srl
Forlì (FC) Plenitude Acquisizione
Gemsa Solar Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
GPC Uno Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022512
GPC Due Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Green Parity Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Guajillo Energy Storage Llc
Dover Plenitude Acquisizione
Guilleus Consulting SLU
Madrid Plenitude Acquisizione
Inveese SAS
Bogotà Plenitude Acquisizione
Lugo Società Agricola Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Lugo Solar Tech Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Marano Solar Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Marano Solare Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Marcellinara Wind Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Miburia Trade SLU
Madrid Plenitude Acquisizione
Micropower Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Molinetto Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Monte San Giusto Solar Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Montefano Energia Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Olivadi Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Parco Eolico di Tursi e Colobraro Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Pescina Wind Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Pieve5 Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
PLT Colombia SAS
Bogotà Plenitude Acquisizione
PLT Energia Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
PLT Engineering Colombia SAS
Bogotà Plenitude Acquisizione
PLT Engineering Romania Srl
Cluj-Napoca Plenitude Acquisizione
PLT Engineering Spagna SLU
Madrid Plenitude Acquisizione
PLT Engineering Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
PLT Puregreen SpA
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
PLT Spagna SL
Madrid Plenitude Acquisizione
PLT Wind 2020 Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
PLT Wind 2022 SpA
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Pollenza Sole Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Punes Trade SLU
Madrid Plenitude Acquisizione
Ravenna 1 FTV Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
RF-AVIO Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
RF-Cavallerizza Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Ruggiero Wind Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
SAV - Santa Maria Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
SEF Green Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 513
SEF Miniwind Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
SEF Solar Abruzzo Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
SEF Solar II Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
SEF Solar Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
SEF Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
SKGRPV1 Single Member Private Company
Atene Plenitude Acquisizione
SKGRPV2 Single Member Private Company
Atene Plenitude Acquisizione
SKGRPV3 Single Member Private Company
Atene Plenitude Acquisizione
SKGRPV4 Single Member Private Company
Atene Plenitude Acquisizione
SKGRPV5 Single Member Private Company
Atene Plenitude Acquisizione
SKGRPV6 Single Member Private Company
Atene Plenitude Acquisizione
SKGRPV7 Single Member Private Company
Atene Plenitude Acquisizione
SKGRPV8 Single Member Private Company
Atene Plenitude Acquisizione
SKGRPV9 Single Member Private Company
Atene Plenitude Acquisizione
SKGRPV10 Single Member Private Company
Atene Plenitude Acquisizione
SKGRPV11 Single Member Private Company
Atene Plenitude Acquisizione
SKGRPV12 Single Member Private Company
Atene Plenitude Acquisizione
SKGRPV13 Single Member Private Company
Atene Plenitude Acquisizione
SKGRPV14 Single Member Private Company
Atene Plenitude Acquisizione
SKGRPV15 Single Member Private Company
Atene Plenitude Acquisizione
SKGRPV16 Single Member Private Company
Atene Plenitude Acquisizione
SKGRPV17 Single Member Private Company
Atene Plenitude Acquisizione
SKGRPV18 Single Member Private Company
Atene Plenitude Acquisizione
SKGRPV19 Single Member Private Company
Atene Plenitude Acquisizione
SKGRPV20 Single Member Private Company
Atene Plenitude Acquisizione
Società Agricola Agricentro Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Società Agricola Casemurate Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Società Agricola Forestale Pianura Verde Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Società Agricola Isola d'Agri Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Società Agricola L'Albero Azzurro Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Società Agricola SEF Bio Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Timpe Muzzunetti 2 Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Vivaro FTV Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
VRG Wind 127 Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
VRG WIND 149 Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
W-Energy Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Wind Salandra Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Wind Turbines Engineering 2 Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
Windsol Srl
Cesena (FC) Plenitude Acquisizione
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022514
EniBioCh4in Annia Srl Società Agricola
San Donato Milanese (MI) Refining & Marketing Fusione
EniBioCh4in Appia Srl Società Agricola
San Donato Milanese (MI) Refining & Marketing Fusione
EniBioCh4in Briona Srl Società Agricola
San Donato Milanese (MI) Refining & Marketing Fusione
EniBioCh4in Calandre Energia Srl Società Agricola
San Donato Milanese (MI) Refining & Marketing Fusione
EniBioCh4in Gardilliana Società Agricola Srl
San Donato Milanese (MI) Refining & Marketing Fusione
EniBioCh4in Maddalena Società Agricola Srl
San Donato Milanese (MI) Refining & Marketing Fusione
EniBioCh4in Medea Srl Società Agricola
San Donato Milanese (MI) Refining & Marketing Fusione
EniBioCh4in Mortara Società Agricola Srl
San Donato Milanese (MI) Refining & Marketing Fusione
EniBioCh4in Plovera Società Agricola Srl
San Donato Milanese (MI) Refining & Marketing Fusione
EniBioCh4in Rhodigium Società Agricola Srl
San Donato Milanese (MI) Refining & Marketing Fusione
EniBioCh4in San Benedetto Po Srl Società Agricola
San Donato Milanese (MI) Refining & Marketing Fusione
EniBioCh4in Vigevano Srl Società Agricola
San Donato Milanese (MI) Refining & Marketing Fusione
EniBioCh4in Villacidro Agricole Società Agricola a
responsabilità limitata
San Donato Milanese (MI) Refining & Marketing Fusione
Eni AEP Ltd
Londra Exploration & Production Cessione
Eni Angola SpA
San Donato Milanese (MI) Exploration & Production Perdita del controllo
Eni Angola Exploration BV
Amsterdam Exploration & Production Perdita del controllo
Eni Angola Production BV
Amsterdam Exploration & Production Perdita del controllo
Eni New Energy Pakistan (Private) Ltd
Karachi Exploration & Production Cessione
Eni North Sea Wind Ltd
Londra Plenitude Perdita del controllo
Eni Mozambique Engineering Ltd
Londra Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza
Eni Pakistan Ltd
Londra Exploration & Production Cessione
Eni Pakistan (M) Ltd Sàrl
Lussemburgo Exploration & Production Cessione
Eni South Africa BV
Amsterdam Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza
Eni West Africa SpA
San Donato Milanese (MI) Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza
Eolica Lucana Srl
Milano Plenitude Fusione
Green Energy Management Services Srl
Roma Plenitude Fusione
Ing. Luigi Conti Vecchi SpA
Assemini (CA) Altre attività Cessione
Instalaciones Martínez Díez SLU
Torrelavega Plenitude Fusione
Mizamtec Operating Company S. de RL de CV
Città del Messico Exploration & Production Sopravvenuta irrilevanza
Padanaplast Srl
Roccabianca (PR) Chimica Fusione
IMPRESE ESCLUSE (N. 30)
ALLEGATI BILANCIO DI ESERCIZIO
BILANCIO CONSOLIDATO
RELAZIONE SULLA GESTIONE 515
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
8.908 5.216 14.124 14 9.499 9.513 8.922 14.716 23.637
Servizi di attestazione
123 307 430 - 288 288 123 595 718
Servizi di consulenza fiscale
- - - - 11 11 - 11 11
Altri servizi
1.233 1.115 2.348 - 485 485 1.233
(2)
1.600
(3)
2.834
Totale corrispettivi
10.264 6.638 16.902 14 10.284 10.298 10.278 16.922 27.200
(1) Si intendono società controllate, di cui alla Direttiva Transparency, riconducibili essenzialmente, alle società considerate controllate secondo le disposizioni dei principi contabili internazionali e
secondo le normative civilistiche applicabili.
(2) Gli altri servizi di revisione forniti da PwC SpA alla capogruppo sono relativi principalmente a servizi per l'emissione di comfort letter in occasione di emissioni obbligazionarie, ai servizi di revisione
della relazione predisposta da Eni SpA sui pagamenti ai governi e alle verifiche sui riaddebiti dei costi/tariffe.
(3) Gli altri servizi di revisione forniti da PwC SpA e dalle società appartenenti al network PwC alle società controllate sono relativi principalmente a: (i) emissione di comfort letter, (ii) procedure di
verifica concordate e (iii) certificazione tariffe.
ENI RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2022516
Sede Legale
Capitale Sociale al 31 dicembre 2022: € 4.005.358.876,00 interamente versato
Registro delle Imprese di Roma, codice fiscale 00484960588
Partita IVA 00905811006
Altre Sedi
Via Emilia, 1 - San Donato Milanese (MI) - Italia
Piazza Ezio Vanoni, 1 - San Donato Milanese (MI) - Italia
Contatti
eni.com
+39-0659821
800940924
segreteriasocietaria.azionisti@eni.com
Ufficio rapporti con gli investitori
Piazza Ezio Vanoni, 1 - 20097 San Donato Milanese (MI)
Tel. +39-0252051651 - Fax +39-0252031929
e-mail: investor.relations@eni.com
Layout, impaginazione e supervisione
K-Change - Roma
Eni
Relazione Finanziaria Annuale
2022
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2022